- •Основы разработки нефтяных месторождений
- •Введение
- •1. Термины и определения
- •1.1. Общие сведения о продукции нефтяных скважин
- •Соотношение между единицами давления
- •Классификация пластовых вод
- •1.2. Горно-геологические параметры
- •Классификация залежей углеводородов
- •2. Обзор свойств пород и движения флюидов
- •2.1. Емкостные свойства коллекторов
- •2.2. Фильтрационные свойства коллектора
- •2.3. Сжимаемость пород коллектора и пластовых жидкостей
- •2.4. Молекулярно-поверхностные явления
- •2.5. Капиллярные явления
- •2.6. Реологические свойства нефти
- •Соотношение между единицами вязкости
- •2.7. Подвижность флюидов в пластовых условиях
- •3. Этапы развития и технологические режимы эксплуатации нефтяного месторождения
- •3.1. Процесс разработки месторождений
- •3.2. Режимы истощения пластовой энергии
- •3.3. Газонапорный режим
- •3.4. Водонапорный режим
- •3.5. Гравитационный режим
- •3.6. Смешанный режим
- •4. Классификация и характеристика систем разработки месторождений
- •4.1. Выделение эксплуатационных объектов
- •4.2. Системы разработки в режиме естественного истощения
- •4.3. Системы разработки с искусственным восполнением пластовой энергии
- •4.4. Особенности разработки нефтяных залежей с газовой шапкой (нефтяных оторочек)
- •4.5. Системы разработки многопластовых залежей
- •4.6. Cистемы разработки с закачкой газа в пласт
- •4.7. Выбор плотности сетки скважин
- •5. Освоение и гидродинамические исследования скважин
- •5.1. Вскрытие нефтяных залежей
- •5.2. Освоение скважин
- •5.3. Гидродинамические исследования скважин
- •5.4. Повышение эффективности извлечения углеводородов из недр
- •6. Подъем нефти на дневную поверхность
- •6.1. Классификация способов подъема
- •6.2. Фонтанная эксплуатация скважин
- •6.3. Механизированная добыча нефти
- •7. Управление процессом разработки месторождения
- •Заключение
- •Оглавление
5.1. Вскрытие нефтяных залежей
Скважина является единственным средством коммуникации с нефтяным пластом, поэтому проводка и особенно ее заканчивание определяют эффективность извлечения углеводородов из недр. При вскрытии продуктивного пласта и эксплуатации скважин необходимо сохранять, восстанавливать или повышать проницаемость призабойной зоны пласта (ПЗП) – области, одновременно принадлежащей и пласту и самой скважине. Размер ПЗП как части общей пластовой гидродинамической системы принято оценивать по радиусу зоны нарушения линейного закона фильтрации. От качества вскрытия продуктивного пласта зависит бесперебойная эксплуатация скважин с соблюдением темпов выработки запасов, текущих уровней добычи и полноты извлечения углеводородов из недр.
Методы вскрытия пласта могут быть различными, но независимо от пластового давления, степени насыщенности пласта нефтью и фазового состояния углеводородов они должны обеспечивать сохранение природных фильтрационных свойств ПЗП, предотвращать возможное открытое (аварийное) фонтанирование скважины, предусматривать простоту конструкции забоя и высокую гидродинамическую связь с надлежащими интервалами продуктивных зон для максимального притока нефти.
Продуктивный пласт можно разбуривать непосредственно после проходки вышележащих толщ или после крепления скважины обсадными трубами до его кровли. И в том и в другом случаях забой скважины в зависимости от литологических и физических свойств пластов может быть оставлен открытым стволом, перекрыт фильтром или перфорированной колонной труб. При вскрытии продуктивного пласта в процессе бурения естественные фильтрационные свойства коллектора могут значительно ухудшаться в результате проникновения в поровое пространство твердых частиц промывочного раствора, набухания глинистых частиц и образования нерастворимых осадков при физико-химических взаимодействиях фильтрата с пластовыми флюидами. Все это приводит к блокированию каналов (кольматации) и снижению абсолютной проницаемости породы в десятки раз, а в некоторых случаях до нуля, поэтому негативные факторы следует предотвращать непосредственно в процессе вскрытия пласта бурением.
В настоящее время освоены и широко применяются технологии бурения продуктивных зон с использованием режимов равновесия (когда пластовое давление равно гидродинамическому давлению при циркуляции бурового раствора) и депрессии (отрицательный перепад давления скважина – пласт: ОПД). При вскрытии пласта с аномально высоким пластовым давлением (АВПД) разработаны и используются реагенты промывочных растворов, затворенных на нефтяной основе (в них в качестве коллоидной фазы используют окисленный битум, а в качестве стабилизатора и структурообразователя – мыла и другие ПАВы). Фильтрующая в пласт углеводородная жидкость не ухудшает фильтрационные свойства коллектора.
Эталоном гидродинамического совершенства скважины по степени и качеству считается конструкция забоя без закрепления фильтрами или трубами при вскрытии пласта на всю мощность. Скважина, вскрывшая продуктивный пласт на глубину, меньшую, чем его толщина, считается гидродинамически несовершенной по степени вскрытия. Если пласт перекрывается перфорированной колонной или фильтром, то скважина гидродинамически несовершенна по характеру (качеству) вскрытия. У гидродинамически несовершенных скважин возникают дополнительные фильтрационные сопротивления при переходе жидкости из пласта в скважину.
Применение конструкции забоя с открытым стволом возможно при наличии устойчивых однородных или трещиноватых пластов. При неустойчивых коллекторах используются фильтры, но подавляющее большинство фонда скважин оборудуется конструкцией забоя по упрощенной технологии строительства – перфорацией эксплуатационной колонны.
Перфорация – процесс образования каналов в обсадной колонне, цементном камне и породе для образования гидродинамической связи скважины с пластом. Различают стреляющую и гидропескоструйную перфорацию.
Стреляющую перфорацию по принципу действия применяемых аппаратов подразделяют на пулевую, куммулятивную и торпедную. При гидропескоструйной перфорации используется кинетическая энергия и абразивность высокоскоростных песочно-жидкостных струй, вытекающих из сопел перфоратора.