Вскрытие прод пластов

11. ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ

Конечная цель бурения скважин – получение нефти и газа из продуктивного горизонта. Получение начального притока нефти и газа из пласта зависит от технологии бурения, состава и свойств промывочной жидкости, схемы вскрытия и длительности воздействия на продуктивный пласт.

11.1. ТРЕБОВАНИЯ К СОСТАВУ И СВОЙСТВАМ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО ГОРИЗОНТА [29]

1. Состав промывочной жидкости должен быть таким, чтобы ее фильтрат не способствовал набуханию глинистых частиц, увеличению гидрофильности породы, увеличению количества физически связанной воды в порах пласта.

2.Состав фильтрата бурового раствора должен соответствовать составу фильтра, заполняющего пласт, чтобы при проникании фильтрата

впласт не происходили такие физические или химические взаимодействия, в результате которых могут образовываться нерастворимые осадки.

3.В составе промывочной жидкости необходимо иметь достаточное количество грубодисперсной твердой фазы, способной создавать закупоривающие мостики в трещинах и тем самым препятствовать глубокому проникновению промывочной жидкости в пласт.

4.Соленость и солевой состав фильтрата должны соответствовать солености и солевому составу пластовой воды.

5.Фильтрат промывочной жидкости, используемый для вскрытия нефтяных пластов, должен уменьшать поверхностное натяжение на границе фильтрат – нефть.

6.Водоотдача бурового раствора в забойных условиях должна быть минимальной.

379

7. Плотность промывочной жидкости должна быть такой, чтобы дифференциальное давление было близким к нулю или, если вскрывается пласт с аномально низким давлением, – меньше нуля.

11.2. КОЭФФИЦИЕНТ РЕЗЕРВА ПЛОТНОСТИ ЖИДКОСТИ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО ГОРИЗОНТА

Для удобства дальнейших расчетов введем некоторые термины, используемые в физике нефтегазового пласта.

Гидростатическое давление рст – давление столба жидкости высотою от рассматриваемого сечения скважины до устья скважины:

ргст = ρ жqZ,

(11.1)

где ргст – гидростатическое давление, Па; ρ ж – плотность промывочной жидкости, кг/м3; q – ускорение свободного падения, 9,8 м/с2; Z – расстояние от поверхности до рассматриваемого сечения, м.

Для практических расчетов пользуются упрощенной формулой

ргст = 0,01ρ жZ,

(11.2)

где ргст – гидростатическое давление, МПа; ρ ж – плотность промывочной жидкости, кг/м3; Z – расстояние от поверхности до рассматриваемого сечения, м.

Пластовое давление рпл – давление, под которым жидкость содержится в порах проницаемой горной породы.

Коэффициент аномальности пластового давления kа – отношение пластового давления к статическому давлению столба жидкости пресной воды (ρ ж = ρ в = 1) высотою от рассматриваемого сечения до устья скважины:

kа = рпл/0,01Z.

(11.3)

Пластовое давление считают нормальным, если kа = 1. Если kа > 1, то пластовое давление считают повышенным или аномально высоким; при kа < 1 – пониженным или аномально низким.

Индекс давления поглощения kп – отношение давления, при котором возникает поглощение промывочной жидкости в пласт, к статическому давлению столба пресной воды высотою от рассматриваемого сечения

поглощения до устья скважины:
kп = рп/Zп,	(11.4)

где рп – давление поглощения пласта, МПа; Zп – расстояние от поверхности до рассматриваемого сечения, м.

Относительная плотность промывочной жидкости ρ о – отноше-

ние плотности промывочной жидкости к плотности пресной воды:

380

ρ о = ρ ж/ρ в,

(11.5)

где ρ ж – плотность промывочной жидкости, кг/м3; ρ в – плотность пресной воды, кг/м3.

Рекомендуется во избежание газонефтепроявлений и поглощений в процессе бурения соблюдать следующее неравенство:

kа < ρ о < kп,

(11.6)

а необходимую величину относительной плотности промывочной жидкости определять по формуле

ρ о = kрkа,

(11.7)

где kр – коэффициент резерва, значения которого приведены ниже.

Рекомендуемые коэффициенты резерва

Глубина скважины, м ...........................................	0–1200	1200–2500	> 2500
Дифференциальное давление пласта, МПа	1,5	2,5	3,5
Допустимое значение kр ......................................	1,1–1,15	1,05–1,10	1,04–1,07

11.3. МЕТОДЫ ВХОЖДЕНИЯ В ПРОДУКТИВНУЮ ТОЛЩУ

Метод вхождения – это порядок операций, проводимых в скважине непосредственно перед бурением и во время разбуривания продуктивной толщи. В практике бурения применяют следующие методы (рис. 11.1).

Метод 1 (рис. 11.1, а). Продуктивный горизонт вскрывается долотами того же диаметра, что и вышележащие породы. В скважину спускают эксплуатационную колонну, нижняя часть которой перфорирована и выполняет функцию фильтра. Скважина цементируется выше продуктивной толщи. Метод применяют при вскрытии неустойчивых пород, продуктивный горизонт содержит одну жидкость, т.е. однороден, параметры промывочной жидкости при вскрытии продуктивной толщи и прохождении вышележащих пород практически одинаковые.

Метод 2 (рис. 11.1, б). Отличается от первого тем, что после разбуривания в скважину спускают эксплуатационную колонну до забоя, затем цементируют. Для сообщения полости эксплуатационной колонны с продуктивным пластом ее перфорируют

381

Рис. 11.1. Методы вхождения в продуктивную толщу:

1 – обсадная колонна; 2 – цементный камень; 3 – нефтеносные пласты; 4 – водоносные пласты; 5 – открытый ствол; 6 – пакер; 7 – фильтр; П – продуктивный пласт

382

(простреливают большое число отверстий). Метод применяется при вскрытии неоднородных по составу флюидов, малых и перемещающихся пропластков, т.е. когда требуется селективная эксплуатация. Параметры промывочной жидкости, как правило, при вскрытии не меняются.

Метод 3 (рис. 11.1, в). Перед вскрытием продуктивной толщи вышележащую породу обсадной колонной, а также колонну цементируют. Затем продуктивную толщу проходят долотом меньшего диаметра, оставляя ствол открытым. Метод применяется при вскрытии устойчивых пород и однородного флюида. Параметры промывочной жидкости подбирают только с учетом характеристики продуктивной толщи.

Метод 4 (рис. 11.1, г). В отличие от предыдущего метода ствол скважины в продуктивной толще оборудуют фильтром, подвешенным в обсадной колонне и изолированным пакером. Метод применяется при вскрытии слабоустойчивых пород и однородных флюидов.

Метод 5 (рис. 11.1, д). При этом методе после спуска обсадной колонны до кровли продуктивного пласта и ее цементирования вскрывают продуктивную толщу долотами меньшего диаметра, а затем перекрывают хвостовиком. Хвостовик цементируют по всей длине и перфорируют против заданных интервалов. Метод применяется при необходимости селективной эксплуатации различных пропластков.

11.4. МЕТОДИКА ВЫБОРА СПОСОБА ВХОЖДЕНИЯ В ПРОДУКТИВНУЮ ТОЛЩУ

При выборе способа вхождения в продуктивную зону следует:

а) оценить мощность продуктивной толщи, выяснить число проницаемых пластов на всем интервале от кровли толщи до проектной глубины скважины;

б) определить характер насыщенности всех проницаемых пластов, т.е. содержат ли они одну и ту же жидкость или насыщены разными (один – водой, второй – нефтью, третий – газом и т.д.);

в) выявить устойчивость пород продуктивной зоны; г) учесть соотношение коэффициентов аномальности пластов дав-

лений в продуктивной толще и в расположенных выше ее проницаемых горизонтах и оценить возможную степень загрязнения продуктивной толщи буровым раствором в процессе бурения.

Пример 11.1. Вариант А. Продуктивная толща залегает на глубине 2000 м и включает три проницаемых пропластка (мощность каждого 7– 8 м ): первый и третий – нефтеносные, второй – водоносный. Общая мощность толщи – 80 м, пластовое давление рпл1 = 19 20 МПа. Над продуктивной толщей залегают аргиллиты мощностью 25 м, а выше

– доломиты с прослоями водоносных песчаников – пластовое давление рпл2 = 22 МПа

(рис. 11.2).

383

Рис. 11.2. Схема вскрытия продуктивной толщи:

1, 2, 3 – продуктивные пласты; m – мощность продуктивных пластов

Р е ш е н и е. 1. Оценивая мощность продуктивного горизонта, число проницаемых пропластков, однородность их насыщения, следует отметить, что требуется селективный отбор нефти, т.е. второй и пятый (см. подразд. 11.3) методы, которые отвечают этому требованию.

2. Определим коэффициенты аномальности по формуле (11.3):

kа1 = 19,0 ÷ 20,0(0,01 2000) = 0,95 ÷ 1,0;

kа2 = 22,0(0,01 2000) = 1,1.

3. Если использовать второй метод, то потребуется промывочная жидкость с плотностью [формула (11.7)]

ρ о = 1,05 1,1 = 1,15,

где kр = 1,05 (см. стр. 381).

Гидростатическое давление на продуктивный пласт

ргст = 0,01 1,15 2000 = 23,0 МПа.

Разность между гидростатическим давлением и пластовым в продуктивной зоне

ргст – рпл1 = 23,0 – 19,0 = 4,0 МПа.

Если использовать раствор на водной основе, то возможно сильное загрязнение продуктивной толщи.

4. Если использовать пятый метод, то относительная плотность промывочной жидкости

ρ о = 1,05 1,0 = 1,05.

Гидростатическое давление на продуктивный пласт

рст = 0,01 1,05 2000 = 21,0 МПа.

Тогда

384

рст – рпл1 = 21,0 – 19,0 = 2,0 МПа,

т.е. вдвое меньше, чем при использовании второго метода.

Таким образом, здесь предпочтительнее использовать пятый метод.

Вариант Б. Условия идентичные, только выше аргиллитов залегания однородная толща глин (см. рис. 11.2).

Р е ш е н и е. В данном варианте при отсутствии проницаемых пластов в породах, лежащих выше продуктивного горизонта, целесообразно применять второй метод. Вопервых, это увеличит площадь фильтрации нефти, а во-вторых, при прохождении глинистых толщ можно использовать растворы на нефтяной основе, что позволит улучшить устойчивость глин, снизить трение между бурильными трубами и стенками скважины, а следовательно, повысить скорость бурения.

385