Принципы выбора способа первичного вскрытия и свойств промывочной жидкости

2. Принципы выбора способа первичного вскрытия и свойств промывочной жидкости

При выборе способа первичного вскрытия продуктивного пласта целесообразно придерживаться следующих принципов:

            1. Оценить возможное строение и насыщенность продуктивного пласта и в зависимости от них решить, какие способы первичного вскрытия его могут быть применены. Если пласт насыщен только одной жидкостью, и коллекторские свойства его по толщине мало изменяются, то можно применить любой из способов, но более предпочтительны те, при которых сохраняется наибольшая открытая поверхность фильтрации и не допускается существенное загрязнение пласта промывочной жидкостью и тампонажным раствором. Если в пласте содержатся несколько разных жидкостей или жидкости одного рода (например, нефть), но с резко различными свойствами (одна - маловязкая, другая – высоковязкая; одна – бессернистая, другая – высокосернистая и т.д.), или если коллекторские свойства по толщине его сильно меняются (например, проницаемость верхней чисти 0,3 мкм², средней-0,005 мкм², а нижней-0,1 мкм²), то можно применять лишь те способы вскрытия, которые позволяют в дальнейшем селективно сообщать  ствол скважины с той или иной частью пласта для получения притока пластовой жидкости.

            2. Оценить возможную устойчивость породы продуктивного пласта и в зависимости от этого решить, требуется ли укреплять стенки скважины фильтром или обсадной колонной или можно ее оставить открытым.

            3. Учитывая наибольший коэффициент аномальности в продуктивном пласте, выбрать относительную плотность промывочной жидкости с таким расчетом, чтобы депрессия была максимальной (не превышала установленные правилами бурения нормы), а сама жидкость не проникла глубоко в пласт, сопоставить эту плотность с относительной плотностью промывочной жидкости, которая должна использоваться при бурении вышележащей толщи пород, не перекрытой предыдущей обсадной колонной, и с наименьшим индексом давления поглощения в указанной толще и решить, следует ли до вскрытия продуктивного пласта изолировать эту толщу обсадной колонной.

            Наилучшее качество вскрытия достигается в тех случаях, когда статическое давление при разбуривании продуктивного пласта равно пластовому, а при разбуривании  нефтеносных пластов с аномально низкими пластовыми давлениями несколько меньше пластового. Если предприятие располагает необходимым оборудованием и аппаратурой, целесообразно предусматривать именно такие условия вскрытия.

            4. Выяснить, можно ли пробурить скважину за один прием через всю толщу продуктивного пласта.

            5. Решить с учетом коллекторских свойств продуктивного пласта, коэффициента аномальности и свойств пластовой жидкости, можно ли ограничиться сооружением лишь основного ствола скважины или следует в пласте пробурить несколько боковых стволов для увеличения поверхности фильтрации. В последнем случае нужно также решить вопрос о числе и положении боковых стволов.

Рекомендуемые материалы

            Вопросы выбора способа первичного вскрытия пласта решаются совместно с промысловыми геологами и специалистами по разработке данного месторождения.

            Загрязнение приствольной зоны промывочной жидкостью и ее фильтратом сказывается на продолжительности и трудоемкости скважины и начальном ее дебите. При сильном загрязнении приходится увеличивать депрессию для вызова притока из пласта, затрачивать больше времени и средств на откачку жидкости из скважины и извлечение промывочной жидкости и ее фильтрата из приствольной зоны, прибегать к дополнительным способам стимулирующего воздействия (кислотная обработка, гидроразрыв, гидроабразивная перфорация, вибровоздействие и т.д.).

            В процессе эксплуатации скважин (особенно газовых) дебит может несколько возрасти в результате удаления с потоком пластовой жидкости части фильтрата, частиц дисперсной фазы и твердого осадка, растворения некоторых компонентов. Однако полного  восстановления проницаемости в приствольной зоне обычно достичь не удается.

            В разведочных скважинах из-за сильного загрязнения приствольной зоны нередко допускаются грубые ошибки при интерпретации результатов исследования пластов, некоторые продуктивные объекты классифицируются как бесперспективные, не имеющие промышленной ценности.

            Очень важно не допустить сильного загрязнения продуктивных пластов при первичном их вскрытии. Поэтому при выборе промывочной жидкости для первичного вскрытия целесообразно руководствоваться следующими положениями:

            1. Поскольку главным фактором, способствующим проникновению промывочной жидкости и ее фильтрата в продуктивный пласт, является избыточное давление в скважине, весьма желательно при вскрытии поддерживать равновесие между давлениями в скважине и в пласте. Поэтому плотность промывочной жидкости, как привило, должна быть такой, чтобы статическое давление столба ее в скважине было равно пластовому в той точке пласта, где коэффициент аномальности наибольший.

В лекции "1 Мифы и искусство Древней Греции" также много полезной информации.

            2. Проницаемость приствольной зоны пласта очень сильно уменьшается при проникновении в нее большого количества частиц твердой фазы промывочной жидкости. Поэтому нужно стремиться использовать для вскрытия промывочную жидкость либо вообще без твердой фазы, либо с возможно меньшим ее содержанием. Гранулометрический состав твердой фазы должен соответствовать структуре порового пространства пласта. Содержания частиц, диаметр которых несколько больше 0,3-0,5 диаметра пор коллектора, должно быть не менее 5 % объема твердой фазы. Такие частицы образуют своеобразные мостики на входе в поровые каналы в стенках скважины, облегчают закупорку пор коллоидными частицами промывочной жидкости и препятствуют проникновению в глубь пласта наиболее тонкодисперсных фракции твердой фазы.

            В случае не трещинного коллектора размер таких частиц составляет, как правило, несколько микрометров; в случае же трещинных коллекторов диаметр мостикообразующих частиц зависит от величины раскрытия трещин. Содержание частиц коллоидных фракций должно лишь немного превышать тот минимум, который необходим для обеспечения стабильности суспензии и небольшой фильтратоотдачи. Весьма желательно также, чтобы твердая фаза состояла из материалов, которые могут растворяться в соленой или других кислотах, обычно применяемых для стимуляции притока из пласта (мел, мраморная крошка, известняк, сидерит), либо в пластовых жидкостях.

            3. Поскольку проникающая в пласт дисперсионная среда может способствовать значительному уменьшению проницаемости, фильтратоотдача промывочной жидкости должна быть минимальной; в фильтрате должны содержаться вещества, способные подавлять склонность глинистых частиц породы к набуханию желательно, чтобы минерализация его была близка к минерализации пластовой жидкости (это позволит свести к минимуму осмотический массоперенос). В фильтрате не должно быть компонентов, способных при физико-химических реакциях с пластовыми жидкостями или породой пласта образовывать нерастворимые осадки.

            4. Целесообразно в состав промывочной жидкости вводить также ПАВ, которые гидрофобизуют поверхность перовых каналов, препятствуют образованию в них водонефтяной эмульсии. Нежелательно добавлять ПАВ, способные увеличивать гидрофильность поверхности пор, так как это облегчает проникновение водного фильтрата в пласт, а нередко и образование эмульсии. ПАВ должны быть совместимы не только с промывочной жидкостью, применяемой для вскрытия пласта, но также с пластовыми жидкостями: они не должны высаливаться в минерализованной среде, выпадать в осадок и утрачивать эффективность действия.

            5. Промывочная жидкость должна быть малотиксотропной и иметь невысокие значения статического напряжения сдвига и реологических показателей. Это позволяет свести к минимуму гидродинамические давления при восстановлении циркуляции, промывке скважины, спускоподъемных операциях и мажет несколько облегчить при освоении скважины извлечении промывочной жидкости, проникшей в приствольную зону.

            Лучшими для вскрытия нефтеносных пластов  являются практически безводные промывочные жидкости на углеводородной основе. Несколько уступают им по эффективности обратные эмульсии с минерализованной водной фазой. Из промывочных жидкостей на водной основе наиболее подходят безглинистые полимерные  с регулируемой минерализацией воды и малым содержанием твердой фазы. Для вскрытия пластов с очень низкими коэффициентами аномальности наиболее эффективны газообразные агенты с добавкой пенообразующих ПАВ и многокомпонентные пены с минерализованной водной фазой.