70.Способи первинного розкриття продуктивних горизонтів,які не передбачають їх вторинне розкриття(перфорацію),обл.Використання,переваги та недоліки.

Під первинним розкриттям розуміють комплекс робіт, пов’язаний з розбурюванням продуктивного пласта, забезпеченням міцності і стійкості привибійної частини свердловини. Існує декілька способів розкриття продуктивних пластів. Вибір способу розкриття суттєво залежить від будови пласта, його колекторських властивостей, складу рідин і газів, які містяться в ньому, кількості продуктивних пропластків і коефіцієнтів аномальності пластових тисків.

Найширше розповсюджений третій спосіб, показаний на рисунок 12.1 в. При цьому способі продуктивний пласт розбурюють, не перекриваючи попередньо вищезалягаючі породи обсадними трубами.

Після розбурювання продуктивного пласта закріплюють його експлуатаційною колоною і цементують. Для сполучення внутрішньої порожнини обсадної колони з продуктивним пластом у колоні і цементному кільці пробивають отвори.

Спосіб має ряд переваг:

а) дозволяє сполучати свердловину з будь-якою за товщиною ділянкою продуктивного пласта і одержувати приплив пластового флюїду тільки з неї;

б) проводити спеціальну обробку цієї ділянки з метою покращення колекторських властивостей приствольної зони та інтенсифікації припливу з неї;

в) одночасно, але роздільно експлуатувати декілька ділянок пласта, які відрізняються між собою колекторськими властивостями, складом або властивостями рідин, що насичують їх.

Спосіб має і суттєві недоліки:

а) склад і густину промивальної рідини необхідно вибирати із врахуванням стійкості, коефіцієнтів аномальності пластових тисків та індексів тиску поглинання не тільки продуктивних пластів, але і всієї товщі вищезалягаючих порід, не перекритих попередньою обсадною колоною;

б) продуктивний пласт може суттєво забруднитися тампонажним розчином, оскільки надлишковий тиск при цементуванні значно більший, ніж при бурінні;

в) цей спосіб не забезпечує стійкості та цілісності незцементованих і слабозцементованих колекторів, а тому під дією депресії колектор руйнується, і разом з пластовою рідиною у свердловину виносяться продукти руйнування – пісок та тонші мулові частинки.

При п’ятому способі (рисунок 12.1 д) свердловину укріплюють обсадною колоною до покрівлі продуктивного пласта і заколонний простір цементують. Після розбурювання пласта свердловину закріплюють потайною колоною (хвостовиком), цементують і проводять вторинне розкриття так, як при третьому способі.

Цей спосіб має переваги перших трьох. Хоч конструкція свердловини дещо ускладнюється, проте цей спосіб, очевидно, є для багатьох родовищ найраціональнішим з точки зору одержання найбільших дебітів нафти і освоєння свердловини в найкоротший строк.

Можуть використовуватись і інші способи розкриття продуктивних пластів залежно від гірничо-геологічних умов їх залягання та інших факторів.

71.Вплив якості промивальної рідини на колекторські властивості продуктивного горизонту

Тривалі промислові спостереження і спеціальні дослідження показали, що промивальна рідина може суттєво вплинути на термін освоєння свердловини і величину припливу нафти або газу. Існує багато прикладів, коли свердловини, пробурені на неякісному, наприклад, хімічно необробленому глинистому розчині, не давали припливу нафти, хоча сусідні свердловини, пробурені з промиванням іншими рідинами, працювали з достатньо високими дебітами.

У чому ж суть впливу якості промивальної рідини на ефективність розкриття продуктивного пласта?

Проникнення в пласт промивальної рідини та її фільтрату веде до зміни перш за все структури порового простору і проникності приствольної зони. Ступінь цієї взаємодії залежить від ряду факторів і зменшується у міру віддалення від свердловини. В гранулярному пласті всю область, в яку проникла промивальна рідина та її фільтрат, умовно можна розділити на дві зони: зону кольматації і зону проникнення фільтрату.

Зона кольматації – це ділянка навколо свердловини, в пори якої проникли частинки дисперсної фази промивальної рідини. Її товщина залежить, в основному, від співвідношення гранулометричного складу промивальної рідини і структури порового простору, а також, імовірно, від перепаду тисків в період буріння і від тривалості дії промивальної рідини на породу.

Встановлено, що коли діаметр пор d_п породи менше потроєного діаметра d_ч частинок твердої фази промивальної рідини (d_п < 3 d_ч), то на поверхні стінок свердловини утвориться фільтраційна кірка, і частинки майже не проникають в пласт.

Якщо 3 d_ч,< d_п < 10 d_ч, то частинки твердої фази проникають в породу неглибоко, закривають пори і створюють фільтраційну кірку в самій породі. Товщина такої зони (1-2) см. Якщо d_п > 10 d_ч, то частинки проникають у пласт на декілька десятків сантиметрів і більше. У тріщинний колектор тверда фаза може проникати на дуже велику віддаль, іноді - на десятки метрів від свердловини. Внаслідок часткового відфільтрування дисперсійного середовища з промивальної рідини на поверхні тріщин утворюється фільтраційна кірка.

Видалити з пласта промивальну рідину, фільтраційну кірку та інші частинки твердої фази при освоєнні вдається лише частково. Проникність зони кольматації в результаті проникнення дисперсної фази часто знижується в 10 разів і більше.

Вплив фільтрату промивальної рідини на колекторські властивості більш складніший. По-перше, проникаючи в пласт, фільтрат рідини на водній основі зволожує породу. Часто у фільтраті містяться хімічні речовини, які сприяють збільшенню гідрофільності породи, а значить кількості фізично зв’язаної води. Це призводить до зменшення ефективного перерізу порових каналів і фазової проникності для нафти і газу.

По-друге, у продуктивних пластах є деяка кількість глинистих мінералів, які під впливом водного фільтрату гідратують і збільшуються в об’ємі, набухають, а це веде до зменшення ефективного перерізу порових каналів, закриття деяких з них і зменшення проникності.

По-третє, проникаючи у продуктивний пласт, фільтрат відтісняє від свердловини пластову нафту (газ). Фільтрат має меншу в’язкість, ніж нафта, а тому, рухаючись поровими каналами і мікротріщинами, зустрічає менший гідравлічний опір і на деяких ділянках рухається швидше, ніж нафта. У приствольній зоні утворюється суміш водного фільтрату і нафти, яка в порових каналах розділяється на крапельки фільтрату і нафти (емульсію). З утворенням емульсії гідравлічні опори фільтрації нафти до свердловини зростають, а фазова нафтопроникність зменшується.

По-четверте, у фільтраті містяться в розчиненому вигляді різні хімічні речовини. Деякі з них при взаємодії з речовинами, що знаходяться у продуктивному пласті, можуть утворювати нерозчинні осади, внаслідок чого частина порових каналів може бути закрита, а переріз інших каналів – звужений.

Зниження проникності колектора під дією фільтрату промивальної рідини, як правило, значно менше, ніж внаслідок кольматації частинами твердої фази. Проте глибина проникнення фільтрату в пласт у багато разів більша товщини зони кольматації. Найінтенсивніше фільтрат проникає в пласт у період буріння і промивання свердловини.

Чим менша швидкість буріння, тим триваліша дія потоку промивальної рідини. Із збільшенням тривалості дії і динамічної фільтрації зростає і радіус забруднення.

Дуже важливо не допускати значного забруднення продуктивних пластів при первинному їх розкритті, тому при виборі промивальної рідини необхідно керуватись такими положеннями.

1 При розкритті не допускати значної репресії на продуктивний пласт; бажано підтримувати рівновагу між тисками у свердловині і пласті.

2 Використовувати для розкриття промивальну рідину або взагалі без твердої фази, або з можливо меншим її вмістом. Бажано, щоб тверда фаза складалась з матеріалів, які здатні розчинятися в соляній або інших кислотах, що застосовуються для стимуляції припливу флюїда із пласта (крейда, вапняк, сидерит), або в пластових рідинах.

3 Фільтратовіддача промивальної рідини повинна бути мінімальною. У фільтраті не повинно бути компонентів, здатних при фізико-хімічних реакціях утворювати нерозчинні осади.

4 Промивальна рідина повинна бути низькотіксотропною і мати низькі значення статичного напруження зсуву і реологічних показників.

5 Ступінь мінералізації і солевий склад фільтрату повинні бути близькими до складу пластових рідин.

З точки зору цих вимог промивальні рідини можна розмістити в ряд за ступенем підвищення забруднюючого впливу на пласт: газоподібні агенти < промивальні рідини на вуглеводневій основі < промивальні рідини на мінералізованій воді < промивальні рідини на прісній воді.