Вскрытие нефтегазоносных пластов при бурении скважины

Геолого-технический наряд

Методы изучения технического состояния скважин (для спец.0907)

Геохимические методы исследования

При изучении разрезов скважин применяются геохимические методы:

1. Газовый метод (газовый каротаж) – ведется анализ газа, растворенного в глинистом растворе, и изучается шлам. При этом методе можно выявить нефтяные и газовые пласты во вскрываемом разрезе. Но показания газового каротажа очень трудно привязать к глубине скважины.
2. Люминисцентный метод – применяется совместно с газовым каратожем, изучаются образцы керна, шлама.

При геохимических методах изучается битуминозность образцов горных пород.

При изучении технического состояния скважины определяют ее фактический диаметр, пространственное положение ствола скважины, качество цементирования обсадной колонны и нарушение герметичности колонны.

Для контроля технического состояния используют несколько методов.

Инклинометрия – определение искривления ствола скважины. Искривление определяют с помощью инклинометра через равные интервалы – в наклонных скважинах через 10 м, а в вертикальных через 25 м. По результатам инклинометрии строится инклинограмма – это проекция ствола скважины на горизонтальную плоскость. Инклинограмма показывает смещение забоя скважины от вертикали.

Кавернометрия – проводят измерение фактического диаметра скважины. Уточненные размеры диаметра скважины необходимы для выбора интервала установки пластоиспытателя, а также при расчете количества цементного раствора при цементировании обсадной колонны.

Для замера диаметра пользуются каверномером, и по результатам составляется кавернограмма. В зависимости от того, в каких породах пробурена скважина, будет отклонение фактического диаметра от номинального:

· плотные известняки, доломиты – фактический диаметр близок к номинальному;

· глины, соли – фактический диаметр больше номинального;

· пористые известняки, песчаники – фактический диаметр меньше номинального из-за глинистой корки на стенках.

Акустический цементомер и электротермометр - определяют высота подъема цементного раствора в затрубном пространстве.

Геолого-технический наряд (ГТН) – первичный документ, которым руководствуются при строительстве скважины. В верхней части ГТН обязательно указывается № скважины, площадь и цель бурения, величина пластового давления продуктивных пластов, тип буровой установки и основное бурового оборудование.

ГТН состоит из двух частей: геологической и технической. В геологической части ГТН указывается:

· стратиграфия геологического разреза;

· литологический состав пород по интервалам;

· конструкция скважины;

· интервалы геофизических исследований;

· интервалы возможных осложнений;

· параметры бурового раствора.

ГТН должен подписываться главным геологом, главным технологом и утверждаться главным инженером бурового предприятия.

При отсутствии ГТН на буровой не разрешается начинать бурение скважины.

Нефтяные и газовые пласты должны вскрываться (разбуриваться) на буровом растворе, оказывающим минимальное противодавление на пласт и минимальное ухудшение коллекторских свойств продуктивного пласта. При несоблюдении этих условий может произойти снижение естественной проницаемости пласта и дебита скважины.

Меры борьбы для предотвращения вредного влияния фильтрата бурового раствора:

1) Снижение водоотдачи (буровой раствор в виде суспензии).

2) Применение ПАВ (поверхностно-активные вещества). Количество ПАВ 0,5 - 1% от количества бурового раствора.

3) Применение бурового раствора на нефтяной основе.

Для благоприятных условий при вскрытии пласта создается равновесие между пластовым и гидростатическим давлением, что обеспечивает естественную проницаемость пласта. Те же осложнения возникают при цементировании скважины. Самый эффективный метод от проникновения цемента в пласт - выбор оптимальной конструкции скважины, которая зависит от геологических условий и коллекторских свойств продуктивного пласта.

На рисунке 27 изображены типовые конструкции забоев скважин.

Рисунок 27 –

Типовые конструкции скважин

а - продуктивный пласт и породы над ним вскрываются долотом одного диаметра и на том же буровом растворе, что бурили весь ствол, гидродинамические свойства не нарушились. В скважину до забоя спускается эксплуатационная (обсадная) колонна и цементируется. Связь между скважиной и пластом устанавливается перфорацией.

б - продуктивный пласт и вышележащие породы вскрываются долотом одного диаметра и с заменой бурового раствора. В скважину спускается эксплуатационная колонна проперфорированная заранее, далее делается манжет­ная заливка цемента.

в – если породы неустойчивые, с кважина бурится до продуктивного пласта, спускается эксплуатационная колонна, цементируется. Далее вскрытие продуктивного пласта ведется долотом меньшего диаметра; против нефтегазоносного пласта устанавливается фильтр хвостовик. Хвостовик герметизируется и крепится к эксплуатационной колоне при помощи пакера.

г - если породы устойчивые, то э ксплуатационная колонна спускается до пласта, цементируется; пласт вскрывает долото меньшего диаметра и эксплуатируется с открытым стволом, т.е. без труб.

Перфорация пласта производится для восстановления сообщения между скважиной и пластом после спуска и цементирования эксплуатационной колонны. Перфорация является вторичным вскрытием продуктивного пласта. Перед перфорацией объект испытания и интервал перфорации. Их выбирают в зависимости от свойств пород коллекторов и свойств нефти. Во многих случаях перфорируется не весь нефтяной пласт, а только его часть.

Дата добавления: 2014-12-08