7. Заканчивание скважин.

Выбор промывочной жидкости для бурения в продуктивных горизонтах

Заканчивание скважины - вскрытие продуктивного пласта.

Этапы:

· Вскрытие продуктивного пласта

· Перфорация обсадных колонн

· Очистка призабойной зоны скважины

· Исследование продуктивного пласта

· Вызов притока пластового флюида и сдача скважины в эксплуатацию

Задача бурового раствора - защита коллектора, низкая водоотдача, устойчивость ствола, эффективность очистки.

Эффективность добычи нефти и газа из скважин определяется состоянием призабойной зоны пласта (ПЗП) в период заканчивания скважин.

Состояние призабойной зоны пласта (ПЗП)

С момента начала разбуривания продуктивного пласта промывочная жидкость вступает с ним в контакт. В результате физико-химического и механического воздействия изменяются коллекторские свойства пород ПЗП.

На состояние ПЗП оказывают воздействие:

- разгрузка горного массива;-изменяющееся противодавление столба бурового (тампонажного) раствора;

- фильтрация бурового (тампонажного) раствора;-изменяющийся температурный режим;

- гидродинамические и механические импульсы и эффекты.

Ухудшение коллекторских свойств ПЗП

Под воздействием избыточного давления промывочная жидкость проникает в поры продуктивного пласта. В основном проникает дисперсная среда (вода), но возможно и проникновение частиц дисперсной фазы, например при гидроразрыве.

Дисперсная среда проникает в глубь пласта и оттесняет нефть (газ) от скважины.

Значительно ухудшается проницаемость пласта. Если в коллекторе содержатся глинистые частицы, то они набухают и сужают каналы. Если содержатся соли, то они могут образовать нерастворимые осадки. Взаимодействие углеводородов с водой создает эмульсию, которая уменьшает фазовую проницаемость для нефти и газа.

Технология вскрытия продуктивного пласта в процессе бурения практически не отличается от технологии бурения всего ствола скважины, поэтому, как правило, физико-механические свойства продуктивного пласта не учитывают. Исключение составляет выбор типа бурового раствора (но далеко не во всех случаях).

Буровые растворы, применяемые при вскрытии продуктивных пластов:

-Вода, обработанная ПАВ.

- Глинистый раствор, обработанный ПАВ, термостойкий, хлоркальциевый, эмульсионный.

- Безглинистые растворы - меловые, полимерные.

- Растворы на углеводородной основе.

Буровые растворы должны иметь минимальные плотность, водоотдачу, поверхностное натяжение. Степень минерализации и солевой состав должны быть близки к пластовым.

Буровой раствор - минимально снижающий проницаемость призабойной зоны. Наиболее доступный для изменения фактор - обработка буровых (позднее тампонажных) растворов с целью снизить или довести далее до нулевого значения водоотдачу буровых (и цементных) растворов.

Все гидродинамические эффекты (спускоподъемные операции, промывка ствола скважины, его проработка, спуск обсадной колонны, цементирование последней и т.д.) наблюдаются при бурении скважины и вскрытии продуктивных пластов. При вскрытии пластов, определяющим фактором должна быть сохранность продуктивного пласта в состоянии, максимально приближенном к естественному.

Список использованной литературы

1.Справочник инженера по бурению геологоразведочных скважин/2тома Под ред. Е.А. Козловского – М: Недра, 2004.

2. Сулакшин С.С. бурение геологоразведочных скважин – М: Недра, 2004.

3.Воздвиженский Б.И., Голубцев О.Н., Новожилов А.А. разведочное бурение – М: Недра, 1999.

4. Кирсанов, Зиненко, Кардыш буровые машины – М: Недра, 2001.

5. Зварыгин В.И. Тампонажные смеси: Текст лекций /ГАЦМиЗ. – Красноярск,1998.

6. Зварыгин В.И. промывочные жидкости: Учебное пособие/ГАЦМиЗ. – Красноярск,2006.

34