Вскрытие продуктивных пластов при бурении

Одним из наиболее важных условий сохранения естественной проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии является, как уже отмечалось, максимально возможное снижение репрессии на продуктивный пласт. При вскрытии продуктивного пласта наибольшая величина гидродинамического давления на забое скважины достигается при работе бурового долота. В этот момент давление на забой скважины складывается из давления столба буровогораствора, потерь давления в кольцевом пространстве за бурильной колонной и гидродинамического давления, вызываемого вибрацией колонны при работе долота.

Уменьшение давления столба бурового раствора достигается за счет снижения его плотности и реализации так называемого способа бурения «на равновесии» (или даже на депрессии).

При решении вопроса о снижении репрессии на продуктивный пласт особое внимание следует обратить на уменьшение вибрации бурильной колонны при работе долота. Дело в том, что в большинстве своем нефтяники пренебрегают этим явлением до тех пор, пока не начинают часто ломаться элементы низабурильной колонны. Однако из зарубежной печати известно, что при работе бурового долота колебания гидродинамического давления на забое скважины достигают порядка 5 МПа (данные получены прямыми измерениями в процессе бурения). Поэтому, решая вопрос о снижении репрессии на продуктивный пласт при его вскрытии бурением, необходимо создать высокоэффективное амортизирующее наддолотное устройство и включить его в компоновку низабурильной колонны.

Особого внимания заслуживает также вопрос о регламентации скорости спуско-подьемных операций и соблюдении технологической дисциплины при вскрытии продуктивного пласта. Это связано с тем, что применяемые в практике бурения скорости спуско-подъемных операций могут обеспечить весьма высокие репрессии на пласт, вплоть до получения гидроразрыва.

Однако, как бы ни были совершенны техника и технология минимизации репрессии на продуктивный пласт при его вскрытии бурением, полностью исключить репрессию вряд ли возможно. Поэтому необходимо иметь буровой раствор (практика показывает, что он должен быть безглинистый), который предотвратил бы возможность глубокого проникновения его фильтрата в пласт в момент наличия репрессии. Кроме того, должны обеспечиваться высокая степень его очистки от выбуренной породы для поддержания минимальной плотности бурового раствора и отсутствие физико-химического взаимодействия с породами продуктивной зоны и пластовыми флюидами.

Одним из важных факторов при вскрытии продуктивных пластов является продолжительность контакта бурового раствора со стеной скважины, что определяет степень и глубину загрязнения околоскважинной зоны. В связи с этим необходимо стремиться к уменьшению продолжительности первичного вскрытия за счет приме нения высокопроизводительных технологий и бурового инструмента. Однако и этого не всегда бывает достаточно.

Так, в случае технологической необходимости использования буровых растворов с твердой фазой механическая скорость проходки и проходка на долото резко уменьшается из-за ухудшения условий работы бурового долота. Исключить или существенно уменьшить влияние твердой фазы в буровом растворе можно за счет установки над долотом забойного сепаратора твердой фазы, что позволит направить к инструменту очищенный от нее буровой раствор, а саму эту фазу вывести в кольцевое пространство.

Таким образом, для сохранения естественной проницаемости при первичном вскрытии продуктивного пласта необходимо минимизировать репрессию на пласт (до бурения на «равновесии»). При реализации такой технологии увеличивается вероятность возникновения нефтегазопроявлений и опасности фонтанирования скважины. В связи с этим для управления продуктивным пластом и снижения опасности открытого фонтанирования целесообразно разработать технические средства обнаружения нефтегазопроявления продуктивного пласта на начальной стадии, то есть фиксации момента появления пластового флюида в кольцевом пространстве в зоне продуктивного пласта. Наиболее перспективным направлением в этой области представляется, разработка акустической системы непрерывного контроля за нефтегазопроявлениями при бурении скважин.

1. Использование: в нефтяной промышленности. По способу вскрытия продуктивного пласта пробуривают продуктивный пласт. При пробуривании пласта на стенке скважины создают непроницаемую для бурового раствора оболочку. Оболочка передает на стенку скважины давление раствора. Максимальное значение давления этого раствора определяют как давление гидроразрыва пласта. Минимальное значение давления раствора определяют как давление, характеризующее резкое падение проницаемости породы пласта. Способ включает кроме того, спуск в скважину обсадной колонны, ее цементирование и перфорацию. Давление в скважине поддерживают при осуществлении всех операций по вскрытию пласта до затвердевания цемента в затрубном пространстве обсадной колонны. 1 з.п.ф-лы, 1 ил. Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при строительстве нефтяных и газовых скважин. Известен способ вскрытия продуктивного пласта, включающий пробуривание продуктивного пласта, закачивание в пласт водного раствора сульфата алюминия концентрацией 0,5 — 50 мас.%, спуск обсадной колонны и ее цементирование [1]. Недостатками известного способа являются высокие затраты из-за дороговизны сульфата алюминия, нестабильности предварительно приготовленных его растворов, повышенные требования к технике безопасности при работе с сульфатом алюминия. Кроме того, известный способ не обеспечивает сохранение природной проницаемости в продуктивном пласте, что отрицательно сказывается на продуктивности скважин в процессе их эксплуатации. Известен способ вскрытия продуктивного пласта, включающий пробуривание продуктивного пласта, закачивание в пласт водного раствора силиката натрия концентрацией 2−5 мас.%, спуск обсадной колонны, цементирование и перфорацию [2]. Недостатком известного способа является низкая проницаемость пород призабойной зоны пласта. При взаимодействии водного раствора силиката натрия с катионами двухи поливалентных металлов (кальция, магния, железа, алюминия и т. д.), содержащихся в пластовой воде и фильтрате цементного раствора, образуются аморфные или кристаллические осадки соответствующих катионов гидросиликатов, которые кольматируют поровое пространство коллекторов со значительным снижением их проницаемости в призабойной зоной пласта. Кроме того, при pH менее 7 протекает реакция образования гелей кремниевых кислот, обладающих высокими тампонирующими свойствами. Наиболее близким к заявляемому по достигаемому результату является известный способ вскрытия продуктивного пласта, включающий пробуривание продуктивного пласта, спуск в скважину обсадной колонны, ее цементирование и перфорацию. Недостатками известного способа являются необходимость закачки состава, содержащего силикат натрия. Кроме того, способ не обеспечивает сохранение природной проницаемости пласта в призабойной зоне, что снижает продуктивность скважин. Изобретение направлено на повышение продуктивности скважин за счет сохранения природной проницаемости пород в призабойной зоне продуктивного пласта. Указанный результат достигается тем, что по способу вскрытия продуктивного пласта, включающему пробуривание продуктивного пласта, спуск осадной колонны, ее цементирование и перфорацию, при пробуривании продуктивного пласта на стенке скважины, создают непроницаемую для бурового раствора оболочку, передающую на стенку скважины давление этого раствора, максимальное значение которого определяют как давление гидроразрыва пласта, а минимальное значение которого определяют как давление, характеризующее резкое падение проницаемости породы пласта. При этом давление в скважине поддерживают при осуществлении всех операций по вскрытию пласта до затвердевания цемента в затрубном пространстве обсадной колонны.

Кроме того, значение величины минимального давления, характеризуемого резким падением проницаемости породы пласта, определяют либо моделированием на кернах, либо в испытательной скважине в окрестности пробуриваемой.

Отличительными признаками заявляемого способа являются:

бурение при вскрытии продуктивного пласта с созданием на стенке скважины непроницаемой для бурового раствора оболочки;

проведение всех операций, включая цементирование затрубного пространства, в определенном диапазоне давлений на забое;

определение минимально допустимого давления на забое по резкому падению проницаемости породы в окружности скважины;

определение максимально допустимого давления в забое как давления гидроразрыва пласта, Как было установлено, если при бурении продуктивного пласта, по мере возрастания горного давления с глубиной, касательные напряжения в призабойной зоне достигают некоторого критического значения, то под воздействием горного давления в стенках скважины возникает столь сильная разность между радиальными и кольцевыми напряжениями, что в породе возникают пластические деформации в кольцевой зоне вокруг забоя скважины. В результате таких необратимых изменений в породе падает ее проницаемость, что отрицательно влияет на продуктивность скважины.

Поэтому, для того чтобы сохранить проницаемость призабойной зоны в естественном состоянии, необходимо поддерживать давление на забое на таком уровне, чтобы исключить возникновение напряжений в призабойной зоне, которые могут привести к падению проницаемости породы. Для определения минимально допустимого давления необходимо смоделировать на извлеченных из продуктивного пласта кернах процессы, которые происходят при бурении пласта. Для этого образец породы необходимо привести в состояние, моделирующее природное напряженное состояние, в котором он находился под воздействием горного и порового давлений, а затем моделировать изменение напряженного состояния, при бурени с различными (снижающимися) давлениями на забое, осуществляя непрерывное слежение за проницаемостью образца. Как только при каком-то достигнутом значении забойного давления проницаемость резко снизится, необходимо зафиксировать это значение. Таким образом будет определено минимальное допустимое значение давления на забое.

Минимальное давление может быть определено и другим путем. Для этого с поверхности земли бурят испытательную скважину до продуктивного пласта. Затем проводят вскрытие продуктивного пласта кольматационным методом с давлением бурового раствора немного ниже давления гидроразрыва. Далее, не меняя давления бурового раствора, в скважину опускают насосно-компрессорную трубу (НКТ) с упорной решеткой на конце, которую герметично прижимают к стенке забоя скважины с давлением равным давлению бурового раствора. После чего удаляют кольматационную пленку между упорной решеткой и стеной забоя, и, уменьшая давление в НКТ, измеряют расход, по которому определяют проницаемость в окрестности скважины. Затем снижают давление на забое и повторяют определение проницаемости. Так повторяют до тех пор, пока не определят давление, при котором происходит резкое падение проницаемости. Верхний предел забойного давления определяют из того, что оно не разрушает стенки скважины. А это и есть давление гидроразрыва. Для того, чтобы при поддержании необходимого забойного давления, которое может превышать поровое давление, не происходило увеличение касательных напряжений в призабойной зоне за счет передачи давления бурового раствора в поровое пространство, бурение должно осуществляться с сохранением первоначального порового давления. Это можно обеспечить, например, бурением с использованием кольматационных буровых растворов или использованием непроницаемых экранов, например, пластичных полимерных или металлических, которые бы изолировали прискважинную зону от бурового раствора, но передавали бы давление раствора на стенки. Выбранное давление на забое следует поддерживать до затвердевания цемента в затрубном пространстве обсадной колонны, поскольку только после этого падение давления на забое не будет приводить к падению проницаемости, так как изменению напряжений в кольцевой зоне вокруг скважины будет препятствовать жесткая обсадная колонна со слоем затвердевшего цемента в затрубном пространстве.

Сущность изобретения поясняется примерами реализации и графическими материалами. На чертеже представлен график изменения проницаемости керна при моделировании на нем процессов, происходящих при бурении.

В общем случае способ осуществляют следующим образом.

При проведении поисково-разведочных работ (геологоразведочных работ) по определению месторождений нефти извлекают керны из продуктивного пласта или же керны могут быть извлечены при бурении испытательной скважины. Затем на образце из извлеченного керна моделируют его природное напряженное состояние. Для этого образец из керна подвергают трехосному всестороннему сжатию. Затем на керне моделируют изменение давления на забое при кольматационном бурении путем снижения давления сжатия по одной оси и повышении его по другой оси керна. При проведении этого процесса через образец пропускают жидкость или газ под давлением и по расходу судят о проницаемости керна. Резкое падение расхода свидетельствует о падении проницаемости образца, т. е. о том, что в результате возникшего напряженного состояния произошла деформация в призабойной зоне, приведшая к закупорке пор в породе. Таким образом определяют минимальное давление на забое, которое необходимо поддерживать при осуществлении всех операций по вскрытию пласта вплоть до затвердевания цемента в затрубном пространстве, обсадной колонны, чтобы не допустить снижения проницаемости в призабойной зоне. В частном случае минимальное давление на забое, приводящее к резкому изменению проницаемости, обусловленной прошедшей пластической деформацией породы в призабойной зоне определяют на испытательной скважине. Для этого с поверхности земли бурят испытательную скважину до продуктивного пласта. Затем проводят вскрытие продуктивного пласта кольматационым методом с давлением бурового раствора немного ниже давления гидроразрыва. Далее, не меняя давления бурового раствора, в скважину опускают насосно-компрессорную трубу (НКТ) с упорной решеткой на конце, которую герметично прижимают к стенке забоя скважины с давлением равным давлению бурового раствора. После чего удаляют кольматационную пленку между упорной решеткой и стенкой забоя и, уменьшая давление в НКТ, измеряют расход, по которому определяют проницаемость в окрестности скважины. Затем снижают давление на забое и повторяют определение проницаемости. Так повторяют до тех пор, пока не определят давление, при котором происходит резкое падение проницаемости, а значит пластическая деформация породы пласта.

Верхнее значение забойного давления как давление гидроразрыва определяется расчетно или экспериментально по известным методикам.

Бурение осуществляют известным методом, исключающим проникновение компонент бурового раствора в пласт, например, использования бурового раствора с кольматационными добавками. Кольматационные добавки могут быть выбраны любыми из числа известных, но предпочтение следует отдавать саморазлагающимся. Необходимое забойное давление в скважине создают любым из известных способов: подбором плотности бурового раствора, подачей раствора под давлением, использованием воздушных компрессоров и т. д.

Все операции по вскрытию пласта, вплоть до затвердевания в затрубном пространстве цемента (бурение, извлечение или спуск бурового инструмента или скважинного оборудования, спуск обсадной колонны, цементирование) проводят поддерживания забойное давление в пределах, установленных на основании испытаний образцов керна. Все остальные операции (перфорация, спуск и установка НКТ и т. д.) могут осуществляться уже без поддержания забойного давления в строгих рамках.

В результате, после разложения или удаления кольматационных элементов в призабойной зоне будет восстановлена природная проницаемость коллектора, что благотворно скажется на продуктивности скважины.

• 2. При бурении скважин промывочная жидкость должна циркулировать по замкнутому гидравлическому контуру. В зависимости от вида гидравлического контура все существующие системы промывки делятся на две группы:
• 1) системы промывок с выходом раствора на поверхность;
• 2) системы промывок с внутрискважинной циркуляцией.

пласт скважина бурение коллектор

Комбинированная система промывки по технологии исполнения подразделяется на периодическую (последовательную) и совмещенную (параллельную). Оба варианта могут быть реализованы как по прямой, так и по обратной схеме. При использовании периодической промывки направление потока буровогораствора меняется с прямой промывки на обратную и наоборот. Направление движения раствора, подаваемого к забою скважины, изменяется на поверхности при соответствующей обвязке насоса и устья скважины.

Комбинированная система промывки по технологии исполнения подразделяется на периодическую (последовательную) и совмещенную (параллельную). Оба варианта могут быть реализованы как по прямой, так и по обратной схеме. При использовании периодической промывки направление потока буровогораствора меняется с прямой промывки на обратную и наоборот. Направление движения раствора, подаваемого к забою скважины, изменяется на поверхности при соответствующей обвязке насоса и устья скважины.

• 1. Соловьев Е. М. Заканчивание скважин. Учебник. — М.: Недра, 1989. Басарыгин Ю. М., Булатов А. И., Проселков Ю. М. Заканчивание скважин. Учебное пособие. М: Недра, 2000
• 2. Теория и практика закачивания скважин. В 5 томах/А.И. Булатов, П.П.
• 3. Макаренко, В. Ф. Будников и др./ М.: Недра, 1997;2000
• 4. Соловьев Е. М. Задачник по заканчиванию скважин. Учебное пособие. — М.: Недра, 1992.
• 5. Булатов А. И., Данюшевский B.C. Тампонажные материалы. Учебное пособие. М.: Недра, 1989.
• 6. Подгорнов В. М., Ведищев И. А. Практикум по заканчиванию скважин. — М.: Недра, 1989