Литература(Книги)

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Книги
\Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые: Справочное пособие

	11. ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ
	Конечная цель бурения скважин — получение нефти и газа из продук­тивного горизонта. Получение начального притока нефти и газа из пласта зависит от технологии бурения, состава и свойств промывочной жидкости, схемы вскрытия и длительности воздействия на продуктив­ный пласт.
	11.1. ТРЕБОВАНИЯ К СОСТАВУ И СВОЙСТВАМ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО ГОРИЗОНТА [29] 1. Состав промывочной жидкости должен быть таким, чтобы ее фильт­рат не способствовал набуханию глинистых частиц, увеличению гид-рофильности породы, увеличению количества физически связанной воды в порах пласта. 2.  Состав фильтрата бурового раствора должен соответствовать со­ставу фильтра, заполняющего пласт, чтобы при проникании фильтрата в пласт не происходили такие физические или химические взаимодей­ствия, в результате которых могут образовываться нерастворимые осадки. 3.  В составе промывочной жидкости необходимо иметь достаточ­ное количество грубодисперсной твердой фазы, способной создавать закупоривающие мостики в трещинах и тем самым препятствовать глубокому проникновению промывочной жидкости в пласт. 4.  Соленость и солевой состав фильтрата должны соответствовать солености и солевому составу пластовой воды. 5.  Фильтрат промывочной жидкости, используемый для вскрытия нефтяных пластов, должен уменьшать поверхностное натяжение на границе фильтрат — нефть. 6. Водоотдача бурового раствора в забойных условиях должна быть минимальной.
	379

	7. Плотность промывочной жидкости должна быть такой, чтобы дифференциальное давление было близким к нулю или, если вскры­вается пласт с аномально низким давлением, — меньше нуля.
	11.2. КОЭФФИЦИЕНТ РЕЗЕРВА ПЛОТНОСТИ ЖИДКОСТИ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО ГОРИЗОНТА Для удобства дальнейших расчетов введем некоторые термины, ис­пользуемые в физике нефтегазового пласта. Гидростатическое давление рСТ — давление столба жидкости высо­тою от рассматриваемого сечения скважины до устья скважины: pTcr = P«qZ,                                                                  (11.1) где Ргст — гидростатическое давление, Па; рж — плотность промывочной жидкости, кг/м3; q — ускорение свободного падения, 9,8 м/с2; Z — рас­стояние от поверхности до рассматриваемого сечения, м. Для практических расчетов пользуются упрощенной фор- мулой ,                                                        (11.2)
	где рТСТ — гидростатическое давление, МПа; рж — плотность промывоч­ной жидкости, кг/м3; Z — расстояние от поверхности до рассматривае­мого сечения, м. Пластовое давление рт — давление, под которым жидкость содер­жится в порах проницаемой горной породы. Коэффициент аномальности пластового давления кЛ — отношение пластового давления к статическому давлению столба жидкости пре­сной воды (рж= рв = 1) высотою от рассматриваемого сечения до устья скважины: h=pJ0,0lZ.                                              (11.3) Пластовое давление считают нормальным, если кЛ = 1. Если кЛ > 1, то пластовое давление считают повышенным или аномально высоким; при кЛ < 1 — пониженным или аномально низким. Индекс давления поглощения ка — отношение давления, при котором возникает поглощение промывочной жидкости в пласт, к статическому давлению столба пресной воды высотою от рассматриваемого сечения поглощения до устья скважины:
	(11.4) где рп — давление поглощения пласта, МПа; Zn — расстояние от поверх­ности до рассматриваемого сечения, м. Относительная плотность промывочной жидкости р0 — отноше­ние плотности промывочной жидкости к плотности пресной воды: 380

	Ро = Рж/Рв,                                                            (П.5) где рж — плотность промывочной жидкости, кг/м3; рв — плотность пре­сной воды, кг/м3. Рекомендуется во избежание газонефтепроявлений и поглощений в процессе бурения соблюдать следующее неравенство: *а<Ро<*п,                                                          (П.6) а необходимую величину относительной плотности промывочной жидкости определять по формуле
	где кр - коэффициент резерва, значения которого приведены ниже. Рекомендуемые коэффициенты резерва Глубина скважины, м........................................... 0-1200           1200-2500 >2500 Дифференциальное давление пласта, МПа 1,5                 2,5                   3,5 Допустимое значение кр...................................... 1,1-1,15 1,05-1,10 1,04-1,07
	11.3. МЕТОДЫ ВХОЖДЕНИЯ В ПРОДУКТИВНУЮ ТОЛЩУ Метод вхождения — это порядок операций, проводимых в скважине непосредственно перед бурением и во время разбуривания продуктив­ной толщи. В практике бурения применяют следующие методы (рис. 11.1). Метод 1 (рис. 11.1, а). Продуктивный горизонт вскрывается доло­тами того же диаметра, что и вышележащие породы. В скважину спус­кают эксплуатационную колонну, нижняя часть которой перфорирова­на и выполняет функцию фильтра. Скважина цементируется выше продуктивной толщи. Метод применяют при вскрытии неустойчивых пород, продуктивный горизонт содержит одну жидкость, т.е. одноро­ден, параметры промывочной жидкости при вскрытии продуктивной толщи и прохождении вышележащих пород практически одинаковые. Метод 2 (рис. 11.1, б). Отличается от первого тем, что после разбу­ривания в скважину спускают эксплуатационную колонну до забоя, затем цементируют. Для сообщения полости эксплуатационной колон­ны с продуктивным пластом ее перфорируют
	381

	а	b 3 ^2 7 щ \^ 1	^ ■—. j -■ 4 _ 7
	0
	Рис. 11.1. Методы вхождения в продуктивную толщу: 1 — обсадная колонна; 2 — цементный камень; 3 — нефтеносные пласты; 4 — водоносные пласты; 5 — открытый ствол; 6 — пакер; 7 — фильтр; П— продуктивный пласт
	382

	(простреливают большое число отверстий). Метод применяется при вскрытии неоднородных по составу флюидов, малых и перемещаю­щихся пропластков, т.е. когда требуется селективная эксплуатация. Параметры промывочной жидкости, как правило, при вскрытии не меняются. Метод 3 (рис. 11.1, в). Перед вскрытием продуктивной толщи вы­шележащую породу обсадной колонной, а также колонну цементиру­ют. Затем продуктивную толщу проходят долотом меньшего диаметра, оставляя ствол открытым. Метод применяется при вскрытии устойчи­вых пород и однородного флюида. Параметры промывочной жидкости подбирают только с учетом характеристики продуктивной толщи. Метод 4 (рис. 11.1, г). В отличие от предыдущего метода ствол скважины в продуктивной толще оборудуют фильтром, подвешенным в обсадной колонне и изолированным пакером. Метод применяется при вскрытии слабоустойчивых пород и однородных флюидов. Метод 5 (рис. 11.1, д). При этом методе после спуска обсадной ко­лонны до кровли продуктивного пласта и ее цементирования вскры­вают продуктивную толщу долотами меньшего диаметра, а затем пе­рекрывают хвостовиком. Хвостовик цементируют по всей длине и перфорируют против заданных интервалов. Метод применяется при необходимости селективной эксплуатации различных пропластков. 11.4. МЕТОДИКА ВЫБОРА СПОСОБА ВХОЖДЕНИЯ В ПРОДУКТИВНУЮ ТОЛЩУ При выборе способа вхождения в продуктивную зону следует: а)  оценить мощность продуктивной толщи, выяснить число прони­цаемых пластов на всем интервале от кровли толщи до проектной глу­бины скважины; б)  определить характер насыщенности всех проницаемых пластов, т.е. содержат ли они одну и ту же жидкость или насыщены разными (один - водой, второй - нефтью, третий - газом и т.д.); в) выявить устойчивость пород продуктивной зоны; г)  учесть соотношение коэффициентов аномальности пластов дав­лений в продуктивной толще и в расположенных выше ее проницае­мых горизонтах и оценить возможную степень загрязнения продук­тивной толщи буровым раствором в процессе бурения. Пример 11.1. Вариант А. Продуктивная толща залегает на глубине 2000 м и вклю­чает три проницаемых пропластка (мощность каждого 7—8 м ): первый и третий — неф­теносные, второй — водоносный. Общая мощность толщи — 80 м, пластовое давление рш\ = 19+20 МПа. Над продуктивной толщей залегают аргиллиты мощностью 25 м, а выше — доломиты с прослоями водоносных песчаников — пластовое давление р^а = 22 МПа (рис. 11.2).
	383

	ill ill ill			\ \ \ \ \ \ \ \ I I I I I 1 ii m // // // // ---	2Z \ s Л s \ \ \ \ \ \ \ \ \ Y/Z, 777? -----77-----77-----77— —77----T,— 2000м-7-- //////////// \ л \ \ 2" \ \ \ N S V S \ \
	Рпл1		// // 77 v
	2000м	Am 2 2
	т
	Рис. 11.2. Схема вскрытия продуктивной толщи: 1,2, 3 — продуктивные пласты; т — мощность продуктивных пластов Решение. 1. Оценивая мощность продуктивного горизонта, число проницаемых пропластков, однородность их насыщения, следует отметить, что требуется селективный отбор нефти, т.е. второй и пятый (см. подразд. 11.3) методы, которые отвечают этому требованию. 2. Определим коэффициенты аномальности по формуле (11.3):
	h\ = 19,0 + 2О,о/(О,О1 • 2000) = 0,95 +1,0; hi = 22,о/(О,О1 • 2000) = 1,1.
	3.  Если использовать второй метод, то потребуется промывочная жидкость с плот­ностью [формула (11.7)] ро= 1,051,1 = 1,15, где к„ = 1,05 (см. стр. 381). Гидростатическое давление на продуктивный пласт />гст=0,01-1,15-2000 = 23,0 МПа. Разность между гидростатическим давлением и пластовым в продуктивной зоне Prc-Pmi = 23,0 -19,0 = 4,0 МПа. Если использовать раствор на водной основе, то возможно сильное загрязнение про­дуктивной толщи. 4.  Если использовать пятый метод, то относительная плотность промывочной жид­кости ро= 1,051,0= 1,05. Гидростатическое давление на продуктивный пласт />ст = 0,011,05-2000 = 21,0 МПа. Тогда
	384

	/>ст -рш\ = 21,0 -19,0 = 2,0 МПа, т.е. вдвое меньше, чем при использовании второго метода. Таким образом, здесь предпочтительнее использовать пятый метод. Вариант Б. Условия идентичные, только выше аргиллитов залегания однородная толща глин (см. рис. 11.2). Решение. В данном варианте при отсутствии проницаемых пластов в породах, лежащих выше продуктивного горизонта, целесообразно применять второй метод. Во-первых, это увеличит площадь фильтрации нефти, а во-вторых, при прохождении глини­стых толщ можно использовать растворы на нефтяной основе, что позволит улучшить устойчивость глин, снизить трение между бурильными трубами и стенками скважины, а следовательно, повысить скорость бурения.
	385