2. Вскрытие и опробование нефтегазоносных пластов

Качеству вскрытия продуктивных горизонтов (пластов) следует уделять особое внимание. Вскрытие продуктивных горизонтов должно гарантировать длительную нормальную эксплуатацию скважины с максимально возможным притоком нефти.

Продуктивные пласты вскрывают, как правило, дважды. Первый раз-долотом в процессе бурения скважины, а второй раз – после крепления пластов обсадной колонной. По величене пластового давоения коллекторы делят на три группы:

А) с аномально высоким давлением (АВПД).

В) с давлением, близким к гидростатическому Р_пл >Р_гидр

Г) с давлением меньше гидростатическому Р_пл< Р_гидр

Коллекторы с АВПД вскрывают с применением буровых растовров высокой плотности. Это обусловлено тем, что столб раствора в скаважине должен создать на вскрываемый пласт давление , несколько превышающее давление в пласте.

Коллекторы второй группы вскрывают с использованием буровых глинистых растворов, растворов с низким содержанием твердой фазы, растворов на нефтяной основе, технической воды, обработанной поверхостно-активными веществами.

Коллекторы третий группы вскрывают с применением РНО

Аэрированных буровых растворов, местной промывки, а также продувки воздухом или газом.

Вскрытие продуктивных пластов первой и второй группы осуществляют с репрессией на пласт, т.е. с созданием на него давления бурового раствора большего, чем давления в пласте. При наличии репрессии в поры, каналы и трещины в пласте проникают фильтрат бурового раствора и мелкие частицы твердой фазы, а при возникновения поглощения также и буровой раствор. В связи с этим главной задачей любого способа вскрытия продуктивного пласта является максимальное возможное сохранение естественных параметров пласта, основным из которых служит проницаемость. Прежде всего, принимают меры по предотвращению поглощения бурового расвтрора пластом. Прежде всего, необходимо выбрать такую плотность бурового раствора, при которой репрессия будет минимально возможной исходя из предупреждения проявления пласта.

При вскрытие продуктивных горизонтов обычно используют ту же технологию и тот же буровой раствор, что при бурении остальной части ствола скважины.

Очень часто продуктивные пласты вскрывают с применением буровых растворов на водной основе. При закачивании такими буровыми растворами вода, прежде всего, будет отфильтровываться в пласт.

Для уменьшения отрицательных влияний на продуктивный пласт можно выполнять следующие требования:

А) при разбуривании продуктивного пласта следует снижать противодавление на пласт до безопасного, т.е. до того значения, при котором не может быть открытого фонтанирования;

Б) бурение в продуктивном пласте, исследование пласта, спуск и цементирование эксплуатационной колонны должны осуществляться быстро, по заранее составленному плану, что сократит время, в течение которого буровой раствор контактирует со стенками скважины в призабойной зоне.

При вскрытии продуктивного пласта следует применять высококачественный буровой раствор, имеющий минимальную водоотдачу, или буровые растворы на углеводородной основе.

В конечном счете, должно быть обеспечено вскрытие продуктивного пласта, гарантирующее длительную безводную эксплуатацию скважин и максимальное облегчение притока нефти к забою.

При вскрытие продуктивных пластов с низким пластовым давлением особенно тщательно следует выбирать буровой раствор, поскольку может происходить интенсивное поглощение бурового раствора пластом, и в связи с этим применяют специальные буровые растворы на нефтяной основе, эмульсионные буровые растворы, глинистые растворы с добавками поверхностно-активных веществ, аэрированные жидкости и др.

Для установления характера насыщенности пласта, определения его продуктивной характеристики и получения необходимых данных для подсчета запасов нефти и газа и составления проекта разработки месторождения в процессе бурения опробуют и испытывают продуктивные пласты.

Под опробованием пласта понимается комплекс работ, имеющих цель вызов притока из пласта, отбор проб пластовой жидкости, оценка характера насыщенности пласта и определения его ориентировочного дебита. Приток жидкости в скважину возможен только в том случае, когда давление на забой в скважине меньше пластового давления. Поэтому все работы по освоению скважин заключается в понижении давления на забой и очистке забоя от грязи, бурового раствора и песка. Вызов притока и очистка забоя при освоении фонтанных скважин производится промывкой скважины, нагнетанием в скважину сжатого воздуха.

Часто скважины осваиваются при помощи также сжатого воздуха. При этом в межтрубное пространство (между эксплуатационной колонной и НКТ) компрессором нагнетается сжатый воздух, вытесняющий жидкость в НКТ. Главный недостаток этого способа освоения скважины большое и быстрое снижения уровня жидкости в скважине, вызывающее усиленный приток жидкости из пласта, что ведет к образованию мощных песчаных пробок, прихват НКТ и т.д.

Несколько иначе предстоит дело при разбуривании разведочных скважин этом случае предприятие, ведущее бурение, проводит испытание всех горизонтов, вскрытых скважиной.

Испытание производится снизу вверх. В случае ограниченности притока окончательная оценка промышленной нефтегазоностности проводится по результатам испытания после применения известных методов обработки призабойной зоны или сочетания их. При этом рекомендуются следующие методы воздействия на призабойную зону пласта:

а) гидропескоструйная перфорация;

б) метод переменных давлений для устойчивых коллекторов всех типов;

в) кислотная обработка для коллекторов, представленных карбонатными породами, а также песчаниками с большим содержанием карбонатного цемента;

г) термокислотная обработка для коллекторов, представленных доломитами, доломотизированными известняками или песчаниками с карбонатным цементом, когда обычная Кислотная обработка недостаточно эффективна;

д) гидравлический разрыв для устойчивых коллекторов всех типов или гидрокислотный разрыв, для коллекторов, представленных карбонатными или карбонизированными по родами.

Если из разведочной скважины после проведения работ получен промышленный приток нефти и газа, скважину передают для дальнейшей эксплуатации.

При передаче скважины из бурения в испытание должен составляться акт, который подписывается руководством буровой организации, буровым мастером и представителем организации по испытанию скважины. Не подлежат передачи в испытание следующие скважины: с негерметичной колонной; с цементным стаканом в колонне больше чем предусмотрено проектом; с негерметичной обвязкой устья; с отсутствием цемента за колонной против испытываемых пластов; в аварийном состоянии.

Важнейшее условие безопасности работ при освоении и испытании скважины – поддержание на буровой и вокруг неё надлежащего порядка и частоты, хорошая освещенность всех рабочих мест и территории, контроль за исправностью бурового оборудования.