Технология вторичного вскрытия продуктивного пласта

- отпадает необходимость прибегать к способам вторичного вскрытия для сообщения ствола скважины с пластом. Следовательно, стоимость вскрытия может быть минимальной, фильтрация же пластовой жидкости в скважину происходит через всю поверхность ее стенок.

      Этот  способ можно применять только в  том случае, если продуктивный пласт  сложен прочной породой и не разрушается  при создании сравнительно большой  депрессии для получения притока, насыщен только одной жидкостью (либо нефтью, либо газом), а коллекторские свойства по его толщине изменяются незначительно.

      Другой  способ первичного вскрытия (рис. 1, б) отличается от рассмотренного тем, что ствол  скважины в продуктивном пласте укрепляют специальным фильтром, но не цементируют. Этот способ можно использовать для вскрытия слабосцементированных коллекторов. В остальном область применения ограничена теми же условиями, что и предыдущего. По сравнению с первым здесь несколько больше расход обсадных труб.

      Наиболее  широко распространен способ, показанный на рис. 1, в. Здесь продуктивный пласт  разбуривают, не перекрывая предварительно вышележащую толщу пород обсадными  трубами. Пробурив скважину в продуктивном пласте, укрепляют ее эксплуатационной колонной и цементируют. В дальнейшем, используя один из способов вторичного вскрытия, в эксплуатационной колонне и цементном камне пробивают отверстия, через которые пластовая жидкость может притекать в скважину.

      Способ  позволяет избирательно сообщать скважину с любым по толщине участком продуктивного пласта и получать приток пластовой жидкости только из него, проводить специальную обработку этого участка с целью улучшения коллекторских свойств приствольной зоны и интенсификации притока из него, одновременно, но раздельно эксплуатировать несколько участков пласта, различающихся между собой коллекторскими свойствами, составом или свойствами насыщающих их жидкостей.

      Способ  имеет и существенные недостатки. Во-первых, состав и плотность промывочной  жидкости приходится выбирать с учетом устойчивости, коэффициентов аномальности пластовых давлений и индексов давлений поглощения не только продуктивного пласта, но и всей толщи вышележащих пород, не перекрытой предыдущей обсадной колонной. Поэтому если коэффициент аномальности в одном из вышележащих объектов существенно больше, чем в продуктивном пласте, то при разбуривании последнего придется использовать промывочную жидкость с повышенной плотностью; при этом избыточное давление на продуктивный пласт будет излишне высоким, что способствует более интенсивному загрязнению коллектора. Если для разбуривания продуктивного пласта использовать специальную, более дорогую промывочную жидкость, то потребный ее объем и стоимость будут значительно больше, чем при рассмотренных выше способах, даже если она не будет поглощаться в вышележащие породы.

      Во-вторых, продуктивный пласт может существенно  загрязняться тампонажным раствором, поскольку избыточное давление при  цементировании обычно значительно  больше, чем при бурении.

      В-третьих, этот способ не обеспечивает устойчивости и целостности несцементированных и слабосцементированных коллекторов; под воздействием депрессии, создаваемой для получения притока, коллектор разрушается и вместе с пластовой жидкостью в скважину выносятся продукты разрушения - песок и более тонкие илистые частицы.

      Иногда, чтобы предотвратить загрязнение  продуктивного пласта тампонажным  раствором, применяют способ вскрытия, показанный на рис. 1, г. От предыдущего  он отличается тем, что нижний участок  эксплуатационной колонны составляют из труб с заранее профрезерованными щелями и цементируют скважину лишь выше кровли продуктивного пласта. Способ можно применять только в тех случаях, когда применимы первые два из описанных выше. Состав и плотность промывочной жидкости здесь выбирают так же, как и при третьем из рассмотренных способов.

      Если  один способ первичного вскрытия показан  на рис. 1, д. До начала разбуривания продуктивного  пласта расположенную выше него толщу  пород укрепляют обсадной колонной и заколонное пространство цементируют. После разбуривания пласта скважину закрепляют потайной обсадной колонной и цементируют. Затем с помощью одного из способов вторичного вскрытия в колонне и цементном камне пробивают отверстия, по которым может притекать пластовая жидкость. Этому способу присущи основные достоинства первых трех. Если потайную (эксплуатационную) колонну цементировать лишь в нижнем интервале от забоя до сечения, расположенного немного (на 100-300 м) выше кровли продуктивного пласта, можно практически полностью исключить опасность загрязнения последнего тампонажным раствором.

      Если  применять потайную колонну такого же диаметра, как диаметр эксплуатационной колонны при третьем из рассмотренных  способов, стоимость строительства  скважины будет более высокой. Этот способ не позволяет также предотвратить разрушение коллектора при создании значительной депрессии.

Дебит скважины возрастает с увеличением  поверхности ствола, через которую  фильтруется пластовая жидкость. Известно несколько путей увеличения поверхности фильтрации. Один из них - создание нескольких боковых почти горизонтальных стволов, расходящихся от основной скважины по продуктивному пласту. Использовать его можно в том случае, если пласт насыщен только одной жидкостью и сложен в основном устойчивой породой. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

      4.1. Испытание.

      При испытании пластов по схеме «снизу вверх» в заканчивание входят следующие  операции: вскрытие пласта в процессе бурения, геофизические исследования, спуск и цементирование обсадной колонны, перфорация колонны против самого глубокозалегающего пласта, испытание этого пласта и его изоляция, перфорация колонны против вышерасположенного пласта и его испытание. Эти операции продолжаются до завершения испытания самого верхнего горизонта в геологическом разрезе скважины.

      В случае испытания пластов по схеме  «сверху вниз», когда все вышерасположенные перспективные горизонты испытываются в процессе бурения по мере углубления скважины, в заканчивание входят три операции:

вскрытие, испытание самого нижнего пласта и геофизические исследования.

      Так же как при заканчивании эксплуатационных скважин, в указанный комплекс при проводке разведочных скважин дополнительно могут входить процессы по интенсификации притока и по креплению пород призабойной зоны пласта.

      Вскрытие, испытание и опробование пластов  занимают особое место в комплексе заканчивания, так как они являются начальной стадией данного цикла работ и от их качества зависит эффективность последующих операций, проводимых в эксплуатационных и разведочных скважинах.

      Основным  показателем качества вскрытия пластов  в процессе бурения является максимальное сохранение коллекторских свойств пород призабойной зоны, а целью опробования и испытания пластов в бурящихся скважинах — определение естественных геолого-физических параметров пласта. Исходя из этого, наметились основные направления в развитии методов вскрытия, опробования и испытания пластов. Так, совершенствование методов вскрытия пластов проводится по двум основным направлениям: создание техники и технологии вскрытия пластов с аномально большими пластовыми давлениями и разработка методов вскрытия пластов, в которых давления меньше гидростатического давления. Первое направление в основном охватывает проблему вскрытия пластов в разведочных скважинах и на вновь вводимых в эксплуатацию месторождениях, а по второму направлению происходит совершенствование методов вскрытия пластов для истощенных месторождений с целью извлечения остаточных запасов нефти из залежей, не участвующих в разработке.

      Многообразие  геологических, физических, технических  и других особенностей проводки скважин не позволяет создать универсальный метод вскрытия продуктивных пластов, который мог бы максимально сохранить естественную характеристику горных пород, слагающих призабойную зону. Поэтому совершенствование вскрытия продуктивных пластов ведется несколькими путями, а именно: изыскание новых видов химических реагентов для обработки буровых растворов и специальных добавок к ним для временной закупорки поровых каналов пласта; получение буровых растворов, жидкая фаза которых по своим свойствам однородна с пластовой жидкостью, и разработка методов вскрытия продуктивных горизонтов без избыточного давления на пласт.

В каждом отдельном случае метод вскрытия продуктивного пласта выбирается в  зависимости от физико-геологических  особенностей коллектора и физико-химической характеристики пластовой жидкости, при этом в первую очередь учитываются  величины пластовых давлений, проницаемость и вещественный состав призабойной зоны, наличие в разрезе пласта набухающих глин, степень трещиноватости.

      Совершенствование методов вскрытия продуктивных пластов  с давлением на забое выше гидростатического  и с давлением, равным гидростатическому, проводится изменением плотности бурового раствора. При этом к буровым растворам в основном предъявляются требования обеспечения минимального проникновения фильтрата и твердых частиц в горные породы, слагающие призабойную зону пласта; недопущения взаимодействия фильтрата с глинистым материалом, находящимся в продуктивном пласте; предотвращения образования нерастворимых осадков в поровом пространстве пласта; обеспечения необходимой стабильности раствора при высоких температурах, давлении и при контактировании с пластовой водой, а также обеспечения сравнительно легкого удаления проникших в пласт фильтрата и твердых частиц при испытании скважин.

Эти требования справедливы при оценке любой  жидкости, применяемой для вскрытия пластов. Опыт показал, что наиболее распространенными при бурении скважин являются буровые растворы на водной основе, однако их отрицательное воздействие на продуктивную зону делает нежелательным их использование при вскрытии пластов без специальной химической обработки. Меньшее влияние на ухудшение естественных параметров пласта оказывают эмульсионные растворы, приготовляемые из воды и нефти с добавлением эмульгаторов (крахмала, КМЦ, бентонита и др.). Эти растворы обладают меньшей плотностью, водоотдачей и лучшими смазывающими свойствами, что положительно влияет на качество вскрытия пластов по сравнению с обычными буровыми растворами на водной основе. Применение эмульсии «вода в нефти» на некоторых месторождениях позволило получить удельную продуктивность скважин в 4—20 раз большую, чем при вскрытии пластов с промывкой забоя водой или буровым раствором на водной основе. Однако наличие воды в эмульсионных растворах вызывает определенные изменения в пласте.

      Уменьшением количества воды в эмульсии «вода  в нефти» получают промывочные растворы на нефтяной основе, которые изготовляются из сырой нефти или дизельного топлива с добавлением различных химических компонентов. Свойства данных растворов (вязкость, плотность, фильтрация, стабильность и др.) регулируются в широких пределах. Так, плотность растворов на нефтяной основе может быть изменена от 0,9 до 2,2 г/см3, а фильтрация может быть доведена до нуля. Указанные растворы сохраняют стабильность при забойных температурах до 200° С. Вода, содержание которой в растворе не превышает 3%, не оказывает существенного влияния на породы призабойной зоны, поэтому при вскрытии пластов обеспечивается максимальное сохранение естественных параметров пласта.

      К данным промывочным жидкостям может  быть отнесена обычная нефть. Применение сырой нефти при вскрытии пластов, так же как и растворов на нефтяной основе, устраняет глинизацию и обводнение пласта, а поэтому обеспечивает высокое качество вскрытия пластов. Наиболее приемлемой для вскрытия пластов является нефть, добываемая на данном месторождении, так как она имеет одинаковые свойства с пластовой нефтью и, проникая в пласт, не вызывает существенных изменений в призабойной зоне.

Опыт  показывает, что использование растворов  на нефтяной основе или нефти обеспечивает повышение продуктивности скважин  в 1,5 раза и более.

      В США указанные растворы получили наибольшее распространение на месторождениях, характеризующихся низкими пластовыми давлениями. У нас их используют как при вскрытии пластов, так  и при бурении с отбором  керна. В практике вскрытия пластов  применяют также буровые растворы с добавками, предназначающимися для временного перекрытия поровых каналов породы пластов. Затухание фильтрации жидкой фазы промывочного раствора и проникновение в пласт твердых частиц в значительной степени зависят от образования искусственных барьеров в поровых каналах призабойной зоны. С этой целью в буровые растворы добавляют калиброванные твердые частицы, которые вызывают быстрое образование моста в каналах (трещинах) пласта. В отличие от наполнителей, используемых в процессе бурения скважин для перекрытия зон поглощений, указанные добавки должны обеспечивать временную закупорку пор пласта и быстрое восстановление проницаемости призабойной зоны при освоении скважин.

      Все указанное выше относится в основном к вскрытию пластов с давлением, превышающим гидростатическое. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

      4.2. Депрессия.

      Особое  место в проблеме совершенствования  процесса вскрытия пластов занимают вопросы повышения качества вскрытия пластов с давлениями ниже гидростатического.

      Если  при вскрытии продуктивных горизонтов с высокими пластовыми давлениями отрицательное воздействие бурового раствора может быть снижено при испытании пластов путем создания значительных депрессий на пласт, когда в системе «пласт- скважина» могут быть обеспечены большие перепады давлений, то ущерб, нанесенный породам призабойной зоны с низкими пластовыми давлениями, устраняется с большими трудностями. Трудности возникают и при испытании пластов с низкой проницаемостью, когда даже значительные перепады давления между пластом и скважиной не позволяют возбудить притока жидкости (газа) из призабойной зоны. Поэтому вопросы качества вскрытия продуктивных горизонтов с низкими пластовыми давлениями и низкой проницаемостью имеют особо важное значение.