1.2.2. Бурение горизонтальных скважин

В зависимости от профиля скважины и угла в точке входа скважины в продуктивный пласт различают вертикальные, наклонно-направленные, пологие и горизонтальные скважины.

Одним из перспективных методов интенсификации добычи нефти и увеличения полноты извлечения ее из недр является разработка месторож­дений с использованием горизонтальных скважин (ГС) и боковых горизон­тальных стволов (БГС).

Особое значение ГС и БГС имеют на месторождениях со сложным геологическим строением, на поздней стадии разработки. В неоднородных коллекторах по различным причинам остаются невыработанные пропластки, целики и другие зоны. Данные промысловых и геофизических исследований в добывающих и нагнетательных скважинах указывают на неравномерность выработки нефти из пород с высокой послойной неоднородностью. В основ­ном вырабатываются высокопроницаемые прослои. Охват выработкой про­дуктивной части разреза скважины составляет от 40 до 60% и более. Из-за водонефтяных (ВНК) и газонефтяных (ГНК) контактов часто не вскрываются перфорацией целые прослои продуктивных пород, которые не могут быть вовлечены в разработку обычными методами. Если вскрывать продуктив­ный пласт вблизи водонефтяного контакта, то можно в ближайшее время получить прорыв воды в скважину, а если вскрывать продуктивный пласт вблизи газонефтяного контакта, то возможны прорывы газа в нефтяную часть пласта, и т.д.

Опыт эксплуатации горизонтальных нефтяных и газовых скважин, а также боковых горизонтальных стволов показывает, что горизонтальные скважины и боковые горизонтальные стволы позволяют:

– повышать нефтеизвлечение из недр за счет увеличения площади фильтрации и интенсификации притоков нефти и газа из залежи, а также за счет повышения эффективности процессов воздействия на пласт;

– продлевать безводный или малообводненный период нефтяных скважин;

– восстанавливать продуктивность месторождений на поздней стадии разработки;

– в бездействующих и малодебитных скважинах не только восстанав­ливать, но и значительно увеличивать, по сравнению с первоначальным (при вводе месторождения в разработку), дебит нефти и газа;

– снижать объемы бурения скважин при вводе в разработку нефтяных и газовых месторождений.

1.2.3. Вскрытие и освоение нефтяных и газовых скважин

Методы вскрытия продуктивного пласта могут быть различными – в зависимости от геологических и технических условий. Однако все они должны решать следующие основные задачи.

1. При вскрытии продуктивных пластов с высоким пластовым дав­лением необходимо принять меры по предупреждению возможного от­крытого фонтанирования. Для этого применяют буровой раствор такой плотности, чтобы обеспечивалось превышение забойного давления над пластовым на 10%.

2. Вскрытие продуктивного пласта должно проводиться с сохранением естественных фильтрационных свойств породы.

При вскрытии продуктивного пласта давление столба бурового раствора отличается от пластового давления. Если оно выше, то в продуктивный пласт может проникать буровой раствор, или фильтрат, и снижать проницаемость в призабойной зоне пласта. При взаимодействии фильтрата бурового раство­ра с пластовыми водами или нефтью возможно выпадение нерастворимых осадков в порах и трещинах пласта, а также образование стойких водонефтя-ных эмульсий. С учетом этого буровые растворы, на которых вскрывают про­дуктивные пласты, должны иметь низкую водоотдачу, не вызывать набухания глинистого материала пород продуктивного пласта и не создавать осадков вследствие взаимодействия их с пластовыми жидкостями. При вскрытии высокопроницаемых пластов, имеющих низкие пластовые давления, проис­ходит поглощение бурового раствора. Такие пласты вскрывают растворами на углеводородной основе или растворами, облегченными за счет их аэрации, с добавками поверхностно-активных веществ, пен и др.

Буровой раствор может попадать в призабойную зону пласта по трещинам, которые могут образоваться вновь, или расширить имеющиеся за счет повы­шенных давлений, возникающих при спуске бурового инструмента на больших скоростях. В этой связи при вскрытии продуктивного пласта нельзя превышать скорости спуска бурового инструмента выше критически допустимых значений, при которых происходит разрыв пласта и раскрытие имеющихся трещин.

3. Должна быть обеспечена полнота вскрытия пласта, при которой обеспечивается длительная безводная добыча нефти и максимальное об­ легчение притока жидкости к забою скважин.

Если бурится нагнетательная скважина в законтурной части залежи, то пласт необходимо вскрывать полностью с целью достижения высокой приемистости.

В тех случаях, когда в подошве пласта нет воды и скважина находится на большом расстоянии от водонефтяного (ВНК) или газонефтяного (ГНК)

контакта, следует вскрывать пласт в нефтяной части пласта на всю его толщину.

Если нефтедобывающая скважина вскрыла газовую шапку, то перфо­рацию пласта необходимо проводить с некоторым отходом от ГНК, а забой оборудовать так, чтобы нефть, поступающая к забою скважины, не увлекала газ из газовой шапки.