Добавил:

ivanov666 Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Башкирский Государственный Аграрный Университет

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

книги из ГПНТБ / Повышение эффективности вскрытия и опробования нефтегазоносных пластов

..pdf

Скачиваний:

Добавлен:

23.10.2023

Размер:

5.31 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 23 / 133 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 > Следующая >>>

дуктивных горизонтов девона в скв. 31 Великомостовской пло щади с очисткой забоя воздухом. Исследования показали, что


приток		газа	при	освоении	в	открытом стволе	составлял
100	000	м3 /сут, в то		время как из тех ж е горизонтов в сосед
них	скважинах он не превышал					15—20 тыс. м3 /сут. При		после
дующем		испытании,		после	заполнения скважины		глинистым
раствором и			спуска	146-мм	эксплуатационной колонны,			полу

чить приток газа не удалось. Это свидетельствует о высокой перспективности вскрытия газоносных пластов с очисткой за боя воздухом на площадях Волыно-Подольской окраины Во сточно-Европейской платформы и наглядно иллюстрирует па губное влияние закупорки пластов компонентами глинистого раствора.

Используемые для вскрытия продуктивных отложении гли


нистые		растворы	о б л а д а ю т		различной	водоотдачей	(4—
20 см3	/30	мин). Иногда		водоотдача растворов достигала 33—
57 с м 3	за	30 мин	(скв. 2	Сокирницкой п л о щ а д и ) . Как установ
лено многими исследователями,					в пластовых	условиях	водоот

дача этих растворов возрастает в несколько раз. Поэтому в про

цессе бурения

в пласты-коллекторы проникает

значительный

объем

фильтрата бурового раствора (в пористую

среду),

а в

трещины — и его твердая фаза .

Пресноводные

фильтраты

вы

зывают

значительное

снижение

фильтрационных

параметров

глинистых

коллекторов.

Продолжительные

сроки

воздействия

глинистого

раствора

на

пласты (от начала

вскрытия

пласта

бу

рением

до спуска и цементажа обсадной колонны), достигаю

щие

отдельных случаях 127 сут (скв. 5

З а л у ж а н е к о й площа

ди)

и д а ж е

583 сут

(скв. 1 Северо-Серебрянской

п л о щ а д и ) ,

еще

больше

усугубляли

процесс закупорки

прискважинной

зоны

пласта.

Это является одной из причин получения низких при

токов

флюидов

из

продуктивных

пластов.

Буровые

растворы

характеризуются широким диапазоном изменения удельного ве са от 1,1 до 1,9 гс/см3 . Повышение удельного веса с 1,3 гс/см-3 до 1,9 гс/см 3 осуществлялось баритом, мелом, а в отдельных

случаях и гематитом. Гематит и другие железистые			утяжели
тели следует исключить из практики		обработки буровых раство
ров	в связи с тем, что они являются	к а т а л и з а т о р а м и	образова
ния	нерастворимых солей различных	соединений, а т а к ж е , бла

годаря магнитным свойствам, способствуют созданию, в пласте стойких водных блокад.

В процессе бурения пласты испытывали гидростатические репрессии, которые по своей величине значительно больше ре

комендованных инструкцией	(5—10%	от величины пластового
д а в л е н и я ) . Так, в скважинах	площадей	Внешней	з о н ы П р е д к а р -
патского прогиба и западной	части Крыма они превышали пла
стовые давления на 20—60%,. а в скважинах			З а к а р п а т с к о г о
прогиба — на 16—38%.

Н е с к о л ь ко ниже репрессии создавались во Внутренней								зоне
Предкарпатского прогиба,				где они	изменялись	от 6,0	до	15—
'25% и лишь		в отдельных		случаях	достигали	35%	величины
пластового	давления .		Такие репрессии т а к ж е			способствовали
закупорке	продуктивных			пластов и	снижению	проницаемости
в прнскважинной зоне коллектора. В снижении						противодавле
ния на пласты до технологически обоснованных						норм	кроются
значительные		резервы	улучшения		качества	вскрытия		пла
стов.

В процессе бурения на стенки скважины воздействуют не только гидростатические давления, но и дополнительные знако переменные гидродинамические давления, связанные с эффек том порпшевания. Эти давления возникают в процессе спускоподъемных операций, а т а к ж е при проработке ствола и расхаживанин бурильного инструмента.

Проведенными в этом плане исследованиями доказано, что

при	максимальных скоростях спуска и подъема колонны бу
рильных труб в скважинах возникают большие		знакоперемен
ные	гидродинамические давления . В частности,	установлено,

t - I TO при спуске п подъеме бурильного инструмента со скоростью 1—2 м/с при кольцевом зазоре между колонной и стенками скважины 10 мм прирост гидравлического давления на к а ж д ы е 1000 м спускаемых труб составляет 45—55 кгс/см2 , при подъеме, наоборот, давление в скважине снижается на 10—15 кгс/см2 по •сравнению с гидростатическим.

Замеры, проведенные в скважинах на площадях западных областей УССР, показывают, что максимальные величины ко лебания давлении на глубинах 900—1600 м составляют 70— '90 кгс/см2 . Эти давления зависят от скорости спуска и подъема колонны бурильных труб, величины затрубиого кольцевого за зора п структурно-механических свойств бурового раствора.

Врезультате проявления знакопеременных гидравлических давлений на стенках скважины происходит периодическое раз рушение и обновление глинистой корки, что приводит к погло щению пластами дополнительного объема фильтрата бурового раствора.

Винтервалах продуктивного разреза рассматриваемых неф

тегазоносных регионов градиенты давления достигают величи ны 0,2 ктс/см2 /м. Они по своей величине несколько меньше ус ловного геостатического градиента.

Несмотря иа это, во многих случаях может происходить гид равлический разрыв породы при градиентах давления ниже ус ловного геостатическото [79]. Промысловый опыт показывает, что причиной этото прежде всего является наличие в разрезе глинистых пород, обладающих относительно повышенной пла

стичностью, а т а к ж е	естественной	микротрещиноватости в са
мих коллекторах, в	результате чего	пласты «самопроизвольно»

,22

р а з р ы в а ю т ся при сравнительно невысоких давлениях. Так, на месторождениях А з е р б а й д ж а н а градиент давления гидравличе ского разрыва пластов, залегающих на глубинах 1200—2000 м, составляет от 0,160 до 0,140 кгс/см2 /м [35, 36]. На нефтяных ме сторождениях П р е д к а р п а т ь я для пластов, залегающих на глу бинах 1400—3000 м, он изменяется соответственно в пределах 0,225—0,167 кгс/см2 /м. При этом наблюдается некоторая тен денция уменьшения величины градиента разрыва пород с уве личением глубины залегания пласта.


Естественно,				в рассматриваемых			условиях не исключена				воз
можность		случаев			«самопроизвольного»			гидравлического			раз
рыва пласта			с последующим			поглощением некоторого количест
ва бурового раствора. Поэтому с целью предотвращения											заку
порки	пласта		при		бурении	скважины		глинистым		раствором
в продуктивном				разрезе (кровля			пласта — проектный				забой
скважины)		следует			ограничить скорость			спуска	и	подъема бу
рового	инструмента				до минимальных значении.				В	зависимости

от размера кольцевого зазора рекомендуются следующие ско

рости спуска бурильных		труб:
0,70—0,75 м/с при зазорах				20—25 мм
0,80—0,85	»	»	»	25—30	»
0,90—1,0	»	»	»	более 30	»
Подъем труб производить на			I — I I	скорости	лебедки.

Кроме рассмотренных выше величин репрессий, имеющих ме сто в процессе бурения скважины, продуктивные пласты испы

тывают высокие репрессии при производстве тампонажных						работ
по креплению эксплуатационных колонн.
Хотя эти	противодавления		являются	кратковременными по
сравнению с	репрессиями, создаваемыми			буровыми растворами
в процессе	бурения	скважины, тем не менее они т а к ж е				отри
цательное воздействие оказывают на коллекторские					свойства
прискважинной зоны		пласта.	Особенно	большие по	величине

репрессии испытывают продуктивные пласты в газовых сква жинах, в которых цементный раствор за эксплуатационной ко лонной поднимается до устья. Так, в скважинах Внешней зоны Предкарпатского прогиба репрессии превышали на 40% вели чину пластового давления . В скважинах Внутренней зоны Пред

карпатского прогиба по сравнению с прошлыми годами	наблю
дается о б щ а я тенденция уменьшения противодавления	на пла
сты при т а м п о н а ж е колонн. Величина репрессии здесь	изменя

ется от 10 до 23% пластового давления и лишь в отдельных случаях составляет 35%.

На величину противодавления влияет целый ряд факторов. Они зависят как от глубины залегания пласта, высоты и ско рости подъема цемента за колонной, так и от физико-химических свойств цементного раствора.

Крепление эксплуатационных колонн в скважинах произво дится в основном раствором портланд-цемента на пресной воде.


Исходя		из	требований		текучести		и	прокачиваемое™		раство
ра, водоцементный фактор					составлял			0,45—0,5. В то ж е			время
для	полного		процесса	гидратации			цементного		камня	химиче
ская	водопотребность			составляет		28—35% воды от веса це
мента [12, 80]. Таким				образом, количество используемой							воды
почти	в 2 раза		превышает		полную	химическую водопотребность
в процессе		гидратации цемента.				В	статических		условиях из
цементного		раствора при перепаде				в		1 кгс/см2	отфильтровыва
ется	в течение нескольких				минут	почти вся несвязанная					вода.

Водоотдача еще больше увеличивается при создании более вы соких перепадов давлений, достигая иногда 90% используемого количества воды дл я затворения цемента. Пресноводные фильт раты цементных растворов, проникая в пласт-коллектор, могут оказывать такое ж е отрицательное воздействие, как и аналогич ный фильтрат буровых растворов. Подтверждением этого яв ляются результаты исследований, проведенных на кернах па леоцена месторождений Краснодарского края [12]. Опыты про водились в автоклавах, имитирующих пластовые условия. По лученные экспериментальные данные показывают, что фильтрат цементного раствора понижает проницаемость керна от 25 до

100%.

При

этом,

чем

меньше

проницаемость

породы, тем

в большей

степени

она

снижается

(были

использованы

керны

с проницаемостью от 15 до

299

м Д ) . Глубина

проникновения

фильтрата

цементного раствора в пластовых условиях — трудно

определяемая

величина

и она зависит от целого

ряда

факторов.

Н а д о

полагать, что она

меньше,

чем

глубина

проникновения

фильтрата глинистого раствора. В этом плане

определенный

практический

интерес

представляют

произведенные

расчеты

д л я

условий

девонских

отложений

месторождений

Волгоград

ской

области,

где

глубина

проникновения

фильтрата

цемент

ного

раствора

оценивается в

10—25 см [20]. Обычно она

превы

шает длину каналов, создаваемых современными

кумулятивны

ми перфораторами .

Д л я

снижения закупорки

пластов

компонентами

цементных

растворов в последнее время начали производить их затворение на воде, насыщенной хлористым натрием. Кроме того, с этой целью ведутся разработки по применению различных химиче

ских и	минеральных добавок (ПАВ, карбосульфонаты, К М Ц ,
К С С Б ,	бентониты и т. п.), позволяющих не только снижать во

доотдачу, но и улучшать структурно-механические свойства це

ментного		раствора	и цементного	камня	[59, 80].
	Согласно проектам буровых			работ	высота	подъема цемента
за	эксплуатационной колонной			по всем	скважинам планируется
до	устья.	Однако	фактические	материалы		показывают, что

в преобладающем большинстве случаев цемент			в скважинах
недоподнят до устья. Так, на	площади Судовая		Вишня	только
в двух скважинах из десяти	поднят цемент до		устья	(скв. 7,
9). В остальных скв. (2, 3, 6,	8, 11, 12, 13)	цементное		кольцо
отбито за колонной на различных г л у б и н а х		— о т	240 до	1430 м

от устья. Высота недоподъема цемента в процентах от глубины


эксплуатационных колонн			колеблется в			широком			диапазоне —
от 17,8 до 77%.
Н а площади		Садковичи	из семнадцати скважин						в 10 (скв. 1,
7, 10, 11, 12, 13,		14, 15, 17,	18) цемент недоподнят						за колонной
до устья. В этих скважинах				цементное		кольцо		отбито на		глу
бине от 5 до 640 м, что в процентах					от глубины			эксплуатацион
ной колонны соответственно составляет 3,6 и 48%.
На площади Пыняны из девяти					скважин в четырех (скв. I ,
2, 5, 8) цемент за колонной недоподнят						до	устья. Высота недо
подъема	составляет от 490			до 1585	м,	что	соответственно			со
ставляет	23 и 6 1 % . Таким		образом,		на указанных				площадях	из

всего количества пробуренных и испытанных скважин 45—80% составляют скважины, в которых не обеспечено поднятие це мента за колонной до устья. Причинами этого может быть це лый ряд факторов, которые не полностью учитываются при меняемой технологией по креплению скважин . Анализ фактиче ского промыслового материала показывает, что недоподъем це

мента	за колонной происходит	по следующим причинам:
1)	неточное определение	объема скважины; 2) просчеты

в объемном количестве продавочной жидкости в процессе про качки цемента, что приводит к оставлению иногда большого ко

личества	цемента в колонне; 3) поглощение цементного раство
ра при	«самопроизвольном» гидравлическом разрыве	пла
стов.
О «самопроизвольном» гидравлическом разрыве пород		сви

детельствуют подсчитанные величины градиентов давления, ко

торые испытывали пласты в процессе	цементирования скважи
ны. По своим абсолютным значениям	(0,185—0,232 кгс/см2 /м)

они равны или превышают градиенты давлений, которые воз никают при спуске бурового инструмента на высоких скоростях (0,174—0,194 кгс/см 2 /м) .

Рассматриваемый процесс еще больше осложняется тем, что в большинстве случаев технологией не предусматривается при менение буферных жидкостей, в результате чего в зоне смеши

вания цементного и глинистого растворов					часто	образуется
очень вязкая,		трудно	прокачиваемая, пастообразная				пробка.
Это	может привести к гидравлическому			разрыву		пород д а ж е
при	невысоких	уровнях	подъема цемента	за	колонной.		Поэтому
с целью обеспечения подъема цементного				раствора		за	колонной

до устья и максимального сохранения естественных коллекторских свойств пластов заслуживают особого внимания рецепту-


pa облегченных	цементных		растворов	п	технология проведения
цементирования	скважин,		разработанные		в	У к р Н И Г Р И .
На основании изложенного, необходимо заключить, что
применяемая технология бурения и т а м п о н а ж а скважин							в про
дуктивных разрезах		осуществляется		без		н а д л е ж а щ е г о	учета
геолого-физических		и химических свойств				коллекторов и	насы

щ а ю щ и х их флюидов. В результате этого происходит в той или иной степени закупорка продуктивного пласта.

Снижение фильтрационных свойств пласта вызвано приме нением:

1. Глинистых растворов на пресноводной основе с относи тельно высокой водоотдачей (набухание глинистых минералов,

капиллярный эффект) ;
2.	Химических		реагентов		щелочной среды типа У Щ Р , а		так
ж е ш п а н а ,		ПАА	и	других	(физико-химическое взаимодействие
с остаточной водой				и породой — выпадение осадков		в виде	гу-
матов	и	гидроокпслов поливалентных катионов,				адсорбция
и т. д.);

3. Завышенного удельного веса буровых растворов, что способствует более глубокому проникновению их фильтратов в пористую среду, а по трещинам п самого глинистого раствора. При высоких скоростях спуска и подъема бурильного инстру мента этот процесс еще больше усугубляется в результате «са мопроизвольного» гидравлического разрыва пластов н погло щения ими глинистых растворов;

4.Цементных растворов на пресноводной основе с высокой водоотдачей;

5.Одноступенчатого подъема цементного раствора за экс плуатационной колонной, приводящего часто к «самопроизволь

ному» гидравлическому разрыву пласта и поглощению цемента.

§ 2. В с к р ы т и е п л а с т о в в п р о ц е с с е о с в о е н и я с к в а ж и н

Прострелочно-взрывные работы, относимые, к эксплуатаци

онным средствам	вскрытия пластов	(в отличие от	средств
вскрытия в процессе бурения), играют		т а к ж е немаловажную
роль в общем комплексе мероприятий по рациональному			вскры
тию и опробованию	продуктивных горизонтов.

Оценка продуктивности вскрытого скважиной разреза в зна чительной мере зависит от степени гидродинамической связи скважины с незакупоренной зоной пластов-коллекторов. Сте пень сообщаемое™ скважины с пластом во многом предопреде ляется рациональным использованием методов эксплуатацион ного вскрытия.

При опробовании поисково-разведочных скважин предприя тиями трестов Львовнефтегазразведка и Крымнефтегазразвед -

ка применяются наиболее совершенные из существующих в неф тепромысловой практике методы вскрытия, в частности, гидро пескоструйная и кумулятивная перфорация.

Р е ж е используются			торпедирование пли		опробование	пла
стов	в открытом	стволе,	а т а к ж е	с помощью фильтров. К		основ
ным	причинам,	ограничивающим		применение	торпедирования

в поисково-разведочных скважинах, относятся: эффективность метода только для плотных пород, малый радиус распростране ния трещин и небольшая их ширина, высокая вероятность раз рушения колонн, препятствующая проведению дополнительных работ. Использование фильтров и опробование пластов откры тым забоем исключается в основном из-за необходимости поинтервального изучения продуктивности разреза и неустойчи вости в ряде случаев пород в стволе скважин . Широко внедряе мое в производство опробование испытателями пластов в про

цессе		бурения во	многом зависит			от	геолого-технических усло
вий	в	скважинах	и	на современном			уровне	своего развития
дает	в	большинстве		случаев лишь		качественную			характеристи
ку флгоидонасыщенностн пласта.
Вскрытие пластов на площадях Внутренней зоны Предкар -
патского прогиба			в	основном	производилось			гидропескоструй
ной	перфорацией		(около 66%		от	общего числа			опробованных

объектов), во Внешней зоне Предкарпатского прогиба, в За карпатском прогибе, на Волыно-Подольской окраине ВосточноЕвропейской платформы и в западной части Крыма — кумуля

тивной		перфорацией		(соответственно 96,5, 83, 71,5 и 27%) .
Плотность гидропескоструйной перфорации 2, реже 4 отвер
стия	на	1 м	объекта,	кумулятивной — от		10 до 20		и в		редких
случаях 30—40 отверстий на 1 м.
Распределение величин притоков флюидов в зависимости от
методов вскрытия показано в табл . 2, 3, 4, 5, 6. Из 63									рассмот
ренных объектов во Внутренней зоне Предкарпатского									прогиба,
вскрытых гидропескоструйной перфорацией, 29 (46%)										оказа
лись	«сухими», а 17			объектов,	что составляет		27%	от		общего
их числа, дали притоки флюидов до 10 м3 /сут							или 10 000			м3 /сут
газа	(табл. 2). При			гидропескоструйной		перфорации			процент
практически			«сухих»	'объектов	несколько	ниже, чем		при		куму

лятивной (52%). Однако третья часть объектов после гидро пескоструйной перфорации д а л а слабые притоки флюидов, вследствие чего процент объектов с большими притоками в ито ге оказался ниже, чем при кумулятивной перфорации. Сравни тельно низкий процент практически «сухих» объектов (36%) по лучен при использовании в единичных случаях фильтров.

Таким образом, общее распределение величин притоков не позволяет уверенно выделить один из методов вскрытия пла стов в качестве наиболее эффективного. Однако, если проана лизировать распределение притоков флюидов в зависимости от

			Т а б л и ц а 2
Р а с п р е д е л е н и е п р и т о к о в ф л ю и д о в		в з а в и с и м о с т и	от	метода
э к с п л у а т а ц и о н н о г о в с к р ы т и я и		категории коллектора
на п о и с к о в о - р а з в е д о ч н ы х	площадях В н у т р е н н е й			з о н ы
П р е д к а р п а т с к о г о прогиба	(Космачская, Р о с и л ь н я н с к а я ,
Семигиновская, З а в о д н я н с к а я ,	С т а р о с а м б о р с к а я ,		О л ь х о в с к а я ,

Н и ж н е с т р у т и н с к а я )

Метоетод эксплуата
ционного	Результаты опробования
вскрытия

Категория кол лекторов по данным промысловой геофизики

количествоОбщее объектов	количество обьсктов	общегоот	количества объектов,%	количество объектов	общегоот количества объектов,%
		[-11			H I - 1 V

Гидропеско	Практически		„сухие"	29	1	3,4	28	96,6
струйная	объекты	притоки		17	2	12	15	88
перфорация	Слабые	притоки		17	2	12	15	88
	Большие	притоки		17	16	94	1	6
Кумулятивная	Практически		„сухие"	11	8	73	3	27
перфорация	объекты
	Слабые	притоки		5	4	80	1	20
	Большие	притоки		5	3	60	2	40
Фильтры	Практически		„сухие"	4	1	25	3	75
	объекты	притоки		о			о	100
	Слабые	притоки		о			о	100
	Большие	притоки		о	4	80	1	20

Распределение притоков флюидов в зависимости от метода эксплуатационного вскрытия пластов на поисково-разведочных площадях Внешней зоны Предкарпатского прогиба (Садковичская, Пынянская, Судововишнянская, Залужанская, Ковалевка-Черешенка)

Метод эксплуатационного	Результаты опробования			Общее
вскрытия	Результаты опробования			количество
				объектов
Гидропескоструйная	Практически „сухие"		объекты	3
перфорация	Слабые	притоки		—
	Большие	притоки		• 2
Кумулятивная перфо	Практически „сухие"		объекты	85
рация	Слабые	притоки		89
	Большие	притоки		76
Фильтры	Практически „сухие"		объекты	—
	Слабые	притоки		1
	Большие	притоки		3

								Т а б л и ц а	4
	Распределение притоков флюидов в зависимости от метода
	эксплуатационного вскрытия пластов Закарпатского прогиба
		(площади Теребляпская			и	Сокирницкая)
Метод	эксплуатационного							Общее
Метод	эксплуатационного		Результаты			опробования		количество
	вскрытия		Результаты			опробования		количество
	вскрытия							объектов
								объектов
Гидропескоструйная			Практически		„сухие"		объекты
перфорация			Слабые	притоки				—
			Большие	притоки				1
Кумулятивная		перфо	Практически		„сухие"		объекты	13
рация			Слабые	притоки				11
			Большие	притоки				—
Фильтры			Практически		„сухие"		объекты	1
			Слабые	притоки				1
			Большие	притоки				1
								Т а б л и ц а	5
	Распределение притоков флюидов в зависимости от метода
эксплуатационного вскрытия пластов на Великомостовской площади
Волыно-Подольской			окраины Восточно-Европейской платформы
Метод	эксплуатационного							Общее
Метод	эксплуатационного		Результаты			опробовання		количество
	вскрытия		Результаты			опробовання		количество
	вскрытия							объектов
								объектов
Гидропескоструйиая			Практически		„сухие"		объекты	9
перфорация			Слабые	притоки				9
			Большие	притоки				3
Кумулятивная		перфо	Практически		„сухие"		объекты	24
рация			Слабые	притоки				18
			Большие	притоки				16
Фильтры			Практически		„сухие"		объекты
			Слабые	притоки				2
			Большие	притоки				2
								Т а б л и ц а	6
	Распределение притоков флюидов в зависимости от метода
эксплуатационного вскрытия пластов нижнего мела западной части Крыма
(площади Северо-Серебрянская, Задорненская, Бакальская, Глебовская,
		Родниковская, Карлавская,				Серебрянская)
Метод	эксплуатационного							Общее
Метод	эксплуатационного		Результат			опробования		количество
	вскрытии		Результат			опробования		количество
	вскрытии							объектов
								объектов
Кумулятивная		перфо	Практически		„сухие"		объекты	8
рация			Слабые	притоки				2
			Большие	притоки				—
Открытый ствол (опро			Практически		„сухие"		объекты	24
бование	пластоиспыта-		Слабые	притоки				2
телем,	фильтр)		Большие	притоки				1

коллекторскнх свойств объектов, нетрудно установить, что ре зультаты испытания находятся в прямой зависимости от филь трационных свойств опробуемых пластов. Так, сухие объекты представлены породами с плохими коллекторскими. свойствами (коллекторы низкой, непромышленной категории по данным промысловой геофизики), в то время как большие притоки флюидов получены из коллекторов I и I I категории (промыш ленные) . Достоверность оценки продуктивности разреза, вскры того при опробовании гидропескоструйной перфорацией, доста

точно	высока.	Д л я объектов, оборудованных		фильтрами,	т а к ж е
наблюдается		подобная	закономерность, хотя	менее убедительна
из-за	малочисленности		данных. Д л я объектов, вскрытых		куму

лятивной перфорацией, зависимость между величиной притоков флюидов и коллекторскими свойствами не наблюдается . При этом виде перфорации практически «сухими» оказалось боль

шинство (73%)	объектов, сложенных по данным промыслово-
геофизическпх	исследований коллекторами I — I I категорий.

Последние косвенно свидетельствуют о более низкой эффектив ности кумулятивной перфорации в сравнении с гидропеско струйной.

Сравнительный анализ материалов опробования перспектив ных отложений Внешней зоны Предкарпатского прогиба, За карпатского прогиба, Волыно-Подольской окраины ВосточноЕвропейской платформы и западной части Крыма не позволяет


выделить какой-либо			из	применяющихся		методов	перфорации
в качестве наиболее эффективного. Статистическая							обработка
результатов		опробования		и	сравнение эффективности различ
ных методов вскрытия затрудняется значительной							неравномер
ностью	их	применения, а		т а к ж е изменчивостью коллекторскнх
свойств	продуктивной		толщи.
Невысокая р а з р е ш а ю щ а я					способность	промыслово-геофизн-

ческих исследований не позволяет установить зависимости ве личин притоков флюидов от методов вскрытия и типов пер фораторов .

Д л я рассматриваемых геологических условий не обнаружи вается определенной связи м е ж д у продуктивностью скважин и методами эксплуатационного вскрытия пластов. К а к после ку мулятивной, так и после гидропескоструйной перфорации бы вают крайне низкие притоки флюидов и «сухие» объекты (та


ких объектов по п л о щ а д я м Судовая				Вишня, Садковичи и Ве
ликие	Мосты более трети) . Такое явление не находит одно
значного		объяснения и	обусловлено	отсутствием коллекторов
или в	ряде случаев, недостаточной степенью				сообщаемое™ кол
лекторов		со скважиной	после перфорации		колонны.

Перфорационные каналы, с точки зрения эксплуатационного вскрытия пластов, соединяют ствол скважины с коллектором и обеспечивают оптимальные отборы флюидов в процессе опро-

<<< < Предыдущая 1 23 / 133 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 > Следующая >>>

Соседние файлы в папке книги из ГПНТБ