- •Розділ 1. Первинне розкриття продуктивних пластів при бурінні свердловин
- •Вплив геологічних чинників на збереження природної проникності продуктивних пластів і стійкості привибійної зони свердловин при її розкритті
- •Вплив промивальної рідини на її проникнення в пласт
- •1.4.2 Фізико-хімічні явища у приствольній зоні продуктивного пласта, які впливають на зниження його проникності
- •1.4.3 Буріння свердловин і розкриття продуктивних пластів за допомогою промивальних рідин із органоколоїдними складовими
- •Шляхи підвищення якості первинного розкриття
- •1.4.5 Попередження забруднення продуктивних пластів під час їх розкриття
- •1.4.6 Зміна фільтраційних властивостей порід-колекторів під дією промивальних рідин
- •1.4.7 Застосування пін та газоподібних агентів для розкриття продуктивних пластів
- •1.4.8 Основні вимоги до складу і властивостей промивальної рідини для розкриття продуктивного пласта
- •1.5 Розкриття продуктивних пластів з низькими пластовими тисками
- •1.6 Розкриття продуктивних пластів з аномально-високими пластовими тисками
- •1.7 Технологія розкриття пластів при рівновазі пластового та вибійного тисків
- •1.8 Основи якісного розкриття продуктивних пластів
- •1.9 Оцінювання якості розкриття продуктивних відкладів при бурінні свердловини
- •1.9.1 Оцінювання якісного розкриття продуктивного пласта
- •1.9.2 Оцінювання радіусу зони проникнення фільтрату за час промивання свердловини
- •1.9.3 Визначення проникності та оцінювання ступеня забруднювальної дії промивальної рідини на колектор
- •1.9.4 Оцінювання забруднення привибійної зони пласта при визначенні скін-ефекта. Методика оцінювання впливу промивальної рідини на колекторські властивості продуктивного пласта
- •1.9.5 Методи входження у продуктивні пласти
- •1.9.6 Методика вибору методу входження у продуктивний поклад
- •1.10 Впровадження досягнень науково-технічного прогресу в бурінні
- •Вплив заходів нтп на показники ефективності буріння
- •Контрольні запитання
- •Розділ 2. Вторинне розкриття продуктивних пластів
- •2.1. Чинники зниження проникності при вторинному розкритті продуктивних пластів
- •Коефіцієнт гідравлічної досконалості свердловин
- •2.3 Розкриття продуктивних пластів за допомогою кульової перфорації
- •2.4 Розміри каналів, утворених кумулятивною перфорацією
- •2.5 Гідропіскоструминна перфорація
- •2.6 Гідравлічний розрив пласта (грп)
- •2.6.1 Проведення процесу грп
- •2.6.2 Визначення градієнта тиску гідророзриву пласта на основі даних геофізичних досліджень
- •Контрольні запитання
- •Розділ 3. Випробовування та освоєння свердловин
- •3.1 Завдання випробування пластів
- •3.2 Методи випробування продуктивних пластів
- •3.2.1 Випробування пластів у закріплених свердловинах
- •3.2.2 Випробування пластів у процесі буріння свердловини
- •3.3 Виділення об’єктів для випробування
- •3.4 Підготовка ствола свердловини до випробування
- •3.5 Виклик припливу з продуктивного пласта
- •3.5.1 Визначення допустимої депресії на пласт
- •3.5.2 Виклик припливу шляхом заміщення рідини в експлуатаційній колоні
- •Контрольні запитання
- •Розділ 4. Підвищення колекторських властивостей продуктивних пластів
- •4.2 Кислотні обробки порід-колекторів
- •4.3 Розрахунок рецептури азото-спирто-солянокислотної обробки свердловин для інтенсифікації видобування газу
- •Продуктивний пласт; 2 - свердловина; 3 – ультразвуковий генератор;
- •Визначення стану привибійної зони свердловин за результатами гідродинамічних досліджень
- •4.5 Визначення скін-ефекту на основі кривої відновлення тиску
- •Контрольні запитання
- •5.1 Геологічні чинники, які впливають на процес розроблення покладів та їх кінцеве газовилучення
- •5.2 Огляд існуючих методів обмеження припливу
- •5.5.2. Обмеження припливу пластових вод у привибійну зону свердловин за допомогою нафтової емульсії, створеної в акустичному полі
- •5.6 Новітні технології інтенсифікації видобування нафти і газу
- •Новітні способи інтенсифікації припливу вуглеводнів у свердловину
- •Контрольні запитання
- •6.1 Cуть економічного оцінювання розкриття продуктивних пластів
- •3. Чинники розроблення родовища
- •Перелік використаних джерел
1.8 Основи якісного розкриття продуктивних пластів
На сьогодні у нашій країні бурять свердловини різного призначення, але в будь-якому випадку головна вимога – якісне первинне розкриття продуктивних пластів. Процес первинного розкриття потрібно розглядати як комплекс заходів, пов’язаних з розбурюванням продуктивної частини свердловини, кінцевою метою якого є отримання максимально можливого припливу нафти чи газу та забезпечення максимально надійної роботи свердловини в процесі її експлуатації. У практиці буріння свердловин часто доводиться вирішувати два протилежні завдання:
швидке і безаварійне буріння до проектної глибини;
якісне первинне розкриття продуктивних пластів.
Це протиріччя майже завжди вирішується на користь першого. Вирішення цієї проблеми потрібно розпочинати з розроблення програми буріння свердловини, де основні технологічно-економічні показники повинні бути розділені на дві групи. Перша група показників для буріння свердловини до покрівлі продуктивного інтервалу, друга група – для буріння в інтервалі залягання продуктивного пласта. Причому друга група показників повинна бути особливою, яка відображала б специфіку робіт у кожному окремому випадку. У зв’язку з цим, у проекті на будівництво свердловини доцільно виділяти два самостійних розділи, де повинні вирішуватись усі питання буріння свердловини у зазначених вище інтервалах.
Проектування технології первинного розкриття продуктивних пластів потрібно проводити у такій послідовності.
Збір та аналіз інформації, що стосується характеристики і умов залягання продуктивного пласта:
тип колектора, його речовинний склад як за керновим матеріалом, так і шламом;
фільтраційні властивості порід-колекторів (пористість, проникність, питома поверхня);
тип покладу та фізико-хімічні властивості флюїдів, вміст залишкової води;
ефективна товщина продуктивного пласта, наявність і положення ВНК та ГНК;
величини пластових тисків за розрізом продуктивного пласта.
Вибір типу конструкції свердловини в інтервалі залягання продуктивного пласта. При наявності відповідних умов перевагу треба надати відкритому вибою або закінчуванню свердловини хвостовиком.
3. Вибір технології буріння. Перевагу потрібно надавати технології, при якій диференційний тиск дорівнював би нулю або був мінімальний. Використання такої технології можливе тільки за наявності надійного устьового противикидного обладнання, з використанням ефективних методів прогнозування та виявлення зон з АВПТ і вибійної техніки для передачі інформації про процеси, які там відбуваються, на поверхню.
4. Вибір типу промивальної рідини. Вирішення цього питання вважається найважливішим, оскільки від якості промивальної рідини (в основному) буде залежати ступінь зміни фільтраційних властивостей порід-колекторів.
При виборі промивальної рідини враховується, в якій мірі вона відповідає переліченим раніше вимогам, причому вони ранжуються за ступенем важливості. До початку застосування, промивальна рідина досліджується у лабораторних умовах на кернах, відібраних із раніше пробурених свердловин, на тих самих площах, де планується застосування цих рідин. Детально вивчається механізм забруднення порід-колекторів, зіставляються отримані при аналізі кернів проникності, оцінюється сумісність промивальної рідини з пластовими системами. На підставі цих досліджень вибирають рідини для відбору керну, розкриття продуктивних пластів та проведення інших запланованих операцій для закінчування свердловини.
У процесі промивання свердловини під час розкриття продуктивних пластів необхідно виконувати такі вимоги:
– властивості промивальної рідини в процесі всього довбання повинні залишатись стабільними;
– у кільцевому просторі свердловини треба підтримувати ламінарний режим руху з метою мінімізації гідравлічних втрат, ерозії стінок та перепаду тисків;
– у будь-якому випадку витрата промивальної рідини повинна бути достатньою для очищення вибою від частинок гірської породи з метою уникнення їх додаткового подрібнення та потрапляння в пори порід-колекторів;
– для якісного очищення промивальної рідини потрібно застосувати надійне обладнання;
– строго регламентувати швидкість опускання та підіймання бурового інструменту в свердловині для зменшення пульсації гідростатичного тиску.
5. Вибір виду та обсягу геофізичних досліджень, які будуть проводити під час первинного розкриття продуктивних пластів.
6. Вибір типу долота з таких міркувань, щоб за інших рівних умов механічна швидкість буріння була максимальною, і, за можливістю, максимальна проходка, для зменшення кількості СПО.
7. Визначення порядку випробування продуктивних пластів та вибір необхідного комплекту випробувального інструменту. На підставі проведених досліджень оцінюють якість первинного розкриття продуктивних пластів, уточнюють фільтраційні характеристики порід-колекторів, роблять висновки про відповідність вибраного типу промивальної рідини.
8. Планування методів інтенсифікації припливу флюїду не тільки для свердловин з погіршеними фільтраційними характеристиками, але й для свердловин, де такого погіршення явно не спостерігається. Причому роботи з інтенсифікації припливу потрібно розглядати як засіб отримання додаткового прибутку в порівнянні з бурінням нових свердловин.