Книги, научные публикации
11. ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ Конечная цель бурения скважин - получение нефти и газа из продук тивного горизонта. Получение начального притока нефти и газа из пласта зависит от
технологии бурения, состава и свойств промывочной жидкости, схемы вскрытия и длительности воздействия на продуктив ный пласт.
11.1. ТРЕБОВАНИЯ К СОСТАВУ И СВОЙСТВАМ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО ГОРИЗОНТА [29] 1. Состав промывочной жидкости должен быть таким, чтобы ее фильт рат не способствовал набуханию глинистых частиц, увеличению гид рофильности породы, увеличению количества физически связанной воды в порах пласта.
2. Состав фильтрата бурового раствора должен соответствовать со ставу фильтра, заполняющего пласт, чтобы при проникании фильтрата в пласт не происходили такие физические или химические взаимодей ствия, в результате которых могут образовываться нерастворимые осадки.
3. В составе промывочной жидкости необходимо иметь достаточ ное 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.
7. Плотность промывочной жидкости должна быть такой, чтобы дифференциальное давление было близким к нулю или, если вскры вается пласт с аномально низким давлением, - меньше нуля.
11.2. КОЭФФИЦИЕНТ РЕЗЕРВА ПЛОТНОСТИ ЖИДКОСТИ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО ГОРИЗОНТА Для удобства дальнейших расчетов введем некоторые термины, ис пользуемые в физике нефтегазового пласта.
Гидростатическое давление рст - давление столба жидкости высо тою от рассматриваемого сечения скважины до устья скважины:
ргст = жqZ, (11.1) где ргст - гидростатическое давление, Па;
ж - плотность промывочной жидкости, кг/м3;
q - ускорение свободного падения, 9,8 м/с2;
Z - рас стояние от поверхности до рассматриваемого сечения, м.
Для практических расчетов пользуются упрощенной фор- мулой ргст = 0,01жZ, (11.2) где ргст - гидростатическое давление, МПа;
ж - плотность промывоч ной жидкости, кг/м3;
Z - расстояние от поверхности до рассматривае мого сечения, м.
Пластовое давление рпл - давление, под которым жидкость содер жится в порах проницаемой горной породы.
Коэффициент аномальности пластового давления kа - отношение пластового давления к статическому давлению столба жидкости пре сной воды (ж = в = 1) высотою от рассматриваемого сечения до устья скважины:
kа = рпл/0,01Z. (11.3) Пластовое давление считают нормальным, если kа = 1. Если kа > 1, то пластовое давление считают повышенным или аномально высоким;
при kа < 1 - пониженным или аномально низким.
Индекс давления поглощения kп - отношение давления, при котором возникает поглощение промывочной жидкости в пласт, к статическому давлению столба пресной воды высотою от рассматриваемого сечения поглощения до устья скважины:
kп = рп/Zп, (11.4) где рп - давление поглощения пласта, МПа;
Zп - расстояние от поверх ности до рассматриваемого сечения, м.
Относительная плотность промывочной жидкости о - отноше ние плотности промывочной жидкости к плотности пресной воды:
о = ж/в, (11.5) где ж - плотность промывочной жидкости, кг/м3;
в - плотность пре сной воды, кг/м3.
Рекомендуется во избежание газонефтепроявлений и поглощений в процессе бурения соблюдать следующее неравенство:
kа < о < kп, (11.6) а необходимую величину относительной плотности промывочной жидкости определять по формуле о = kрkа, (11.7) где kр - коэффициент резерва, значения которого приведены ниже.
Рекомендуемые коэффициенты резерва Глубина скважины, м........................................... 0Ц1200 1200Ц2500 > Дифференциальное давление пласта, МПа 1,5 2,5 3, Допустимое значение kр...................................... 1,1Ц1,15 1,05Ц1,10 1,04Ц1, 11.3. МЕТОДЫ ВХОЖДЕНИЯ В ПРОДУКТИВНУЮ ТОЛЩУ Метод вхождения - это порядок операций, проводимых в скважине непосредственно перед бурением и во время разбуривания продуктив ной толщи. В практике бурения применяют следующие методы (рис.
11.1).
Метод 1 (рис. 11.1, а). Продуктивный горизонт вскрывается доло тами того же диаметра, что и вышележащие породы. В скважину спус кают эксплуатационную колонну, нижняя часть которой перфорирова на и выполняет функцию фильтра. Скважина цементируется выше продуктивной толщи. Метод применяют при вскрытии неустойчивых пород, продуктивный горизонт содержит одну жидкость, т.е. одноро ден, 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 разбу ривания в скважину спускают эксплуатационную колонну до забоя, затем цементируют. Для сообщения полости эксплуатационной колон ны с продуктивным пластом ее перфорируют 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 (простреливают большое число отверстий). Метод применяется при вскрытии неоднородных по составу флюидов, малых и перемещаю щихся 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 вы шележащую породу обсадной колонной, а также колонну цементиру ют. Затем продуктивную толщу проходят долотом меньшего диаметра, оставляя ствол открытым. Метод применяется при вскрытии устойчи вых 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 ко лонны до кровли продуктивного пласта и ее цементирования вскры вают продуктивную толщу долотами меньшего диаметра, а затем пе рекрывают 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 прони цаемых пластов на всем интервале от кровли толщи до проектной глу бины 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 дав лений в продуктивной толще и в расположенных выше ее проницае мых горизонтах и оценить возможную степень загрязнения продук тивной толщи буровым раствором в процессе бурения.
Пример 11.1. Вариант А. Продуктивная толща залегает на глубине 2000 м и вклю чает три проницаемых пропластка (мощность каждого 7 - 8 м ): первый и третий - неф теносные, второй - водоносный. Общая мощность толщи - 80 м, пластовое давление рпл = 1920 МПа. Над продуктивной толщей залегают аргиллиты мощностью 25 м, а выше - доломиты с прослоями водоносных песчаников - пластовое давление рпл2 = 22 МПа (рис. 11.2).
Рис. 11.2. Схема вскрытия продуктивной толщи:
1, 2, 3 - продуктивные пласты;
m - мощность продуктивных пластов Р е ш е н и е. 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):
kа1 = 19,0 20,0 (0,01 2000) = 0,95 1,0;
kа2 = 22,0 (0,01 2000) = 1,1.
3. Если использовать второй метод, то потребуется промывочная жидкость с плот ностью [формула (11.7)] о = 1,051,1 = 1,15, где kр = 1,05 (см. стр. 381).
Гидростатическое давление на продуктивный пласт ргст = 0,011,152000 = 23,0 МПа.
Разность между гидростатическим давлением и пластовым в продуктивной зоне ргст - рпл1 = 23,0 - 19,0 = 4,0 МПа.
Если использовать раствор на водной основе, то возможно сильное загрязнение про дуктивной толщи.
4. Если использовать пятый метод, то относительная плотность промывочной жид кости о = 1,051,0 = 1,05.
Гидростатическое давление на продуктивный пласт рст = 0,011,052000 = 21,0 МПа.
Тогда рст - рпл1 = 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).
Р е ш е н и е. 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 глини стых 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.