З М І С Т

Вступ.............................................................................................	5
1 Розкриття продуктивних пластів при бурінні......................	7
2 Вплив промивної рідини на якість розкриття продуктивного пласта..............................................................	11
2.1 Геологічні чинники, які впливають на проникнення промивної рідини в пласт...........................................................	11
2.2 Буріння свердловин і розкриття продуктивних пластів з допомогою промивних рідин із органоколоїдними складовими..................................................................................	16
2.3 Попередження забруднення продуктивних пластів під час їх розкриття.................................................................................	26
2.4 Основні вимоги до складу і властивостей промивної рідини для розкриття продуктивного пласта.............................	34
2.5 Вибір промивної рідини для розкриття продуктивного пласта...........................................................................................	36
3 Фізико-хімічні явища у пристовбурній зоні продуктивного пласта, які впливають на зниження його проникності...............................................................................	39
4 Застосування поверхнево-активних речовин при розкритті продуктивного пласта.............................................	47
4.1 Вимоги до поверхнево-активних речовин при розкритті продуктивних пластів.................................................................	47
4.2 Застосування ПАР під час первинного розкриття пластів бурінням......................................................................................	50
4.3 Методи дії на привибійну зону пласта із використанням поверхнево-активних речовин....................................................	59
5 Розкриття продуктивних пластів з низькими пластовими тисками.................................................................	68
6 Розкриття продуктивних пластів з аномально-високими пластовими тисками..............................................……………	73
7 Спосіб закріплення привибійної зони свердловини...............................................................................	77
8 Методи підвищення колекторських властивостей порід..	82
8.1 Кислотні обробки порід-колекторів........................................	82
8.2 Гідравлічний розрив пласта....................................................	86
8.3 Визначення колекторських параметрів привибійної зони продуктивного пласта.................................................................	89
9 Методи входження в продуктивні пласти...........................	93
10 Методика вибору методу входження в продуктивні пласти.........................................................................................	96
11 Оцінка якості розкриття продуктивних відкладів при бурінні свердловин....................................................................	98
Перелік рекомендованих та використаних джерел..............	101

В С Т У П

Продуктивні пласти нафтових і газових родовищ представлені колекторами гранулярного, тріщинуватого і змішаного типів. Розмір фільтраційних каналів змінюється від частки мікрона до декількох сантиметрів (каверн і тріщин). Різноманітний мінералогічний склад порід-колекторів — кварцові та поліміктові пісковики, алевроліти, аргіліти, вапнякові породи. Деякі мінерали взаємодіють з промивною рідиною, внаслідок чого змінюються характеристики каналів фільтрації. Нафтонасичені пласти завжди утримують воду, насичену різними речовинами, які при з’єднанні з промивною рідиною або її фільтратом можуть утворювати осади, які закупорюють фільтраційні канали. Від якості розкриття продуктивного пласта залежить ступінь використання можливостей свердловини, рівень видобутку нафти (газу) і ступінь виробітки запасів нафти (газу) в зоні її дренування.

Успіх одержання притоку із продуктивного пласта і однозначність результатів його випробування в значній мірі залежить від стану об’єкту перед випробуванням, який визначається багатьма факторами.

Явища, які відбуваються в привибійній зоні пласта, починаючи з моменту його розкриття долотом в процесі буріння, давно вже стали предметом численних теоретичних і експериментальних досліджень як у нас, так і за кордоном. Про вплив якості робіт з розкриття пластів на одержану в кінцевому результаті продуктивну характеристику свідчить великий обсяг промислового фактичного матеріалу.

Метод розкриття пласта повинен бути повністю пов’язаний з фізико-геологічними властивостями колектора і фізико-хімічною характеристикою речовин, що його насичують. Так як мінералогічний склад порід, колекторські властивості, пластовий тиск і температура природних резервуарів змінюються в широких межах, неможливо застосовувати промивну рідину одного типу — глинистий розчин на водній основі. Особливе значення, на думку вчених, це має для карбонатних колекторів.

Відомо, що найбільші труднощі з точки зору випробування свердловин задають пласти з тріщинуватим і порово-тріщинуватим типом колектора. У даний час більшість досліджень проведено на основі гранулярного колектора при попаданні в пласт глинистого розчину без врахування фактору тріщинуватості.

Кінцевою метою буріння свердловини є одержання нафти або газу із земних надр. Одержання початкового припливу нафти і газу із пласта у великій мірі залежить від технології буріння, від складу і властивостей промивних рідин, часу дії її на продуктивний пласт, а також від якості робіт з ізоляції пластів один від одного.

Конспект лекцій з курсу “Геологічні основи розкриття продуктивного пласта” дасть можливість студентам-геологам одержати знання в області якісного розкриття продуктивного пласта, що дозволить їм успішно використовувати їх для підвищення ефективності пошуково-розвідувальних робіт на нафту і газ та покращення регіональної розробки і експлуатації родовищ нафти і газу. Базовим дисциплінами для вивчення даного курсу є: “Загальна геологія”, “Геологія нафти і газу”, “Структурна геологія”, “Нафтопромислова геологія” та інші.

Конспект лекцій написаний згідно з програмою курсу «Геологічні основи розкриття продуктивних пластів» та призначений для самостійної роботи студентів усіх форм навчання спеціальності «Геологія нафти і газу».

1 Розкриття продуктивних пластів при бурінні

Аналіз стану розкриття нафтових і газових пластів на розвідувальних і експлуатаційних площах, систематичне дослідження впливу різних бурових розчинів на проникність пористого середовища, проведені у нас і за кордоном, дозволяють зробити висновок про те, що продуктивні пласти в основному розкриваються без врахування геолого-фізичних особливостей колектора і фізико-хімічної характеристики рідин, які його насичують.

Необхідно використовувати такі методи розкриття і випробування перспективних ділянок розрізу, які б забезпечили збереження природного стану колектора, а в результаті, достатню надійність результатів випробування на промислову нафтогазоносність. Тільки такі дані, які відбивають фактичний стан колектора, можна використати для оцінки загальних і видобувних запасів нафти і газу. Недостатнє врахування геолого-фізичних властивостей колектора і фізико-хімічної характеристики рідин, що його насичують, в процесі розкриття при бурінні може привести до неправильних висновків про дійсну промислову нафтогазонасиченість об’єкту і навіть до того, що деякі продуктивні горизонти можуть бути не виділені.

У нафтопромисловій практиці були випадки, коли із свердловин з хорошими ознаками нафтогазоносності, які були встановлені в процесі буріння, після їх вводу в експлуатацію або зовсім не одержано, або одержано низькі припливи [1].

У результаті низької якості розкриття продуктивного пласта зменшуються видобувні властивості свердловин, погіршується приплив рідини і газу із малопроникних шарів пласта, знижується дренувальний об’єм, а в результаті і коефіцієнт нафтовіддачі. Це зумовлює необхідність створення підвищених депресій при освоєнні і роботі свердловин, що негативно впливає на експлуатацію покладів, колектори яких є незцементовані, або слабо зцементовані.

Лабораторними дослідженнями, проведеними на природних і штучних кернах, встановлено, що проникаюча в пласт вода знижує природну проникність колектора до 50% і більше. Крім цього, лабораторні дослідження показали, що внаслідок добавки до промивної рідини різних реагентів, які покращують її структурно-механічні властивості, знижується природна проникність колектора.

Інститутом УкрНДГРУ були дослідженні закупорюючі властивості розчинів хімреагентів і солей. Було досліджено десять водяних розчинів хімічних реагентів і солей (хромати натрію або калію, КМЦ, КССБ, гіпан, ВЛР, ТПФН, Na₂CO₃, КМЦ+КССБ, CaCl₂, NaCl) різної концентрації. Для порівняння результатів досліджень було вивчено вплив технічної води на проникність породи.

Аналіз одержаних лабораторних даних показав, що всі досліджувані хімічні реагенти у різній мірі знижують проникність породи. Найбільше закупорення пористого середовища одержують при використанні гіпану, Na₂CO₃, УЩР, КССБ, ТПФН та ін. Їх водяні розчини понижують проникність породи більше як технічна вода, після якої коефіцієнт відновлення складає 60%.

Після прокачування розчину гіпану 10%-ої концентрації зразки керну стали практично непроникливими.

Було встановлено, що з усіх досліджуваних розчинів реагентів і солей найменше знижують проникливість породи хромати калію або натрію і хлористий кальцій.

У результаті застосування глинистих розчинів в цілому ряді випадків внаслідок кольматації зменшується природна проникність привибійної зони пласта, що викликає кратне зниження продуктивності свердловин.

На основі досліджень, проведених УкрНДГРУ, було зроблено наступні висновки: після розкриття продуктивного пласта з вихідними проникностями 0.1-0.5 і 1-2 мкм² проникність зменшилась, відповідно, на 50-30 і 25-20%.

У таблиці 1.1 приведені дані, які свідчать про різке зниження коефіцієнтів продуктивності свердловин Майкопського газоконденсатного родовища після закачування розчину.

Як видно з таблиці 1.1, коефіцієнт продуктивності свердловин після закачування глинистого розчину в більшості випадків знизився більше як 2,5, а для окремих свердловин в 3,5-4 рази.

На фільтраційну характеристику колектора великий вплив здійснює кількість проникного в пласт фільтрату і промивної рідини.

Таблиця 1.1 — Коефіцієнти продуктивності

Номер сверд-ловини	Час дії розчину, діб	Час від вводу свердловини в експлуатацію до початку досліджень	Коефіцієнт продуктивності, м3 (0,1 МПа/добу)
			до задавки	після задавки
7	48	10	68,3	24,0	2,0
17	1435	182	32,3	12,6	2,6
21	1498	73	263,7	54,2	4,8
66	77	2	215,7	90,2	2,4
14	1756	220	121,0	35,5	3,4
18	1007	13	80,5	20,4	3,9
23	55	2	120,0	16,5	7,3
24	84	24	232,1	85,9	2,7
30	69	113	157,5	54,1	2,9

Діаметр зони проникнення в пласт фільтрату може досягати значних розмірів (таблиця 1.2), він залежить від геолого-фізичних властивостей пласта, якості промивної рідини, часу розкриття, перепаду тиску та ін.

Таблиця 1.2 — Діаметри зони проникнення фільтрату

Номер свердловини	Діаметр зони проникнення фільтрату, м	Глибина свердловини, м
25	6,5	3028-3032
38	5,2	3054-3062
47	4,4	2862-2867
54	3,43	3153-3155
12	6,5	3305-3309

Глибина проникнення фільтрату і промивної рідини в пласт та її кількість в значній мірі визначається перепадом тиску на пласт в процесі його розкриття. Як правило, продуктивні пласти розкриваються з тиском, який значно перевищує пластовий.

Так, наприклад, на площах Передкарпаття (Ольховська, Росільна, Рожнятів) репресії на пласт при бурінні досягали 15-20 МПа, а зони проникнення досягали 1м [1].

Вказане явище збільшується при значних коливаннях тисків в свердловині в процесі спуско-підйомних операцій. Інтенсивність зміни гідродинамічного тиску збільшується із збільшенням глибини свердловини, швидкості піднімання або спуску інструменту, в’язкості і статичної напруги зсуву промивної рідини та зі зменшенням зазору між стінкою свердловини та інструментом. За даними деяких дослідників під час спуску інструменту в свердловині може виникнути тиск рівний гідростатичному, що може привести до гідравлічного розриву пласта, і, в результаті, проникнення в пласт великої кількості промивної рідини.

Найбільше проникнення фільтрату і твердої фази промивної рідини відбувається в процесі розкриття тріщинуватих колекторів. По Речицькому родовищу (Білорусія) глибина проникнення бурового розчину досягала 20-70 м [2].

Приведені приклади показують, що проникнення в пласт фільтрату і бурового розчину негативно впливають на його колекторські властивості, в результаті збільшується час освоєння свердловин, знижується їх продуктивність, нерівномірно розробляється поклад, знижується коефіцієнт нафтовіддачі, а на розвідувальних площах з цієї причини, як уже відзначалось, можуть бути не виявлені окремі пропластки і цілі пласти.