Разработка схемы вскрытия продуктивного пласта и рациональной технологии должна преследовать одну из наиболее важных целей — устранение (по возможности более полное) факторов, вызывающих существенное ухудшение проницаемости породы-коллектора против первоначальной в естественном залегании.
Существует три варианта крепления скважины в интервале продуктивного объекта (рис. 11.2). При выборе наиболее рационального варианта учитываются особенности строения продуктивной зоны, тип колектора и его классификационная принадлежность, физико-геологические особенности продуктивного пласта (прежде всего, его эффективная пористость и проницаемость), ожидаемое пластовое давление, опыт вскрытия продуктивной зоны в соседних скважинах и т.п.
Рис. 11.2. Типовые конструкции скважин в интервале продуктивного горизонта
По первому варианту (рис. 11.2, а, б) ствол скважины добуривается до кровли продуктивного пласта и перекрывается промежуточной обсадной колонной с последующим ее цементированием. После ее испытания на герметичность вскрывают продуктивный пласт. В зависимости от устойчивости стенок ствола скважины и типа коллектора вскрытый интервал продуктивного пласта или не закрепляют (см. рис. 11.2, а), или закрепляют потайной колонной в виде перфорированных трубы или фильтров (см. рис. 11.2, б). Первый вариант обладает рядом преимуществ, которые позволяют его рекомендовать для использования в продуктивных пластах с низкой пористостью и проницаемостью и при низком и среднем пластовом давлении. В плотных устойчивых породах в интервале продуктивного пласта ствол скважины может не закрепляться обсадной колонной, т.е. может оставаться открытым.
К недостаткам первого варианта можно отнести непригодность для использования в залежах с много пластовым строением; некоторая ограниченность протяженности вскрываемого интервала продуктивного горизонта при необходимости установки фильтра (10—12 м); затрудненность борьбы с подошвенной водой, поэтому необходимы достаточно точные сведения о строении пласта и близости подошвенных вод.
Поэтому область применения первого варианта ограничивается однопластовой залежью в интервалах, где водонефтяной контакт находится значительно ниже забоя скважины. В случае, если в залежи имеется газовая шапка над нефтью или водоносный пласт в кровле продуктивного, то башмак промежуточной колонны может быть несколько заглублен в продуктивный пласт.
Второй вариант (рис. 11.2, в) предусматривает вскрытие продуктивного пласта сразу после прохождения кровли и спуск эксплуатационной колонны, оснащенной фильтром в интервале продуктивного пласта. Обсадную колонну цементируют выше кровли по методу манжетной заливки.
При этом несколько улучшаются условия вскрытия продуктивного пласта по сравнению с первым, так как второй вариант не позволяет применять специальные способы бурения в продуктивном пласте и подбирать свойства бурового раствора, исходя только из характеристик и свойств продуктивного пласта. Таким образом, второй вариант может быть успешно применен при вскрытии однопластовой залежи с хорошо известными геолого-литологическими условиями и при отсутствии подошвенных вод.
По третьему варианту (рис. 11.2, г) продуктивный пласт или всю многопластовую залежь вскрывают на полную мощность, затем спускают эксплуатационную колонну и цементируют. В этом случае для создания гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом в интервале его залегания обсадную колонну и находящийся за ней цементный камень перфорируют. Несмотря на существенные недостатки, третий вариант наиболее распространен в нашей стране.
Основные недостатки третьего варианта состоят в следующем:
1) при разбуривании много пластовой залежи верхние вскрытые продуктивные пласты подвергаются длительному отрицательному воздействию бурового раствора который может проникнуть в них на значительную глубину и образовать мощную ПЗП;
2) при цементировании эксплуатационной колонны продуктивные пласты оказываются в непосредственном контакте с тампонажным раствором, который может существенно повлиять на проницаемость коллектора в приствольной его части;
3) перфорация обсадной колонны в скважинных условиях, как правило, не позволяет достичь равномерного распределения отверстий в колонне на протяжении всего выбранного интервала, что оказывает существенное влияние на дренирование продуктивного пласта К тому же на эффективность перфорации влияет неравномерное распределение цементного камня за колонной. На участках, где толщина цементного камня значительна, перфорационные каналы могут не достичь коллектора, и тогда они не будут участвовать в поступлении пластового флюида в скважину.
В целом применение третьего варианта требует значительной пластовой энергии. Он может быть рекомендован для вскрытия много пластовых залежей с высоким пластовым давлением, с близким расположением пластовых вод и позволяет разрабатывать пласты много пластовой залежи последовательно снизу вверх.
Если такие вопросы, как разобщение продуктивных и водоносных горизонтов, изоляция подошвенных вод, обеспечение наилучших условий дренирования продуктивного пласта, обеспечение благоприятных условий в стволе скважины при вскрытии продуктивного пласта, защита его от вредного влияния тампонажного раствора, решаются выбором соответствующего варианта конструкции скважины в интервале продуктивного горизонта, то реализация требования сохранения естественных колгекторских свойств продуктивного пласта в процессе его вскрытия обеспечивается в первую очередь правильным выбором технологии бурения.
Как было показано выше, на ухудшение проницаемости продуктивного пласта в ПЗП решающее влияние оказывают следующие факторы: состав и количество фильтрата, проникающего через стенки ствола скважины в продуктивный пласт; состав и реологические свойства бурового раствора, попадающего в продуктивный пласт по трещинам и крупным каналам; дифференциальное давление (статическое и динамическое), как фактор, определяющий интенсивность фильтрации через стенки ствола скважины.
Состав фильтрата, поступающего в продуктивный пласт, определяется дисперсионной средой бурового раствора. Из бурового раствора на водной основе и нефтеэмульсионного раствора фильтруется вода.
Инвертно-эмульсионные растворы и буровые растворы на нефтяной основе в продуктивный пласт выделяют нефть (или нефтепродукт основы), которая не изменяет его проницаемости и в нефтяном пласте не образует эмульсий, а глинистая корка на стенках ствола скважины легко размывается пластовой нефтью при ее отборе и не препятствует ее поступлению в ствол.
В начальный момент вскрытия до образования корки в продуктивный пласт проникает не только фильтрат, но и глинистый раствор, вносящий в ПЗП тонкодисперсную глину и частицы шлама.
Интенсивность фильтрации и формирования ПЗП зависит не только от показателя фильтрации бурового раствора, но и от репрессии на пласт, т.е. избыточного дифференциального давления бурового раствора у стенки ствола в интервале продуктивного горизонта. Различают статическую и динамическую репрессии на пласт.
Статическая репрессия может быть вычислена по формуле
(11.8)
где Нпл— глубина залегания кровли пласта, м.
Существенного повышения качества вскрытия продуктивного пласта достигают при минимальной репрессии на пласт (технология бурения на равновесии) или даже с некоторой депрессией. Имеются примеры из практики, когда при бурении депрессия достигала 3,5 МПа. При вскрытии пластов с очень низким пластовым давлением за рубежом используют ударно-канатное бурение без циркуляции. Ударно-канатный способ применяли для вскрытия продуктивного горизонта на глубинах около 3000 м.
Поможем написать любую работу на аналогичную тему