Первичное вскрытие продуктивных пластов.

Различают вскрытие продуктивных пластов бурением (первичное вскрытие) и вскрытие перфорацией (вторичное вскрытие).

Первичное вскрытие продуктивных пластов является первым этапом заканчивания скважины. Под заканчиванием скважины понимают комплекс технологических процессов и операций, выполняемых в пределах продуктивного пласта. Преобладающая доля загрязнения продуктивного пласта при этом приходится на процесс первичного вскрытия пласта (50-70%) и примерно равные доли отрицательного воздействия на пласт оказывают последующие процессы: цементирование эксплуатационной колонны и вторичное вскрытие продуктивного пласта.

Неудовлетворительное качество первичного вскрытия пласта приводит к значительному снижению проницаемости призабойной зоны пласта.

Таким образом, правильность выбора технологии первичного вскрытия пласта и ее осуществления определяет продуктивность и эффективность строительства скважин в целом.

Существует три класса технологий вскрытия пласта.

Первый класс – технологии при депрессивном давлении в скважине (в этом случаепластовое давление превышает гидростатическое давление в скважине Р_з ≤ Р_пл).

В качестве промывочной жидкости при этом служат аэрированные жидкости, газожидкостные смеси.

Второй класс – технологии при сбалансированном давлении (исключен перепад давления в скважине и пласте Р_з = Р_пл).

Третий класс – технологии при репрессивном давлении (давление в скважине превышает пластовое давление Р_з > Р_пл).

В качестве промывочных жидкостей используются глинистые, полимерные, комбинированные и другие растворы соответствующей плотности.

В практике бурения скважин наиболее распространены технологии вскрытия на репрессивном давлении.

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:

· при вскрытии низконапорных пластов, следует предупредить ухудшение фильтрационной способности призабойной зоны пласта;

· при вскрытии высоконапорных пластов необходимо не допустить возможности открытого (аварийного) фонтанирования скважины;

· должны быть созданы соответствующие и надежные конструкции стволов и забоев скважин.

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. Поэтому, особое внимание должно быть обращено на конструкцию забоя скважины.

В практике бурения применяют следующие основные конструкции забоев при заканчивании скважин (Рисунок 2.30).

Рисунок 2.30 — Схема конструкции забоев при заканчивании скважины

1 — обсадная колонна; 2 — фильтр; 3 — цементный камень; 4 — пакер; 5 — перфорационные отверстия; 6 — продуктивный пласт; 7 — хвостовик

Установка водозакрывающей колонны в кровле продуктивного горизонта и цементирование с последующим вскрытием пласта и спуском специального фильтра (Рисунок 2.30 б) или хвостовика (Рисунок 2.30 д). В некоторых случаях в устойчивых породах продуктивной части разреза фильтр или хвостовик не спускаются, и водозакрывающая колонна является эксплуатационной (Рисунок 2.30 а).

Полное вскрытие пласта со спуском комбинированной колонны с манжетной заливкой ее выше нефтеносного объекта и с фильтром в нижней части против пласта (Рисунок 2.30 в).

Полное вскрытие пласта со спуском колонны со сплошным цементированием и последующим простреливанием отверстий против продуктивных горизонтов (Рисунок 2.30 г).

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

При вскрытии пластов их фильтрационная способность ухудшается в результате: поглощения бурового раствора пластом по трещинам, кавернам и высокодренажным каналам; проникновения фильтрата бурового раствора в поровое пространство; проникновения твердых частиц бурового раствора в поровое пространство.

Глубина проникновения в пласт твердых частиц бурового раствора может составлять до 40 мм, фильтрата – до 3 м и бурового раствора – до нескольких метров.

Фильтрат вызывает набухание глинистых компонентов коллектора, образование стойких водонефтяных эмульсий, выпадение нерастворимых осадков и блокирующее действие воды.

При смешении фильтрата и пластовой воды могут выпадать осадки сульфатов кальция, железа, бария, гидроксидов кальция, магния.

Проникновение твердых частиц сопровождается образованием глинистой корки на стенке скважины, внутрипоровой глинизацией.

Вследствие этого уменьшается дебит или приемистость скважины, отдельные пропластки отключаются и не отдают нефть.

Предупредить или уменьшить эти отрицательные последствия можно подбором качественного бурового раствора. Он должен обладать малой водоотдачей, плотностью, обеспечивающей допустимую репрессию давления (5 – 15 % от пластового давления) и предупреждающей аварийное фонтанирование, высокой стабильностью (отсутствие расслоения на твердую и жидкую фазы) и не вызывать набухания глин и образования эмульсий.

Это достигается вводом в раствор различных добавок и выбором типа бурового раствора.

Предотвращение проникновения раствора в нефтяной пластдобиваются путем введения в буровой раствор различных компонентов, по свойствам близким к пластовой жидкости, например, эмульсий на нефтяной основе.

Проведение работ должно быть организовано так, чтобы сократить время контактирования бурового раствора с породами продуктивного пласта.

Работы по вскрытию продуктивного пласта регламентируются соответствующими документами с целью обеспечения максимально возможного сохранения его коллекторских свойств.

Вторичное вскрытие продуктивных пластов.

Поскольку после вскрытия нефтяного пласта бурением в скважину спускают обсадную колонну и цементируют ее, тем самым перекрывая и нефтяной пласт, возникает необходимость в повторном вскрытии пласта. Этого достигают посредством перфорации.

Перфорация – это процесс образования каналов в обсадной колонне, цементном кольце и породе пласта для создания и улучшения гидродинамической связи скважины с пластом.

В настоящее время освоены и применяют несколько методов перфорации скважин.

По виду потребляемой энергии перфораторы подразделяются на взрывные и механические. К первым относят кумулятивные, пулевые и торпедные, ко вторым – сверлящие, гидропескоструйные, гидромеханические щелевые, газоструйные.

При перфорации важно обеспечить:

· высокое гидродинамическое совершенство скважины

· сохранение прочности и качества крепления скважины

· минимум затрат труда, средств материалов и времени

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: