Глава 9

ВТОРИЧНОЕ ВСКРЫТИЕ

ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Основная задача вторичного вскрытия - создание совершен­ ной гидродинамической связи между скважиной и продуктив­ ным пластом без отрицательного воздействия на коллекторские свойства призабойной зоны пласта (ПЗП), без значительных деформаций обсадных колонн и цементной оболочки. Решение этой задачи обеспечивается выбором условий перфорации, пер­ форационной среды, оптимального для данных условий типо­ размера стреляющей аппаратуры и оптимальной плотности перфорации.

При разработке процесса перфорации должны учитываться геолого-промысловая характеристика залежи, тип коллектора и технико-технологические данные по скважине:

толщина, фильтрационно-емкостные свойства призабойной и удаленной зон пласта, расчлененность, литофациальная харак­ теристика пласта и вязкость нефти;

расстояние до контактов водонефтяного (ВНК), газонефтя­ ного (ГНК) и газоводяного (ГВК);

пластовое давление и температура в интервале перфорации; число обсадных колонн в интервале перфорации, минималь­

ный внутренний диаметр в колонне труб; максимальный угол отклонения скважины от вертикали;

состояние обсадной колонны и ее цементной оболочки; свойства и состав жидкости, применявшейся при первичном

вскрытии пласта.

Внефтегазодобывающих скважинах интервал перфорации определяется насыщенностью пород пластовыми флюидами и устанавливается геологической службой предприятий, веду­ щих буровые работы.

Вслучае вскрытия скважиной нефтенасыщенного пласта он перфорируется по всей толщине продуктивного объекта.

Пласты с подошвенной водой и газовой шапкой перфориру­

ются в нефтяной части. Расстояние от нижних отверстий до ВНК и от верхних отверстий до ГНК устанавливается для каж­ дой конкретной залежи опытным путем с учетом наличия или отсутствия непроницаемых пропластков, проницаемостной не­ однородности, вертикальной трещиноватости и допустимого градиента давления на цементную оболочку эксплуатационной колонны.

9.1. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА УСЛОВИЙ ПРОВЕДЕНИЯ ПЕРФОРАЦИИ

Вскрытие пластов стреляющими перфораторами может осуществляться при репрессии (забойное давление в скважине выше пластового) и депрессии (забойное давление в скважине ниже пластового).

Вскрытие пластов при депрессии осуществляется перфора­ торами типа ПНКТ, спускаемыми на насосно-компрессорных трубах (НКТ), ПР, ПРК и КПРУ, спускаемыми через НКТ. Перфораторы ПНКТ рекомендуется применять при вскрытии любой части пласта, в том числе и приконтактных зон независи­ мо от величины искривления скважины, качества цементной оболочки, обсадной колонны, аномальности пластового давле­ ния.

Недопустимо применять перфораторы типа ПНКТ в следу­ ющих случаях:

если после перфорации необходим спуск глубинных прибо­ ров через НКТ в интервал перфорации;

в процессе вызова притока ожидается вынос из пласта в скважину больших объемов твердой фазы;

при гидростатическом давлении на уровне установки перфо­ раторов менее 10 МПа при создании депрессии;

при вскрытии пластов, содержащих нефть с агрессивными компонентами (углекислый газ, сероводород). Перфораторы типа ПР, ПРК, КПРУ рекомендуется применять при перфора­ ции скважин с искривлением ствола до 0,7 рад (40°) при качест­ венной цементной оболочке обсадной колонны независимо от аномальности пластового давления.

Недопустимо применять перфораторы типа ПР и КПРУ в следующих случаях:

при вскрытии приконтактных зон (ГНК, ВНК); при заполнении интервала перфорации глинистым буровым

раствором; при вскрытии пластов, содержащих нефть с агрессивными

компонентами (углекислый газ, сероводород), из-за возмож­ ных утечек в лубрикаторе;

при вскрытии пластов на депрессии в скважину обязательно должны быть спущены НКТ, устье скважины оборудовано фон­ танной арматурой и лубрикатором при использовании перфора­ торов типа ПР. Оптимальная депрессия при таком способе пер­ форации составляет 2,0-3,5 МПа; не рекомендуется создавать депрессии более 10 МПа.

При репрессии следует вскрывать пласты с нормально и аномально высоким пластовым давлением независимо от поло­ жения интервала перфорации, в том числе и в приконтактных зонах (ВНК, ГНК) и при наличии в нефти агрессивных компо­ нентов (углекислый газ, сероводород).

Для вскрытия пластов при репрессии исходят из условий бе­ зопасного проведения перфорации и предотвращения проник­ новения больших объемов жидкости из скважины в пласт.

Гидростатическое давление столба жидкости, заполняющей скважину, должно превышать пластовое на величину:

10-15 % для скважин глубиной до 1200 м, но не более 15 МПа;

5-10 % для скважин глубиной до 2500 м (в интервале от 1200 до 2500 м), но не более 2,5 МПа;

4-7 % для скважин глубиной более 2500 м (в интервале от 2500 м до проектной глубины), но не более 3,5 МПа.

Перед проведением перфорации в скважину спускают НКТ с промывкой до искусственного забоя. Через НКТ закачивают перфорационную и буферную (при необходимости) жидкости из расчета заполнения интервала перфорации и на 100-150 м вы­ ше. Устье скважины оборудуется противовыбросовым устрой­ ством (задвижкой с превентором).

Перфорацию следует производить не более чем двумя спус­ ками перфораторов в один и тот же интервал. В зонах ВНК и ГНК перфорацию выполнять за один спуск перфоратора. Слабо­ проницаемые сцементированные пласты рекомендуется вскры­ вать гидропескоструйной перфорацией.

В мировой и отечественной практике нефтегазодобывающей промышленности прострелочные перфорационные работы в нефтяных и газовых скважинах по видам и объемам (% ) приме­ нения распределяются следующим образом.

В подавляющем большинстве случаев все виды перфораци­ онных работ в скважинах производятся при репрессии (Арр) на продуктивный пласт. Величина репрессии не должна превы­ шать 5-10 % от значения пластового давления (но не более 2 ,5 - 3,5 МПа) в зависимости от глубины скважины. На практике, особенно в разведочных скважинах, часто репрессии при пер­ форации превышают норму. Последнее главным образом проис­ ходит вследствие ошибочного прогноза пластового давления, отличающегося в сторону завышения от истинного его значе­ ния.

При репрессии на пласт в призабойной зоне продуктивного пласта образуется блокирующая зона, состоящая из пристен­ ной кольматационной (толщиной до 5-1,5 мм) и инфильтрационной (радиусом до 300—1000 мм) зон. Чем больше репрессия на пласт (а также водоотдача бурового раствора и время контак­ та его с продуктивным пластом), тем более мощная блокирую­ щая зона образуется при первичном вскрытии пласта.

Вторичное вскрытие пласта осуществляется перфорацией, для чего применяют стреляющие либо гидропескоструйные перфораторы. По принципу действия стреляющие перфораторы подразделяются на пулевые, торпедные и кумулятивные. В 40-х и 50-х годах пулевые перфораторы были основным средст­ вом вторичного вскрытия пластов. По мере распространения кумулятивных перфораторов в конце 50-х - начале 60-х годов, не выдерживая конкуренции, пулевые перфораторы с горизон­ тальным расположением ствола практически перестали приме­ няться. В последние годы появились пулевые перфораторы с вертикально-криволинейными стволами, обладающие высокой пробивной способностью. Сейчас они ограниченно применяются в некоторых геолого-технических условиях. Торпедные перфо­ раторы, в которых вместо пуль применяются снаряды замед­ ленного действия, в настоящее время для вскрытия пластов не используются из-за низкой пробивной способности и низкой производительности при работе с ними.

Гидропескоструйная перфорация, относимая некоторыми авторами даже не к средствам вскрытия, а к средствам интен­ сификации притока, как показал промысловый опыт, не дает существенных преимуществ перед широко распространенной кумулятивной перфорацией. По этой причине, а также в связи с большой трудоемкостью широкого распространения гидропес­ коструйная перфорация пока не получила.