6.1.7. Построение геолого-геофизических разрезов скважин

Разрез скважины составляется по материалам комплексной ин­терпретации геологических и геофизических методов ее изучения. Его вычерчивают на миллиметровой или чертежной бумаге, в по­следнее время его составляют на каротажной бумаге или непосред­ственно на диаграммах стандартного каротажа.

По всей скважине рекомендуется составлять разрез в масштабе 1:500, по продуктивной толще — в масштабе 1:200. Это дает возмож-

- 258 -

н ость использовать каротажные диаграммы того же масштаба без уменьшения и тем самым избегать искажения при пантографирова- нии. Для глубоких скважин разрез составляется в масштабе 1:1000 или 1:2000, при этом каротажные диаграммы приходится пантогра- фировать. Разрез по мощным продуктивным толшам составляется в масштабе 1:500. Порядок составления разреза скважины следую­щий (рис. 83). Прежде всего, с правой стороны листа бумаги наносят диаграмму электрического каротажа — кривые КС и ПС. Если для интерпретации данного разреза имеют значения другие виды каро-

- 259 -

тажных исследований (радиоактивного каротажа, микрозондирова­ния или кавернометрии), то их диаграммы также следует нанести на разрез. В центре чертежа рисуют литологический разрез скважины, справа от него — интервалы отбора керна, а слева — шкалу глубин в метрах. Еше левее дается стратиграфическая шкала. Литологиче­ская колонка состоит из двух половин. На левой половине колон­ки наносится литологический состав пород по данным отобранного керна в объеме, соответствующем проценту выноса керна. При этом используются данные интерпретации геофизических исследований. Правая половина колонки, не освещенная керном, заполняется по данным интерпретации геофизических исследований, выполненной с учетом данных по керну, шламу и образцам бокового грунтоноса. Левая половина колонки остается заполненной только там, где был подня т керн. Такой метод составления колонки скважины наглядно показывает степень освещенности разреза керном.

6.1.8. Вскрытие, опробование продуктивных пластов и испытание скважин

Нефтяные и газовые пласты должны вскрываться на буровом растворе, исключающем возможность проникновения в пласт его фильтрата и создающем минимальное противодавление на пласт. При несоблюдении этих условий может произойти значительное снижение продуктивности скважины, а в ряде случаев продуктив­ный пласт может быть пропущен.

Вредное влияние фильтрата промывочной жидкости на продук­тивность нефтяных или газовых пластов проявляется в следующем. Вода (фильтрат), проникая в пласт, удерживается в пористой среде капиллярными силами и для ее вытеснения из поровых каналов не­обходимо создать значительный перепад давления. Но даже при этих условиях вода из поровых каналов вытесняется только частично. Это явление приводит к снижению проницаемости пласта в призабой­ной зоне и затрудняет продвижение нефти или газа к скважине. Еще значительнее влияет на коллекторские свойства пресная техниче­ская вода. Она, проникая в пласт, не только удерживается в нем ка­пиллярными силами, но и вызывает разбухание глинистых частиц, содержащихся в продуктивных коллекторах, и тем самым приводит к снижению проницаемости пласта в призабойной зоне. Наиболее значительно разбухание глинистых частиц влияет на снижение про­ницаемости полимиктовых коллекторов.

В настоящее время вскрытие пластов производится также на га­зообразных агентах, двухфазных и трехфазных пенах при местной циркуляции. Однако эти методы еще не получили широкого распро­странения. Наиболее благоприятными будут условия для вскрытия пластов при равновесии между пластовым и гидростатическим дав­лением, что обеспечивает сохранность естественной проницаемо-

- 260 -

сти коллектора. Условия равновесия можно создать при примене­нии вращающегося ротор-превентора и других технических средств, обеспечивающих надежную герметизацию устья скважины и регули­рование давления в ней на уровне пластового.

Вредное влияние на продуктивность пласта оказывает проник­новение в него цементного раствора во время цементирования экс­плуатационной колонны. Цементный раствор проникает в поры и трещины пласта, затем, превращаясь в цементный камень, закры­вает их и тем самым значительно снижает проницаемость призабой­ной зоны нефтегазоносных пластов. Наиболее эффективный метод предохранения пласта от влияния цемента — применение соответ­ствующей конструкции скважины, исключающей соприкосновение цементного раствора с продуктивным пластом.

При различных геолого-экономических условиях могут быть ре­комендованы следующие конструкции скважин.

1. Продуктивный пласт и породы над ним вскрываются долотом одного диаметра. В скважину до забоя спускается эксплуатационная колонна и цементируется. Связь скважины с пластом восстанавли­вается перфорацией (рис. 84 а).

2. Продуктивный пласт и вышележащие породы так же, как и в предыдущем случае, вскрываются одним и тем же долотом. В сква­жину спускается эксплуатационная колонна с последующей ман­жетной заливкой цементом. Связь скважины с пластом происходит по заранее перфорированным отверстиям в колонне против нефтя­ного пласта (рис. 84 б).

- 261 -

3. Скважина бурится до продуктивного пласта. Затем спускается эксплуатационная колонна и цементируется. Вскрытие продуктив­ного пласта производится после цементирования колонны долотом меньшего диаметра. Против нефтегазоносного пласта устанавлива­ется перфорированный хвостовик (рис. 84 в).

Как и в предыдущем случае, эксплуатационная колонна спускает­ся и цементируется до вскрытия пласта. Пласт вскрывается долотом меньшего диаметра и эксплуатируется с открытым стволом (рис. 84 г).

Конструкция первого типа применяется тогда, когда физико­геологические условия продуктивного пласта позволяют вскрывать его промывочной жидкостью, на которой бурился весь ствол сква­жины, а также если цементирование эксплуатационной колонны не окажет на продуктивность пласта существенного отрицательно­го влияния.

Конструкция второго типа применяется в том случае, если до­пустимо вскрывать пласт той же промывочной жидкостью, которой бурился весь ствол скважины, но цементирование колонны приво­дит к резкому снижению производительности скважины.

Конструкции третьего и четвертого типов применяются при не­обходимости вскрытия продуктивного пласта на иной промывочной жидкости, чем та, на которой бурился весь ствол скважины. Если ствол скважины сложен неустойчивыми породами, спускают хво­стовик (третий тип), при устойчивых породах скважина опробыва- ется с открытым стволом (четвертый тип).

Перфорация обсадной колонны производится для восстановле­ния сообщения скважины с пластом после спуска и цементирования эксплуатационной колонны. Ниже даются рекомендации по выбору интервалов перфорации, разработанные авторами.

Если песчаный пласт насыщен в верхней части нефтью, а в подо­шве — водой и поданным геофизических исследований установлено положение ВНК, то нижнее отверстие интервала перфорации во из­бежание быстрого обводнения скважины должно быть расположено на расстоянии не менее 4 м от ВНК (рис. 85 а).

Расстояние это может быть меньше 4 м, если над ВНК есть про­слой глины, который может оказаться экраном на пути воды к ниж­ним дырам перфорации.

В карбонатных трещиноватых пластах, также не полностью на­сыщенных нефтью, нижние отверстия перфорации следует распола­гать от ВНК несколько выше, чем в песчаных пластах, — на расстоя­нии 6—10 м над ним (рис. 85 б). Это особенно необходимо учитывать для пластов с низкими коллекторскими свойствами, при освоении и эксплуатации которых будут производиться соляно-кислотная об­работка или гидроразрыв.

Для пластов, насыщенных в верхней части газом, а в нижней— нефтью, перфорации подлежит нижняя нефтяная его часть, причем

- 262 -

верхнее отверстие должно быть удалено от ГНК на 6—10 м, т.е. боль­ше, чем от В НК, так как газ значительно подвижнее воды и скорее может прорваться в интервал перфорации (рис. 85 в).

В тех случаях, когда в верхней части нефтяного пласта имеет­ся свободный газ, а снизу установлена вода, интервал перфорации должен располагаться в середине нефтенасыщенной части пласта (рис. 85 г). Нижнее и верхнее отверстия должны быть на соответ­ствующих расстояниях от ВНК и ГНК, о которых говорилось выше. Полностью насыщенные нефтью или газом пласты, имеющие зна­чительную расчлененность, следует перфорировать на всю их мощ­ность (рис. 85 д). При наличии монолитного пласта с хорошими кол­лекторскими свойствами и водонапорным режимом следует перфо­рировать 1/3—2/3 верхней части пласта (рис. 85 ё). Это обеспечит продление безводного периода эксплуатации скважины, особен­но для залежей, приуроченных к пологим платформенным склад­кам. Некоторые исследователи считают, что при неполной перфо­рации продуктивного пласта могут быть большие потери нефти, так как проницаемость в направлении, перпендикулярном к напласто­ванию, хуже, чем по напластованию. Это положение справедливо только для пластов, обладающих значительной неоднородностью. Опыт разработки залежей в пластах с хорошими коллекторскими свойствами и слабой расчлененностью свидетельствует о том, что в пластах, перфорированных только в верхней части, в процессе раз­работки происходит равномерный подъем ВНК по всей площади и обеспечивается высокий коэффициент нефтеотдачи.

- 263 -

Если в нижней части нефтяного пласта встречаются маломощ­ные прослои плотных пород, желательно нижние отверстия перфо­рации располагать над этими прослоями (рис. 85 ж). При наличии газовой шапки для предупреждения быстрого прорыва газа в сква­жину рекомендуется верхние отверстия перфорации располагать под плотными прослоями, установленными ниже ГНК. Прострел экс­плуатационной колонны производится кумулятивными, пулевыми и торпедными перфораторами. Кумулятивная перфорация значи­тельно эффективнее вскрывает продуктивные пласты, в связи с чем этот вид прострелов почти полностью заменяют пулевую и торпед­ную перфорации.

При перфорации продуктивных пластов важное значение име­ет плотность отверстий на 1 м пласта. От этого во многом зависит продуктивность скважин. Плотность отверстий принимается в зави­симости от характера коллектора. Для хорошо проницаемых песча­ных пластов при кумулятивной перфорации делают небольшое чис­ло отверстий, обычно 4—6 на 1 м интервала перфорации. При срав­нительно неоднородных коллекторах, как песчаных, так и карбонат­ных, применяется перфорация с плотностью до 20 отверстий на 1 м. Неоднородные пласты с низкими коллекторскими свойствами пер­форируются с плотностью до 30—40 отверстий на 1 м. Примерно та­кую же плотность отверстий можно рекомендовать при пулевой пер­форации. При торпедной перфорации — 4—8 отверстий на 1 м.

После перфорации продуктивных пластов необходимо вызвать приток из пласта. Это достигается уменьшением давления в стволе скважины ниже пластового давления. Процесс этот получил назва­ние освоения скважины. Методика освоения скважин различна и за­висит от физико-геологических свойств коллектора и характера его насыщения.

Первой операцией в процессе освоения скважины является заме­на промывочной жидкости (глинистого раствора), на которой про­изводилась перфорация скважины, водой. При освоении высоко­продуктивных пластов многие скважины в процессе промывки, т.е. замены глинистого раствора водой, или по ее окончании начинают проявляться нефтью или газом и затем переходят на фонтанирова­ние. В большинстве случаев замены глинистого раствора на воду бы­вает недостаточно для освоения скважины. Приток нефти или газа из таких пластов может быть получен путем снижения уровня жид­кости в скважине. Снижение уровня производится компрессором или путем свабирования. В настоящее время на практике свабиро- вание применяется очень редко, так как это трудоемкий метод и при использовании его происходит загрязнение глинистым раствором и нефтью территории, на которой расположена скважина.

При освоении скважины компрессором инертные газы подают­ся в затрубное пространство, оттесняют уровень жидкости к пуско-

- 264 -

вым муфтам и поступают в насосно-компрессорные трубы. Благода­ря этому происходит насыщение жидкости газами, облегчение стол­ба ГЖС в трубах и при всплытии газа к устью — выбрасывание ее из скважины. В результате снижается давление на пласт, нефть или газ начинают поступать в скважину. Закачка воздуха компрессором в за- трубное пространство продолжается до перехода скважины на фон­танирование или до полной замены технической воды нефтью (пла­стовой водой) в трубах и в затрубном пространстве.

При освоении скважины свабированием снижение столба жид­кости в насосно-компрессорных трубах происходит за счет периоди­ческого спуска и подъема на тартальном канате сваба (поршня). Во время спуска жидкость проходит через открытый клапан сваба. При подъеме клапан закрывается, и весь столб жидкости над свабом вы­брасывается из скважины. Таким образом, обеспечивается сниже­ние давления на пласт и осуществляется вызов притока нефти или газа из него.

По окончании освоения скважины ее необходимо испытать с целью определения дебита, продуктивности, пластового давления и т.п. Для нефтяных скважин должны быть также установлены газо­вый фактор, процент обводненности и давление насыщения.

Фонтанные скважины рекомендуется испытывать на трех раз­личных режимах с замером всех необходимых параметров. При ис­пытании необходимо отбирать пробы нефти, газа и воды, как при ат­мосферных условиях, так и при пластовых.

Нефонтанирующие скважины обычно исследуются методом прослеживания уровня. Большой эффект достигается при исследо­вании таких скважин после установки станков-качалок или после спуска электропогружных насосов.

При освоении продуктивных пластов, сложенных карбонатными коллекторами с низкими коллекторскими свойствами, для увеличе­ния продуктивности пластов следует производить их обработку со­ляной кислотой. В отдельных случаях при освоении пластов, состо­ящих из песчаников, для увеличения дебитов скважин можно реко­мендовать гидроразрыв пласта.