5. БУРЕНИЕ И ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА. ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ
Рассмотрим вопросы, от правильного решения которых зависит достижение конечной цели бурения скважин: извлечение из вскрытого продуктивного пласта максимального объема нефти или газа. Между бурением и вводом скважины в эксплуатацию ведется целых ряд работ, объединяемых понятием заканчивание скважины:
1) бурение в продуктивном горизонте;
2) исследование продуктивного горизонта;
3) выбор конструкции призабойной части скважины;
4) оборудование устья скважины.
5) сообщение эксплуатационной колонны с пластом (перфорация);
6) вызов притока нефти или газа из пласта и сдача скважины в эксплуатацию.
От правильного выполнения перечисленных работ зависят дебит скважины и ее рентабельность, а также продолжительность межремонтного периода при ее эксплуатации.
Бурение в продуктивном горизонте. В целях создания хороших условий для освоения и эксплуатации скважины при проходке продуктивных горизонтов необходимо обеспечить минимально возможное нарушение коллекторских свойств нефтеносных или газоносных пластов. Тогда продуктивные пласты после их разбуривания будут находиться почти в естественных условиях и из них во время эксплуатации можно получить максимально возможное количество нефти или газа. Поэтому перед вскрытием продуктивного горизонта должны быть тщательно изучены причины возможных нарушений коллекторских свойств пласта.
Причин снижения продуктивности пласта много и все они еще недостаточно изучены. Одна из основных причин – проникновение в пласт инородных жидкостей и частиц породы (чаще всего из промывочного раствора).
При бурении скважин выбирается промывочная жидкость такой характеристики, чтобы гидростатическое давление ее столба было больше пластового. В случае применения промывочной жидкости, имеющей в основе воду, последняя всегда будет отфильтровываться в пласт. Количество отфильтровывающейся воды будет зависеть от водоотдачи промывочной жидкости, продолжительности контакта с ней продуктивных горизонтов, от степени дренированности пластов и от разности гидростатического и пластового давлений.
Многочисленными исследованиями установлено вредное влияние воды на проницаемость призабойной зоны и на процесс освоения скважины.
Уменьшение проницаемости призабойной зоны вследствие попадания в пласт воды происходит по нескольким причинам.
Одной из причин некоторые исследователи считают вредное влияние капиллярного давления в порах пласта при проникновении в них отфильтрованной из промывочной жидкости воды на проницаемость призабойной зоны. Проникшая в пласт вода создает капиллярное давление, которое согласно закону Лапласа прямо пропорционально поверхностному натяжению и обратно пропорционально радиусу капилляра. В результате в поровых каналах, площадь сечения которых значительно уменьшается за счет отложения на их стенках пленок и капелек воды, создаются значительные капиллярные силы. Учитывая, что таких капель в порах пласта много, становится понятным их влияние на ход освоения скважины и на последующую работу пласта.
При вытеснении воды из пласта в скважину чаще всего требуется давление, меньшее пластового, Однако после создания перепада давления сначала освобождаются от воды широкие поровые каналы, а более узкие остаются заполненными водой. Очевидно, нефть, выбирая путь наименьшего сопротивления, будет двигаться по освобожденным от воды широким поровым каналам. По узким же каналам, оставшимся заполненными водой, нефть так и не будет двигаться. В результате не происходит полного удаления из пласта отфильтровавшейся воды и каналы небольшого диаметра могут остаться закрытыми для притока нефти. В призабойной зоне вокруг скважины образуется своеобразный водяной барьер, препятствующий прохождению нефти по каналам пласта.
Другой причиной снижения проницаемости призабойной зоны вследствие попадания в пласт воды считают набухание глинистых частиц, имеющихся в продуктивном пласте. В результате происходит частичная закупорка пор и, как следствие, уменьшение проницаемости пласта.
Третьей причиной снижения проницаемости пласта, происходящего в результате проникновения в пласт отфильтрованной из промывочной жидкости воды, является образование осадков в призабойной зоне. Это объясняется взаимодействием растворимых солей, содержащихся в пластовых водах, с растворимыми солями, всегда имеющимися в отфильтрованной воде. В результате в осадок выпадают твердые частицы, закупоривающие поры продуктивного пласта и ухудшающие его коллекторские свойства.
Практика показала, что устранить все причины, вызывающие ухудшение коллекторских свойств продуктивного горизонта, почти невозможно. Однако уменьшить их отрицательное влияние на пласт можно путем применения следующих мероприятий.
1. При разбуривании продуктивного пласта следует снижать противодавление на пласт до минимально безопасного значения, т. е. до того значения, при котором не может быть открытого фонтанирования.
2. Бурение в продуктивном пласте, исследование пласта, спуск и цементирование эксплуатационной колонны должны осуществляться быстро, по заранее составленному плану, что позволит сократить время, в течение которого промывочная жидкость контактирует со стенкой скважины в призабойной зоне.
3. При вскрытии продуктивного пласта следует применять высококачественный глинистый раствор, имеющий минимальную водоотдачу или промывочные жидкости на углеводородной основе.
4. На месторождениях с благоприятными геологическими условиями можно рекомендовать при разбуривании продуктивного пласта продувку скважины воздухом или газом.
Исследование продуктивного горизонта. Коллекторские свойства, условия залегания и эксплуатационные качества продуктивных горизонтов могут быть установлены после проведения комплекса исследовательских работ, объем которых в эксплуатационных и разведочных скважинах различный.
При бурении в продуктивных горизонтах эксплуатационных скважин чаще всего ограничиваются изучением шлама и результатами некоторых геофизических исследований в целях определения угла наклона и азимута ствола скважины, мощности и интервала залегания продуктивного пласта, его пористости, проницаемости.
В разведочных скважинах продуктивные горизонты изучаются более детально и поэтому комплекс исследований в данном случае увеличивается.
Разбуривание продуктивного горизонта в разведочных скважинах проводится только колонковыми долотами, что позволяет по образцам керна получить полное представление об условиях залегания пласта, его литологической и физической характеристике.
Выбор конструкции призабойной части скважины осуществляется до начала бурения скважины в зависимости от ее местоположения на залежи, литологического и физического свойств пласта, наличия в кровле и подошве пласта водоносных горизонтов и ряда других факторов.
В практике бурения наиболее распространены следующие конструкции призабойной части скважины.
1. Скважину бурят до кровли продуктивного пласта, спускают эксплуатационную колонну и цементируют ее с подъемом цементного раствора через башмак. Затем разбуривают цементировочные пробки, упорное кольцо и углубляют скважину до подошвы продуктивного пласта.
Если пласт сложен устойчивыми породами и не содержит пропластков обваливающихся глин, то стол скважины целесообразно оставить открытым (рис. 5.1, а).
1 – эксплуатационная колонна; 2 – цементный раствор; 3 – фильтр-хвостовик; 4 – фильтр-продолжение эксплуатационной колонны; 5 – место установки манжет; 6 – сальник
Рисунок 5.1. Конструкция призабойной части скважины с открытым забоем
и с незацементированной эксплуатационной колонной
Если пласт сложен рыхлыми породами, то для предупреждения попадания песка в эксплуатационную колонну против продуктивного пласта устанавливают фильтр. На рис. 5.1, б показано применение фильтра-хвостовика с сальниковым закреплением в нижней части эксплуатационной колонны. Иногда применяют другой вариант установки фильтра, показанный на рис. 5.1, в. В этом случае продуктивный пласт разбуривается долотом такого же диаметра, как и вышележащие горизонты, спускается эксплуатационная колонна с оборудованным внизу фильтром и цементируется манжетным методом выше кровли пласта.
Как в том, так и в другом случае возможно применение щелевидных (см. рис. 5.1, б, в), металло-керамических, песчано-пластмассовых или гравийных фильтров.
Описанные конструкции призабойной части скважины применяются, когда отсутствуют водоносные горизонты в пласте, в его кровле и подошве.
2. Скважину бурят несколько ниже подошвы продуктивного пласта, спускают эксплуатационную колонну, цементируют ее одно - или двухступенчатым способом. После твердения цементного раствора против продуктивного пласта перфорируют стенку колонны и цементное кольцо для сообщения эксплуатационной колонны с пластом (рис. 5.2, а). Иногда в целях предотвращения попадания песка в эксплуатационную колонну устанавливают фильтр (рис. 5.2, б).
Приведенная конструкция призабойной части скважины применяется, когда нефтеносные пески переслаиваются с глинами и водоносными горизонтами, а также когда в кровле и подошве продуктивного горизонта имеются водоносные пласты. Эта конструкция наиболее распространена в советской и зарубежной практике бурения, хотя и имеет крупные недостатки: ухудшение коллекторских свойств пласта в связи с отрицательным воздействием на него цементного раствора, уменьшение площади питания пласта и т. д. Распространена эта конструкция призабойной зоны потому, что в практике бурения чаще встречаются неоднородные пласты с водоносными горизонтами, подстилающими и покрывающими их.
1 – нефтеносный пласт; 2 – газоносный пласт; 3 – водоносный пласт;
4 – эксплуатационная колонна; 5 – фильтр-хвостовик;
6 – пакер; 7 – перфорированные отверстия
Рисунок 5.2. Конструкция призабойной части скважины с зацементированной эксплуатационной колонной
Контрольные вопросы:
Какой комплекс работ подразумевается под заканчиванием скважины? Какие основные причины ухудшения коллеторского свойства продуктивного пласта при его бурении? Какие мероприятия необходимо проделать, чтобы максимально не испортить коллекторские свойства пласта? Как исследуют свойства продуктивного пласта? Что такое шлам? В каких случаях используют открытый забой? Для чего нужен фильтр? Какие конструкции забоев используют при однородном продуктивном пласте, т. е. когда отсутствуют в нефтяном пласте водоносные, газовые и глинистые слои? Какие конструкции забоев используют, когда нефтяной пласт переслаивается с водоносными и глинистыми слоями (неоднородный пласт)?
