Тема 10. ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

3) субкапиллярные (диаметр менее 2 мкм).

Совокупность пор образует поровое пространство, форма которого зависит от формы и размера отдельных пор и их взаимосвязи. Пористость определяет свободную емкость горной породы и ее способность вмещать жидкие и газообразные агенты. Коллекторские свойства горной породы зависят от структуры порового пространства.

Принято различать три вида пористости:

1)абсолютную, или физическую – суммарный объем всех пустот (пор) в горной породе.

2)эффективную - включает объем только тех пор, которые сообщаются между собой и в связи с этим могут служить норовыми каналами для перетока (фильтрации) жидкости или газа;

3)динамическую - характеристика нефтесодержащей породы, она оценивается по объему свободной жидкости в порах, способной к замещению.

Количественной характеристикой абсолютной и эффективной пористости являются коэффициенты пористости. Коэффициенты абсолютной пористости

выражают отношение (в %) суммарного объема пор к объему породы:

.

Коэффициент эффективной пористости равен отношению (в %)

эффективного объема пор к объему породы:

Значение коэффициента абсолютной пористости продуктивных пластов колеблется в весьма широких пределах (от 5 до 40 %). Теоретическая абсолютная пористость имитированного грунта, сложенного из шаров одинакового диаметра, может достигать 47,6 %. Эффективная пористость

всегда ниже абсолютной!

Трещиноватость горной породы - интенсивность развития трещин в массиве (или выделенном объеме) горной породы. Трещиной называется плоский разрыв сплошности среды. Количественную оценку трещиноватости

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

горной породы можно проводить по отношению одного из показателей трещин (количество, их длина и т.п.) к единице длины, площади или объема горной породы. При определении пористости горной породы трещиноватость может учитываться единым показателем — коэффициентом пористости.

Проницаемость горной породы — это физическое ее свойство,

выражающееся в способности пропускать под действием перепада давления жидкость или газ без нарушения минерального каркаса. С проницаемостью горной породы связано явление фильтрации, т.е. перемещение жидкости или газа в пористой среде по поровым каналам, образованным сообщающимися между собой порами или трещинами.

Принято различать проницаемость:

1)абсолютную — это физическое свойство экстрагированной и высушенной породы, выражающееся в способности пропускать газ,

2)эффективную — это способность пористой среды пропускать через себя одну из фаз (жидкость, газ) при многофазном заполнении;

3)относительную – отношение эффективной проницаемости для нефти, воды или газа к абсолютной.

Количественно проницаемость оценивается коэффициентом проницаемости кп, который в формуле Дарси выражает характер зависимости скорости фильтрации от градиента перепада давления:

где — вязкость фильтрующегося флюида.

Коэффициент проницаемости имеет размерность площади (м2).

Проницаемость горной породы зависит как от размеров пор, так и от состава и свойств фильтрующихся сред, которые определяют характер и интенсивность их взаимодействия с породой. По каналам, образованным с верх капиллярными порами, жидкость может свободно перемещаться. Движение жидкости и газа по капиллярным каналам в значительной степени подвержено действию поверхностных сил на контакте жидкость — порода. В породах с субкапиллярными порами сказывается определяющее влияние молекулярных сил и жидкость остается неподвижной. В связи с этим осадочные породы

делятся на:

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

1)проницаемые - имеют эффективную пористость выше 20 % и коэффициент проницаемости от сотых долей до нескольких квадратных микрометров,

2)полупроницаемые - большая часть пор имеет субкапиллярные размеры. Коэффициент проницаемости для них (0,1 — 10)103 мкм2;

3)практически непроницаемые - имеют субкапиллярную и закрытую пористость и проницаемость ниже 0,1 • 103 мкм2.

Чтобы пласт можно было отнести к продуктивным, порода-коллектор должна иметь промышленные запасы и обеспечивать промышленную нефтегазоотдачу. Удельное содержание полезного ископаемого [нефти или газа) зависит от многих факторов, и в том числе от пористости породы, а нефтегазоотдача — в первую очередь от проницаемости породы и энергии пласта. Считается, что эффективная пористость породы-коллектора промышленного пласта должна быть выше 5 %, а проницаемость — не ниже 1 * 10'3 мкм2.

По величине эффективной пористости породы могут быть подразделены (по И.О. Броду) на коллекторы:

1)большой емкости (эффективная пористость выше 15 %),

2)средней емкости (эффективная пористость от 5 до 15 %) - проницаемость находится в пределах от 5*103 до 1 мкм2,

3)малой емкости (эффективная пористость ниже 5 %).

Контрольные вопросы:

1.Что такое заканчивание скважин?

2.Что такое пористость?

3.Сколько существует схем вскрытия продуктивных пластов?

Литература

1.Ангелопуло О.К., Подгорное В.М., Аваков В.Э. Буровые растворы для осложненных условий,— М.: Недра 1988.

2.Аскеров Л.Л., Сулейманов А.Б. Ремонт скважин: Справ, пособие. — М: Недра 1993.

3.Броун СИ. Нефть, газ и эргономика. — М.: Недра. 1988.

4.Броун СИ. Охрана труда в бурении. — М.: Недра. 1981

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

5.Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению: В 3 т.: 2-е изд.. пере раб. и доп. — М: Недра 1993—1995. — Т. 1—3.

6.Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. - М:

Недра. 1990.

7.Варламов П.С Испытатели пластов многоциклового действия. — М.: Недра. 19В2.

8.Геолого-технологические исследованин в процессе бурения. РД 39- 0147716-102-В?. - Уфа: ВНИИпромгеофизика. 1997.

9.Геолого-технологические исследования скважин / ЛМ. Чекалик, АС. Моисеенко. А.Ф. Шакиров и др. — М.: Недра 1993.

4. Технология опробования перспективных горизонтов.

Для оценки промышленной нефтегазоносности вскрытого скважиной геологического разреза проводит специальные исследования, объем и методы которых зависят от целевого назначения скважины. Эти исследования направлены на решение следующих задач:

определение нефтегазоносности отдельных интервалов

предварительную оценку их промышленной значимости,

получение достоверных данных для подсчета запасов

последующего проектирования системы разработки месторождений,

определение эксплуатационных характеристик пласта.

Для оценки продуктивности разреза применяю методы:

1.Косвенные - позволяют получить характеристики, косвенным образом указывающие на присутствие нефти или газа в исследованном интервале. К косвенным методам относят:

оперативный геологический контроль в процессе бурения;

геофизические методы исследования в скважине.

2.Прямые - базируются на непосредственных свидетельствах о присутствии нефти или газа (отбор пробы, получение притока и т.д.). Прямые методы требуют вызова притока нефти или газа из пласта.

Наиболее полную информацию об исследуемых нефтегазовых объектах можно получить при использовании прямых методов, т.е. основанных на вызове притока из пласта.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

Взадачу исследования прямым методом входят вопросы:

1)выявление возможности получении притока нефти или газа из исследуемого объекта,

2)отбор проб пластовой жидкости для изучения ее состава и свойств,

3)установления соотношения компонентов в пластовом флюиде,

4)оценка возможного дебита из исследуемого объекта,

5)измерение пластового давлении,

6)получение исходных данных для первоначальной оценки коллекторских свойств объекта, вскрытого скважиной.

Вгруппе прямых методов выделяют стационарные и экспресс-методы. Стационарные методы предполагают, что исследование проводят на установившемся режиме фильтрации. Например, метод пробной эксплуатации предусматривает наблюдения в течение длительного времени (до 1 мес и более), при использовании метода установившихся отборов наблюдение и измерения проводят на нескольких режимах, доведенных до стабилизации притока, позволяют получить характеристику пласта и эксплуатационных возможностей скважины.

Исследования по экспресс-методу требуют значительно меньше времени. В его основе лежит контроль за восстановлением давления в ограниченном объеме, сообщающемся с продуктивным пластом после вызова притока из него.

Иногда для малодебитных скважин применяют экспресс-метод исследования на приток, когда его контролируют по восстановлению предварительно сниженного уровня жидкости в скважине.

По технологии, применяемым техническим средствам и объему получаемой информации исследования по экс пресс-метод у можно подразделить на испытание и опробование.

Задача опробования — вызвать приток флюида из пласта, отобрать его пробу дли анализа, определить свободный дебит скважины. При проведении испытаний ставятся более широкие задачи.

Практикуют два метода испытания скважин:

1)«снизу вверх»

2)«сверху вниз».

1.При использовании метода «снизу вверх»:

скважину доводят до проектной глубины,

закрепляют обсадной колонной и цементной оболочкой за ней. Испытания начинают с нижнего объекта, для чего:

1)обсадную колонну против этого пласта перфорируют,

2)осуществляют вызов притока,

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

3)отбирают пробы пластовой жидкости

4)проводят необходимые измерения.

После завершения испытания нижнего объекта:

устанавливают цементный мост или резиновый тампон выше перфорированного участка, рассчитанный на перепад давления до 25 МПа.

перфорируют обсадную колонну напротив выше расположенного объекта,

испытывают его и переходят к следующему объекту, перемещаясь вверх. Отсюда и название метода «снизу вверх».

Недостатки этого метода:

загрязняются в открытом стволе пройденные при добуривании скважины пласты;

возможны искажение результатов исследования, а иногда и пропуски продуктивных горизонтов с низким пластовым давлением;

необходимо спускать и цементировать обсадную колонну для разобщения опробуемых объектов.

2.Для устранения отмеченных недостатков созданы специальные измерительные инструменты, которые позволяют опробовать и испытать каждый объект в открытом стволе скважины сразу же после вскрытия. С созданием таких инструментов появился новый способ, получивший название метода

«сверху вниз».

Для реализации метода «сверху вниз» используют различные глубинные инструменты, которые по конструктивному исполнению, особенностям применения и назначению можно условно разделить на три типа:

1) пластоиспытатели, спускаемые в скважину на колонне труб; 2) аппараты, сбрасываемые внутрь колонны бурильных труб сразу после

вскрытия бурением намеченного объекта; 3) аппараты, спускаемые в скважину на каротажном кабеле.

Наиболее полную информацию об исследуемом пласте получают с помощью пластоиспытателя на колонне труб. Аппараты второго и третьего типов позволяют выполнить лишь опробование пласта, поэтому их обычно называют опробователями.

Сбрасываемый внутрь бурильной колонны опробователь позволяет вызывать приток сразу после вскрытия продуктивного пласта и отбирать пробу пластовой жидкости. Для этого над долотом устанавливают специальное пакерующее устройство, которое при промывке скважины не препятствует циркуляции бурового раствора по затрубному кольцевому зазору (рис. 2, этап /).

После спуска опробователя в пакерующее устройство открываются каналы, по которым буровой раствор под давлением подается под пакерующий элемент

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

и вызывает ею расширение вплоть до полного контакта со стенками ствола скважины и перекрытия кольцевою зазора; происходит изоляции призабойной зоны скважины от остального ствола (рис. 2, этап //). С повышением давлении внутри бурильной колонны открывается клапан в опробователе и давление в подпакерной зоне резко понижается, в результате чего пластовый флюид проникает в скважину (рис. 3, этап III) и попадает в опробователь. Одновременно регистрирующим манометром записывается кривая восстановлении давлении.

Рисунок 2 - Этапы (/-///) работы опробователя, сбрасываемою внутрь бурильной колонны: 1 — шлипсовая головка; 2 — грунто-носка; 3 — седло запорного устройства; 4 — впускное окно; 5 — отсекатель; б — пакерующее устройство; 7 — нижнее седло опробователя; 8 — впускной клапан; 9 — долото

По истечении времени, отведенного для опробования пласта, давление в бурильной колонне снижают, в результате чего закрывается клапан в опробователе и пакер постепенно возвращается в исходное положение. Опробователь захватывают овершотом и поднимают с помощью каната на поверхность. Иногда его извлекают на поверхность вместе с бурильной колонной.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

3) Опробователь, спускаемый на каротажном кабеле, применяют тогда, когда необходимо исследовать пласт на отдельных уровнях, например, для оценки изменения проницаемости пласт по мощности, для определения положения границы пластовой воды и нефти и т.п.

Из экспресс-методов, применяемых при исследованиях в скважине, наиболее распространен способ с использованием испытателя пластов, спускаемого на колонне труб.

Его применяют дли испытания объектов сразу после их вскрытия, и поэтому при соблюдении правильной технологии испытания он позволяет получить наиболее достоверную оценку незагрязненного буровым раствором пласта.

Испытатель пластов применяют и в обсаженных скважинах:

при испытании пластов с низким пластовым давлением,

для очистки призабойной зоны,

для испытания обсадных колонн на герметичность и выявления в них участков нарушения герметичности

при других работах, когда в ограниченном объеме ствола скважины надо создать депрессию.

Современный пластоиспытатель включает инструменты, аппараты и приборы, скомпонованные воедино дли выполнения функций, необходимых при испытании пласта и проведении измерений - такой испытатель называют

комплектом испытательных инструментов (КИИ). Применяющиеся в настоящее время комплекты пластоиспытателей носят название КИИ — ГрозУфНИИ. Имеется несколько типоразмеров пластоиспытателей, которые охватывают весь диапазон диаметров скважин от 76 до 295,3 мм

ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

Падение добычи нефти в стране, наблюдающееся в последние годы, во

многом вызвано объективными причинами. Так, за последние15 лет прирост

запасов осуществлялся за счет открытия месторождений сложного строения с

низкопроницаемыми коллекторами, то есть за счет открытия месторождений с

трудноизвлекаемыми запасами. Анализ структуры запасов показал, что уже в

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

настоящее время на предприятиях в Западной Сибири на долю трудноизвлекаемых приходится до 70% общих запасов.

Скважины с дебитом ниже какой-то постоянно изменяющейся величины нерентабельны. Их появление сигнал для проведения работ по оценке эффективности разработки месторождения и поиска решений для увеличения дебита скважин и обеспечения максимально возможной нефтеотдачи пласта.

Одной из причин появления малопродуктивных скважин может быть искусственное ухудшение проницаемости пород, в частности, в

околоскважинной зоне при заканчивании скважин.

Даже при однородных коллекторских свойствах пласта можно получить скважины с различной продуктивностью. Качество работ при заканчивании скважин, наряду с выбором оптимальной схемы разработки, является важнейшим фактором, определяющим эффективность эксплуатации месторождений.

В настоящее время положение таково, что существующие технологии вскрытия продуктивных пластов в подавляющем большинстве случаев не обеспечивают сохранения естественной проницаемости пород в околоскважинной зоне.

При работе скважины продуктивный пласт может в значительной мере восстановить свою проницаемость за счет очистки околоскважинной зоны, но это касается высокопроницаемых коллекторов. При разработке месторождений с низкопроницаемыми коллекторами такого явления не наблюдается. Дело в том, что при применении одной и той же технологии вскрытия коллекторов низкопроницаемым пластам наносится значительно больший ущерб; чем высокопроницаемым. Определяющим здесь является образование в пласте зон капиллярно-удерживаемой воды, разбухание пластовых глин и кольматация поровых каналов твердой фазой бурового раствора.

Не менее интересен тот факт, что в работающей скважине основная часть энергии на продвижение жидкости к забою скважины тратится в непосредственной ее окрестности. Так, при притоке жидкости к скважине,

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

находящейся в центре кругового пласта радиусом 400 м, половина энергии тратится в зоне пласта скважины радиусом всего 5 м. В такой ситуации при разработке месторождений с низкопроницаемыми коллекторами даже при высоком качестве заканчивания скважин нет оснований ожидать больших дебитов. Поэтому необходимо искать пути снижения потерь энергии пласта при движении пластового флюида в околоскважинной зоне.

При разработке месторождений с низкопроницаемыми коллекторами для условий Западной Сибири продуктивность скважин определяется следующими этапами работ:

1)обеспечение высокого качества открытого ствола скважины перед вскрытием продуктивного пласта (если эксплуатационная колонна не спускается до кровли продуктивного пласта);

2)качественное вскрытие продуктивного пласта бурением;

3)спуск и цементирование эксплуатационной колонны с сохранением коллекторских свойств продуктивного пласта;

4)вторичное вскрытие с сохранением коллекторских свойств продуктивного пласта;

5)обеспечение проницаемости околоскважинной зоны выше естественной.

10.1.ОБЕСПЕЧЕНИЕ ВЫСОКОГО КАЧЕСТВА ОТКРЫТОГО СТВОЛА СКВАЖИНЫ

Известно, что для сохранения коллекторских свойств пород околоскважинной зоны в продуктивном пласте необходимо поддерживать гидродинамическое давление на забое скважины на уровне пластового или несколько превышающем его. Это способствует уменьшению проникновения в продуктивный пласт фильтрата используемой жидкости и твердой фазы.