Каталог

Помощь

Корзина

Методы освоения продуктивных горизонтов

Оригинальный документ?

Методы освоения продуктивных горизонтов.

Сущность их, преимущества, недостатки и область применения.

  

Проблема качественного вскрытия продуктивного пласта включает большой круг вопросов, хотя до настоящего времени пони мается довольно ограниченно - главным образом уделяет­ся внимание буровым растворам, минимально снижающим про­ницаемость при забойной зоны. Это наиболее доступный для из­менения фактор - обработка буровых (позднее тампонажных) растворов с целью снизить или довести даже до нулевого значе­ния водоотдачу буровых (и цементных) растворов.

При бурении в продуктивном коллекторе в связи с наруше­нием напряженного состояния пород в приствольной зоне, про­никновением фильтрата бурового (и цементного) раствора впласт, взаимодействием с пластовой газожидкостной;. смесью игорной породой происходят сложные физико-химические про­цессы фильтрат, проникая в продуктивный пласт, резко уменьшает проницаемость последнего для нефти и газа, что приводит к ряду необратимых процессов. Частично проникает в пласт и твердая фаза буровых растворов; при гидроразрывах пластов значительное количество бурового раствора поступает в пласт, блокируя продвижение флюида к скважине

Американские исследователи полагают, что существуют следующие основные факторы загрязнения пласта: реакция глин, содержащихся в нем, с водой, поступающей из бурового раствора, с последующим набуханием глин; кольматация пор пласта твердыми частицами глинистого раствора. Очевидно, это только часть факторов, которые определяют падение проницаемости при забойной зоны пласта (пзп). Если принять к сведению, что на площади образца из обычного пес­чаника, равной 6,5 см2, находится до 3000 пор, которые в изве­стной степени определяют проницаемость, то становится по­нятным, насколько чувствительна эта поверхность к загрязне­нию.

3ная основные причины снижения проницаемости ПЗП в естественных условиях, можно, если и не предотвратить их влияние, то хотя бы максимально снизить их негативный эффект.

Все известные буровые растворы в той или иной степени от­рицательно влияют на ПЗП. Влияние их идет в направлении снижения проницаемости ПЗП за счет прохождения фильтрата(разбухание глинистых включений; образования закупорива­ющего поры осадка при контактировании с пластовыми водами) в пласт; проникновения в поры пласта твердой фазы; блокиро­вания порового пространства эмульсионными растворами; ад­сорбционных сил, удерживающих воду в порах и др.

Буровой раствор с высокой водоотдачей нецелесообразно ис­пользовать при освоении скважин и добыче нефти и газа, так как он снижает естественную продуктивность пласта и для ее восстановления могут потребоваться перфораторы специально­го типа или несколько кислотных обработок.

На продуктивность скважин наибольшее влияние оказывает состояние проницаемости при забойной зоны пласта непосредст­венно у стенки скважины. Ухудшение проницаемости этой зо­ны происходит практически при любых условиях завершения строительства скважин и зависит от ряда факторов:

состава бурового раствора при бурении (глины, воды, приме­сей и реагентов раствора); противодавления на пласт от столба бурового раствора; длительности пребывания продуктивного пласта под давле­нием столба бурового раствора;

состава цементного раствора;

глубины и плотности перфорации обсадной колонны; длительности пребывания пласта под раствором после пер­форации; способа вызова притока флюида из пласта и освоения скважин. Установлено, что состав и свойства буровых растворов, при­меняемых для вскрытия продуктивных пластов, должны удов­летворять следующим требованиям: фильтрат бурового и цементного растворов должен быть та­ким, чтобы при проникновении его в при забойную зону пласта не происходило набухания глинистого материала, соле- и пено­образования в пористой среде горных пород;

гранулометрический состав твердой фазы бурового и це­ментного растворов должен соответствовать структуре порового пространства, т.е. для предотвращения глубокой кольматации содержание частиц диаметром большим на 30 % размера поро­вых каналов или трещин должно быть не менее 5 % от общего объема твердой фазы промывочного агента;

поверхностное натяжение на границе раздела фильтрат ­пластовый флюид должно быть минимальным;

водоотдача в забойных условиях должна быть минимальной, а плотность и реологические параметры - такими, чтобы диф­ференциальное давление при разбуривании продуктивной тол­щи было близким к нулю, хотя для промывки скважин при вскрытии продуктивных пластов, к сожалению, используют главным образом глинистые буровые растворы, обработанные или не обработанные химическими реагентами. Причем техно­логия обработки этих растворов химическими реагентами опре­деляется требованиями только безаварийной проходки ствола скважины, а не качественным вскрытием продуктивного плас­та. Сроки освоения и продуктивность скважин, пробуренных в идентичных условиях, могут быть различными и в значитель­ной степени зависят от качества работ по вскрытию пластов.

Если исходить из условий максимального сохранения при­родного состояния коллектора, то продуктивный пласт необхо­димо вскрывать при условии депрессии или равновесия между пластовым и забойным давлениями. Однако в настоящее время отсутствуют технические средства, которые могли бы надежно обеспечить такие условия проводки скважин (вращающиеся превенторы, дистанционно управляемые дроссели, сепараторы бурового раствора). Поэтому на практике вынуждены вскры­вать пласты в условиях репрессии. Репрессия как фактор имеет превалирующее значение: от нее зависят все остальные процес­сы взаимодействия пласта с буровым раствором. Репрессия также является причиной изменения естественной раскрытос­ти трещин и влияет на степень деформации пород в при сква­жинной зоне.

Значения давления на забое и степень его влияния на при за­бойную зону во многом определяются характером и интенсив­ностью проводимых в скважине операций. Наибольшие гидро­динамические давления возникают в скважине при восстанов­лении циркуляции бурового раствора. Несмотря на то что гид­родинамические давления при восстановлении циркуляции действуют на пласт кратковременно, в пределах 3-5 мин, зна­чения забойного давления при этом могут достигать 75-80 % полного горного давления, что иногда вызывает гидроразрыв пласта. Причинами роста гидродинамических нагрузок на пласт являются также высокие скорости спускоподъемных операций. Гидродинамическая репрессия на пласты при этом может возрастать до 3-9 МПа.

Химическим составом бурового раствора определяется в ос­новном интенсивность развития вторичных процессов, возни­кающих при контакте фильтрата с нефтью, газом, остаточной водой и породой коллектора. Совокупность этих процессов при­водит к возрастанию газо - гидродинамических сопротивлений в зоне проникновения фильтрата при фильтрации нефти на раз­личных этапах освоения и эксплуатации скважины. 

Увеличе­ние гидравлических сопротивлений происходит в результате проявления молекулярно-поверхностных свойств системы нефть - газ - порода - остаточная вода - фильтрат и изменения структуры порового пространства породы.

На стадии вызова притока из пласта прирост гидравлических сопротивлений при фильтрации нефти через зону проникнове­ния главным образом определяется особенностями двухфазной фильтрации. Значение этих дополнительных сопротивлений зависит от многих факторов и в целом оценивается фазовой про­ницаемостью для флюида при совместном течении нефти с фильтратом через пористую среду с измененной структурой поровых каналов. Изменение структуры порового пространства в зоне проникновения может быть обусловлено взаимодействи­ем фильтрата как с минеральными компонентами породы(набухание глин, химическое преобразование), так и с остаточ­ной водой (возможность образования нерастворимых осадков).

Степень загрязнения поровых каналов твердой фазой буро­вого раствора в наибольшей мере определяется размерами каналов, их структурой, дисперсностью и концентрацией твердой фазы в растворе, а также значениями водоотдачи бурового рас­твора и перепада давления в системе скважина - пласт.

Влияние зоны кольматации на приток флюида к стволу скважины варьирует в широких пределах. Наибольшее отрица­тельное влияние зоны кольматации отмечается в скважинах с открытым забоем. В скважинах с закрытым забоем это явление в основном нейтрализуется перфорацией. В последнем случае следует оценивать влияние зоны кольматации, формирующей­ся на стенках перфорационных каналов.

Проникновение в пласт коллоидных и субколлоидных час­тиц, а также макромолекул органических соединений сопро­вождается их адсорбцией в поровом пространстве нефтенасы­щенных пород. Эти частицы адсорбируются, как правило, на границах раздела нефть (газ) - фильтрат, и если поверхности раздела неподвижны, теряют свободу перемещения. 

При нали­чии в нефти большого количества асфальтосмолистых веществ проникающие в пласт коллоидные и субколлоидные частицы адсорбируются на поверхности раздела фаз совместно с асфаль­тенами и смолами и образуют плотные межфазные пленки. В газонасыщенных пластах эти частицы адсорбируются на стен­ках поровых каналов. 

Поскольку указанные межфазные пленки и адсорбционные слои уменьшают сечение поровых каналов и практически не растворяются в нефти, следует предупредить их формирование путем введения в буровой раствор синтетиче­ских ПАВ.

Степень загрязнения порового пространства породы-коллек­тора продуктами взаимодействия солей остаточной воды с хи­мическими реагентами, поступающими в пласт с фильтратом, определяется наличием в воде осадкообразующих катионов. Образующиеся нерастворимые соединения в зависимости от характера смачиваемости их поверхности скапливаются в вод­ной или нефтяной фазе, адсорбируясь чаще всего на границах раздела нефть - фильтрат.

Повышение качества вскрытия продуктивных пластов сле­дует осуществлять двумя путями:

выбором соответствующего типа бурового раствора для кон­кретного месторождения (пласта), обладающего определенны­ми геолого-физическими свойствами породы-коллектора, сла­гающего пласт, и физико-химическими свойствами пластовых флюидов с обязательным учетом степени возможных измене­ний петрографических свойств породы после вскрытия и усло­вий фильтрации нефти или (и) газа через зону проникновения;

выбором технологических режимов вскрытия, промывки скважины и проведения спускоподъемных операций, обеспечи­вающихинимальные размеры зоны проникновения компонен­тов бурового раствора в пласт.

Буровой раствор, предназначенный для вскрытия продук­тивного пласта, перфорационных и других операций в скважи­не, при которых неизбежно его контактирование с компонента­ми пластовой системы, должен отвечать следующим основным требованиям:

обладать способностью быстро формировать на стенках сква­жины практически непроницаемую фильтрационную корку, препятствующую проникновению фильтрата в пласт;

иметь такой состав жидкой фазы, который при практикуе­мых в настоящее время значениях депрессии, создаваемых при освоении скважины, позволял бы уже в первые часы работы скважины ликвидировать без заметных остаточных явлений последствия проникновения фильтрата в при забойную зону;

твердая фаза бурового раствора или ее большая часть должна полностью растворяться в кислотах (нефти), что позволит уда­лять ее со стенок скважины и закольматированной зоны пласта при освоении. Гранулометрический состав твердой фазы дол­жен обеспечивать минимальное количество проникновения рас­твора в трещины (поры) пласта за счет образования закупори­вающих тампонов на входе в трещину.

Требования к технологии вскрытия сводятся к тому, чтобы режим вскрытия, промывка скважины и спускоподъемные операции выбирались с учетом обеспечения минимальной зоны проникновения фильтрата бурового раствора, не превышающей глубины перфорационных каналов.

Выбор бурового раствора для вскрытия осуществляется для каждого типа пород-коллекторов, отличающихся друг от друга основными признаками и условиями залегания. Для этой цели все известные в настоящее время типы пород-коллекторов раз­делены на четыре классификационные категории, в каждой из которых сгруппированы породы-коллекторы, обладающие примерно одинаковой реакцией на технологические воздейст­вия. 

В качестве критерия разделения пород-коллекторов на от­дельные категории использованы геологические и технологи­ческие факторы, которые раскрывают условия проявления и возможность прогнозной оценки вида, интенсивности и масшта­ба развития процесс а взаимодействия пород пласта с буровым раствором, а также последствий этого процесса.

Лабораторными исследованиями, проведенными на естест­венных и искусственных кернах в России и за рубежом, уста­новлено, что проникающая в призабойную зону пласта вода факторов, являющихся определяющими совершенство кре­пи, приносит субъективизм во взаимоотношения между заказ­чиками на строительство скважин, подрядчиками и контроли­рующими организациями. В то же время необходимость и воз­можность создания такового методического обеспечения оче­видна.