Методы вскрытия продуктивных пластов

Требования к качеству бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта

Влияние фильтрата раствора на водной основе на коллекторские свойства

Фильтрат раствора, проникая в пласт, оказывает отрицательное воздействие на призабойную зону:

1. Увлажняет породу и образует гидратные оболочки. Тем самым сечение поровых каналов уменьшается, что приводит к снижению фазовой проницаемости для нефти и газа. Поэтому буровой раствор необходимо обрабатывать ПАВ, которые будут гидрофобизировать поверхность поровых каналов.

2. Оттесняет от призабойной зоны скважины нефть и газ. Так как фильтрат имеет меньшую вязкость, чем нефть, то, продвигаясь по трещинам он встречает меньшее гидравлическое сопротивление. А на некоторых участках фильтрат раствора движется быстрее, чем нефть.

3. Химические вещества, содержащиеся в фильтрате могут давать в продуктивном пласте нерастворимые осадки. В результате часть каналов может быть закрыта, а часть других – сужено и проницаемость коллектора ухудшится.

При использовании для вскрытия продуктивного пласта бурового раствора на водной основе необходимо снижать водоотдачу. При низкой водоотдаче на стенках скважины будет образовываться тонкая малопроницаемая глинистая корка, которая будет препятствовать проникновению в пласт фильтрата и твердых частиц. Поэтому при вскрытии продуктивного пласта необходимо применять буровые растворы с низким содержанием твердой фазы.

Вязкость бурового раствора должна быть низкой, т.к. при вскрытии раствор насыщается газом, выделившимся из пласта. В результате плотность такого раствора уменьшается и репрессия на пласт снижается, что может привести к проявлению пласта. Чем больше вязкость раствора, тем больше его насыщение газом, тем труднее выделить газ из раствора на поверхности.

Таким образом, при использовании буровых растворов на водной основе для вскрытия продуктивных пластов необходимо, чтобы:

1. Плотность должна быть такой, чтобы обеспечить противодавление на пласт.
2. Водоотдача, вязкость и содержание твердой фазы было минимально низким.
3. Раствор необходимо обрабатывать ингибиторами.

Методы заканчивания скважин и вскрытия продуктивных горизонтов. В разрезе нефтяных и газовых месторождений встречается большое количество пористых пластов-коллекторов (песков, песчаников, известняков), разобщенных друг от друга глинами, мергелями, плотными песчаниками и другими породами. Эти пласты могут быть нефтеносными, газоносными, водоносными и сухими.

Особое внимание должно быть обращено на конструкцию забоя.

В практике бурения применяют следующие основные конструкции забоев при заканчивании скважин (рисунок 62).

1. Установка водозакрывающей колонны в кровле продуктивного горизонта и цементирование с последующим вскрытием пласта и спуском специального фильтра (рисунок 63.б) или хвостовика (рисунок 63.д ). В некоторых случаях в устойчивых породах продуктивной части разреза фильтр или хвостовик не спускаются и водозакрывающая колонна является эксплуатационной рисунок 63. а).

2. Полное вскрытие пласта со спуском комбинированной колонны с манжетной заливкой ее выше нефтеносного объекта и с фильтром в нижней части против пласта (рисунок 63.в).

3. Полное вскрытие пласта со спуском колонны со сплошным цементированием и последующим простреливанием отверстий против продуктивных горизонтов (рисунок 62. г).

Перечисленные методы направлены на то, чтобы не допустить закупорки пор и создать благоприятные условия для движения нефти из пласта в скважину.

Методы вскрытия пласта в зависимости от пластового давления, степени насыщенности пласта нефтью, степени дренирования и других факторов могут быть различными, но все они должны удовлетворять следующим основным требованиям.

1. При вскрытии пласта с высоким давлением должна быть предотвращена возможность открытого фонтанирования скважины.

2. При вскрытии пласта должны быть сохранены на высоком уровне природные фильтрационные свойства пород призабойной зоны. Если проницаемость пород мала, должны быть приняты меры по улучшению фильтрационных свойств призабойной зоны скважины.

3. Должны быть обеспечены соответствующие интервалы вскрытия пласта, гарантирующие длительную безводную эксплуатацию скважин и максимальное облегчение притока нефти к забою.

При вскрытии продуктивных пластов с низким пластовым давлением особенно тщательно следует выбирать буровой раствор, поскольку может происходить интенсивное поглощение глинистого раствора пластом, сопровождающееся оттеснением нефти от забоя скважины и значительным ухудшением фильтрационных свойств пород призабойной зоны. Для вскрытия продуктивных пластов с низким пластовым давлением применяют специальные буровые растворы на нефтяной основе, эмульсионные буровые растворы, глинистые растворы с добавками поверхностно-активных веществ, аэрированные жидкости и др.

Заканчивание скважин, вскрывших истощенные пласты, в основном производят первыми двумя способами. Перед вскрытием водозакрывающую колонну устанавливают в кровле продуктивного пласта, вскрыв продуктивный пласт, спускают хвостовик или фильтр. При отсутствии водозакрывающей колонны после вскрытия истощенного пласта спускают обсадную колонну с фильтром против пласта и при помощи манжетной заливки центрируют ее выше нефтеносного пласта.

Фильтры могут быть как с круглыми, так и со щелевидными отверстиями. Щелевидные фильтры дороги в изготовлении и не всегда надежно предотвращают поступление песка в скважину или часто засоряются. Поэтому применяют также и другие способы оборудования забоя для предотвращения поступления песка в скважину. Например, забой скважины иногда оборудуют металлокерамическими, песчано-пластмассовыми или гравийными фильтрами.

В скважинах с высоким пластовым давлением должно осуществляться полное вскрытие пласта со всеми мерами предосторожности с последующим спуском эксплуатационной колонны со сплошной цементировкой и простреливанием отверстий против продуктивных горизонтов.

Дата добавления: 2014-01-05