5.2. Технология вскрытия продуктивных пластов при бурении и освоении скважин

Первичное вскрытие продуктивных пластов:

Основными причинами снижения проницаемости прискважинной зоны являются репрессия, продолжительность её действия, химический состав рабочих жидкостей и их фильтратов, а также дисперсность твердой фазы в применяемых растворах. Общими требованиями к буровому раствору, предназначенному для вскрытия продуктивного пласта, проведения перфорационных и других технологических операций в скважине являются:

- способность быстро формировать на стенках скважины практически непроницаемую фильтрационную корку, препятствующую проникновению фильтрата в пласт на значительную глубину;

- состав фильтрата бурового раствора должен обеспечивать возможность быстрого расформирования зоны проникновения без заметных остаточных явлений при практикуемых на стадии вызова притока депрессиях на пласт;

- твердая фаза бурового раствора должна полностью растворяться в кислотах, что позволит удалять её из ПЗП;

- гранулометрический состав твердой фазы должен обеспечивать минимальное проникновение её в поры и трещины продуктивного пласта.

Для вскрытия продуктивного пласта наклонно-направленными и наклонно-направленными с горизонтальным участком скважинами применяется безглинистый буровой раствор (ББР) ББР-СКП-МГ, ББР-СКП, инвертно-эмульсионный буровой раствор (ИЭР).

ББР-СКП-МГ, ББР-СКП характеризуются следующими свойствами:

- псевдопластичными реологическими характеристиками для обеспечения необходимой выносной и удерживающей способности бурового раствора и снижения гидравлических сопротивлений при движении бурового раствора;

- высокими смазывающими и гидрофобизирующими свойствами для улучшения условий работы породоразрушающего инструмента на забое, облегчения прохождения бурильной колонны по стволу скважины и предотвращения прихватов;

- высокими ингибирующими свойствами, низкой скоростью проникновения фильтрата бурового раствора в пласт, низким поверхностным натяжением фильтрата на границе с углеводородной жидкостью для сохранения устойчивости глинистых пород,

- незначительным влиянием на фильтрационно-емкостные свойства коллектора при проникновении фильтрата бурового раствора в пласт.

Кроме того, применение этих растворов оказывает минимальное воздействие на изменение проницаемости призабойной зоны пласта за счёт использования в качестве его основы полимерных реагентов полисахаридного ряда, подверженных био- и ферментативной деструкции, а также за счет наличия в составе в необходимой концентрации поверхностно-активных веществ, снижающих поверхностное натяжения фильтрата бурового раствора на границе с углеводородной жидкостью. Растворы обеспечивают сохранение естественных коллекторских свойств продуктивного пласта за счёт быстрой и полной деструкцией реагентов, входящих в его состав после взаимодействия с раствором КДС (комплексный деструктор среды), что в свою очередь позволяет получить проектные дебиты при малых сроках освоения скважин.

ИЭР содержит в качестве олеофильной фазы минеральные, синтетические и растительные органические жидкости, системы на основе нефти и дизтоплива.

ИЭР характеризуется следующими свойствами:

- сохраняет коллекторские свойства продуктивных пластов за счет низкого показателя фильтрации при повышенных перепадах давления (состав фильтрата – масло) и предупреждения необратимой кольматации пласта благодаря отсутствию в рецептуре реагентов с высоким содержанием нерастворимых коллоидных частиц;

- обладает высокой удерживающей и выносной способностью, обеспечивающей качественную очистку ствола наклонных и горизонтальных участков ствола скважины;

- обладает инертностью к разбуриваемым породам, низким поверхностным натяжением фильтрата, низким коэффициентом трения порода-металл и металл-металл и др.;

- являются агрегативно и седиментационно устойчивыми, электростабильными и сохраняют свои исходные реологические параметры при воздействии дестабилизирующих факторов (глины, пресной и минерализованной воды, цемента).

Вторичное вскрытие продуктивных пластов

Комплекс работ по освоению скважин должен предусматривать мероприятия, обеспечивающие:

- приток, близкий к ожидаемому дебиту по нефти и обводненности продукции (на основании данных промысловой геофизики, физических и гидродинамических свойств вскрываемого объекта, интервала и плотности перфорации и др.);

- сохранение целостности скелета пласта в призабойной зоне;

- предотвращение прорыва пластовой воды (подошвенной, нижней и верхней) и газа из газовой «шапки», перетока жидкости между пластами (интервалами перфорации);

- сохранность эксплуатационной колонны;

- предотвращение неконтролируемых фонтанных проявлений;

- сохранность, восстановление или повышение проницаемости призабойной зоны;

- охрану недр;

- охрану окружающей среды и соблюдение техники безопасности.

Вызов притока производят свабированием. Величина депрессии на пласт выбирается с учетом конкретных геолого-физических характеристик пласта, степени его загрязнения в процессе вскрытия и ограничений по допустимому перепаду давления на зацементированное заколонное пространство. Величина депрессии на пласт, исходя из условий герметичности заколонного пространства, ограничивается величиной не более 2 МПа на один метр разобщающей перемычки. Освоение осуществляется до полной замены жидкости перфорации на нефть (два объема скважины). Полноту освоения контролируют путем отбора глубинных проб жидкости. После освоения каждая скважина исследуется на трех режимах.

Учитывая геолого-технологические условия заканчивания скважин на месторождении (тип коллектора, коллекторские свойства, свойства и параметры нефти) рекомендуется после перфорации произвести интенсификацию модифицированным кислотным составом для карбонатных коллекторов, сочетающим свойства гидрофобизатора пористой среды, деэмульгатора нефти и ингибитора солянокислотной коррозии промыслового оборудования.