Технология вскрытия продуктивных горизонтов

Процесс вскрытия пласта является важнейшим этапом рациональной разработки нефтегазовых месторождений. Высококачественное вскрытие продуктивных горизонтов обусловливает повышение эффективности геологоразведочных работ и производительности скважин, улучшает приток нефти и газа из малопроницаемых пропластков, что способствует увеличению нефтегазоотдачи пластов.

Основной причиной ухудшения коллекторских свойств пласта в период вскрытия является проникновение в пласт фильтрата и твердой фазы промывочной жидкости, (проникающая в пласт вода снижает естественную проницаемость коллектора до 50% и более). Коэффициент продуктивности скважин после их глушения глинистым раствором в большинстве случаев снижается более чем в 2,5 раза. Дисперсионная среда, проникшая в нефтяной пласт, вызывает набухание глинистых частиц, содержащихся в продуктивном коллекторе; образует водонефтяные эмульсии; образует нерастворимые осадки в порах продуктивного пласта при взаимодействии с высокоминерализованной водой. Проникновение глинистых частиц начинается при проницаемости пород около 270 мД. С увеличением проницаемости кернов отрицательное влияние проникающих частиц усиливается.

Проницаемость призабойной зоны снижается и в процессе вскрытия пласта перфорацией, так как качество жидкости, заполняющей ствол скважины перед перфорацией, обычно бывает низким. Буровой раствор, попадая в перфорационные каналы, закупоривает их твердыми частицами, а отфильтровавшаяся из раствора вода проникает в пласт и снижает его проницаемость. Чем выше давление на пласт, тем сильнее закупориваются перфорационные каналы и уменьшается коэффициент продуктивности скважин. Поэтому для создания лучших условий притока жидкости из пласта в скважину, перфорацию необходимо производить при минимально возможном превышении забойного давления над пластовым. Качество вскрытия пласта зависит также от плотности перфорации - числа отверстий, приходящихся на 1 м колонны. Для каждого месторождения должны быть установлены научно обоснованные нормы плотности перфорации. При этом необходимо рассмотреть и экономическую сторону вопроса, так как стоимость перфорации высока и занимает большой удельный вес в общих затратах на освоение скважин. Проведенные исследования показали, что коэффициент продуктивности скважин растет пропорционально увеличению плотности перфорации в интервале от 5 до 10 отверстий. Последующее увеличение плотности перфорации приводит к незначительному росту коэффициента продуктивности.

К основным задачам, решение которых может обеспечить сохранение естественной проницаемости призабойной зоны пласта, можно отнести:

выбор типа промывочной жидкости для вскрытия продуктивного пласта;

выбор конструкции скважины и способа цементирования эксплуатационной колонны;

определение интервала перфорации эксплуатационной колонны;

снижение противодавления на пласт до безопасного значения;

сокращение времени, в течение которого буровой раствор контактирует со стенкой скважины в призабойной зоне.

8.4.2. Основные признаки ГНВП. Мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений

Пластовые жидкости (газ, вода, нефть) могут поступать в скважину, прежде всего, если пластовое давление хотя бы в одном из проницаемых горизонтов больше давления, создаваемого промывочной жидкостью. Приток может возникнуть при недостаточном контроле за плотностью промывочной жидкости и за ее дегаза­цией, при понижении уровня жидкости в скважине в результате поглощения или во время подъема колонны труб. Интенсивность притока зависит от разности между пластовым давлением и дав­лением в скважине, проницаемости приствольной части горизонта, свойств пластовых жидкостей и других факторов и нередко бывает весьма значительной.

Некоторое количество пластовых жидкостей поступает в скважину вместе с частицами разбуриваемой породы; объемная ско­рость такого поступления примерно пропорциональна механической скорости проходки. При высокой механической скорости проходки объем поступающего таким путем газа может быть опасно большим.

Пластовые жидкости могут поступать в скважину также в результате диффузии через проницаемые стенки ее, под влия­нием капиллярного и осмотического давлений. Интенсивность такого притока обычно невелика и не представляет опасности, если нет длительных перерывов в циркуляции и если на дневной поверхности промывочную жидкость хорошо дегазируют.

Во время промывки и в первый период после ее прекращения из промывочной жидкости в газоносный объект отфильтровывается дисперсионная среда. Плотность газа невелика, поэтому избыточное давление в скважине вблизи подошвы газоносного объекта выше, чем у кровли, и тем значительнее, чем больше толщина объекта. В покое давление, создаваемое тиксотропной промывочной жид­костью, уменьшается по мере того, как часть твердой фазы выпа­дает из взвешенного состояния и зависает на стенках скважины и колонны труб. Если давление против кровли газоносного объе­кта станет ниже пластового, отфильтровывание дисперсионной среды прекратится и в скважину может начаться поступление пластового газа. При длительных перерывах циркуляции из верх­ней части газоносного объекта в скважину может поступить довольно значительное количество газа; тогда образуется пачка газированной промывочной жидкости.

Если газоносный объект трещиноват, то в процессе бурения в трещины нередко поступает значительное количество промывочной жидкости, которая смешивается в них с пластовым газом. При понижении давления в скважине (например, при подъеме бурильной колонны) часть поглощенной жидкости вместе с содер­жащимся в ней газом из трещин возвращается вновь в ствол. Возможно, это одна из основных причин появления в скважине газированной промывочной жидкости.

После восстановления циркуляции по мере продвижения газированной жидкости к устью содержащийся в ней газ расширяется, объемное соотношение газ— жидкость возрастает. В результате давление, создаваемое столбом газированной промывочной жидкости на стенки скважины, уменьшается, особенно на сравнительно небольших глубинах (до 1000—1500 м); разность между пласто­вым давлением и давлением в скважине возрастает, что способ­ствует интенсификации притока газа из объекта.

Как только порция газированной жидкости оказывается на глубине нескольких сот метров от негерметизированного устья скважины, начинается бурное расширение пузырьков газа; при этом часть промывочной жидкости может быть выброшена из скважины, а давление на стенки скачкообразно уменьшится. Подобные выбросы могут переходить в открытое фонтанирование.

О начавшемся притоке пластовой жидкости можно судить по ряду признаков: уменьшению плотности промывочной жидкости; увеличению уровня ее в металлической приемной емкости буровых насосов; увеличению скорости течения в желобе на выходе из скважины; переливу через устье после прекращения промывки, а иногда даже во время ее; увеличению избыточного давления на устье скважины с закрытым превентором; увеличению газосодер­жания в потоке, выходящем из скважины. При газировании зна­чительно возрастает условная вязкость промывочной жидкости. В случае притока пресной воды снижаются условная вязкость и статическое напряжение сдвига, возрастают водоотдача и суточный отстой, из утяжеленной жидкости нередко выпадает утяжели­тель.

Газонефтеводопроявления не только нарушают процесс бурения, но и являются причиной тяжелых аварий. При интенсивных проявлениях возможны случаи разрушения устьев скважин и бурового оборудования, возникновения взрывов и пожаров, сильного загрязнения окружающей среды и даже человеческих жертв.

Основной способ, позволяющий управлять состоянием скважины в случае начинающегося притока пластовой жидкости и предотвращать нерегулируемые выбросы промывочной жидкости, - герметизация устья специальным противовыбросовым оборудованием.

Для предотвращения выбросов и открытого фонтанирования в случае начавшегося газонефтеводопроявления необходимо:

1) герметизировать устье скважины превенторами, регулярно следить за их исправностью, проверять надежность системы управления ими и своевременно устранять выявленные дефекты;

2) систематически контролировать качество промывочной жидкости, выходящей из скважины, прежде всего плотность и газосодержание; с момента подхода к горизонту с повышенным ко­эффициентом аномальности, особенно к газонасыщенному, целесообразно контроль плотности и газосодержания вести непрерывно;

3) перед вскрытием горизонтов с повышенными коэффициентами аномальности заблаговременно увеличивать плотность промывочной жидкости в скважине до уровня, достаточного для под­держания небольшого избытка давления над пластовым, но меньше того, при котором возможно поглощение промывочной жидкости;

4) для вскрытия горизонтов со значительно повышенными коэффициентами аномальности применять промывочные жидкости с малой водоотдачей, возможно малым статическим напряжением сдвига (достаточным, однако, для удержания утяжелителя во взвешенном состоянии), малым динамическим напряжением сдвига и практически нулевым суточным отстоем;

5) тщательно дегазировать промывочную жидкость, выходящую из скважины; в случае значительного увеличения газосодержания целесообразно временно приостановить углубление сква­жины и, не прекращая промывки, заменить газированную жидкость на свежую с несколько повышенной плотностью;

6) тщательно следить за тем, чтобы в дегазаторах практически полностью удалялся из промывочной жидкости пластовый газ; если дегазация неполная, отрегулировать режим работы де­газаторов и при необходимости установить дополнительный дега­затор в очистной системе;

7) если при разбуривании газоносного объекта и нормальной дегазации промывочной жидкости газосодержание в выходящем из скважины потоке опасно велико, уменьшить механическую скорость проходки до уровня, при котором опасность выброса будет практически исключена;

8) иметь на буровой запас промывочной жидкости того качества, которое требуется для вскрытия горизонта с повышенным коэффициентом аномальности, в количестве не менее двух-трех объемов скважины;

9) при подъеме колонны труб доливать в скважину промывочную жидкость с таким расчетом, чтобы уровень ее всегда находился у устья;

10) в составе бурильной колонны иметь обратный клапан или над вертлюгом —шаровой кран высокого давления;

11) не допускать длительных простоев скважины без промывки.

12) при каждой промывке восстанавливать циркуляцию це­лесообразно при закрытом превенторе на устье.

Открывать превентор можно лишь после того, как вся газированная жидкость вышла из скважины и избыточное давление на выходе из последней снизилось до атмосферного.