Розкриття продуктивних пластів при бурінні

 

Аналіз стану розкриття нафтових і газових пластів на розвідувальних і експлуатаційних площах, систематичне дослідження впливу різних бурових розчинів на проникність пористого середовища, проведені у нас і за кордоном, дозволяють зробити висновок про те, що продуктивні пласти в основному розкриваються без врахування геолого-фізичних особливостей колектора і фізико-хімічної характеристики рідин, які його насичують.

Необхідно використовувати такі методи розкриття і випробування перспективних ділянок розрізу, які б забезпечили збереження природного стану колектора, а в результаті, достатню надійність результатів випробування на промислову нафтогазоносність. Тільки такі дані, які відбивають фактичний стан колектора, можна використати для оцінки загальних і видобувних запасів нафти і газу. Недостатнє врахування геолого-фізичних властивостей колектора і фізико-хімічної характеристики рідин, що його насичують, в процесі розкриття при бурінні може привести до неправильних висновків про дійсну промислову нафтогазонасиченість об’єкту і навіть до того, що деякі продуктивні горизонти можуть бути не виділені.

У нафтопромисловій практиці були випадки, коли із свердловин з хорошими ознаками нафтогазоносності, які були встановлені в процесі буріння, після їх вводу в експлуатацію або зовсім не одержано, або одержано низькі припливи [1].

У результаті низької якості розкриття продуктивного пласта зменшуються видобувні властивості свердловин, погіршується приплив рідини і газу із малопроникних шарів пласта, знижується дренувальний об’єм, а в результаті і коефіцієнт нафтовіддачі. Це зумовлює необхідність створення підвищених депресій при освоєнні і роботі свердловин, що негативно впливає на експлуатацію покладів, колектори яких є незцементовані, або слабо зцементовані.

Лабораторними дослідженнями, проведеними на природних і штучних кернах, встановлено, що проникаюча в пласт вода знижує природну проникність колектора до 50% і більше. Крім цього, лабораторні дослідження показали, що внаслідок добавки до промивної рідини різних реагентів, які покращують її структурно-механічні властивості, знижується природна проникність колектора.

Інститутом УкрНДГРУ були дослідженні закупорюючі властивості розчинів хімреагентів і солей. Було досліджено десять водяних розчинів хімічних реагентів і солей (хромати натрію або калію, КМЦ, КССБ, гіпан, ВЛР, ТПФН, Na₂CO₃, КМЦ + КССБ, CaCl₂, NaCl) різної концентрації. Для порівняння результатів досліджень було вивчено вплив технічної води на проникність породи.

Аналіз одержаних лабораторних даних показав, що всі досліджувані хімічні реагенти у різній мірі знижують проникність породи. Найбільше закупорення пористого середовища одержують при використанні гіпану, Na₂CO₃, УЩР, КССБ, ТПФН та ін. Їх водяні розчини понижують проникність породи більше як технічна вода, після якої коефіцієнт відновлення складає 60%.

Після прокачування розчину гіпану 10%-ої концентрації зразки керну стали практично непроникливими.

Було встановлено, що з усіх досліджуваних розчинів реагентів і солей найменше знижують проникливість породи хромати калію або натрію і хлористий кальцій.

У результаті застосування глинистих розчинів в цілому ряді випадків внаслідок кольматації зменшується природна проникність привибійної зони пласта, що викликає кратне зниження продуктивності свердловин.

На основі досліджень, проведених УкрНДГРУ, було зроблено наступні висновки: після розкриття продуктивного пласта з вихідними проникностями 0.1-0.5 і 1-2 мкм² проникність зменшилась, відповідно, на 50-30 і 25-20%.

У таблиці 1.1 приведені дані, які свідчать про різке зниження коефіцієнтів продуктивності свердловин Майкопського газоконденсатного родовища після закачування розчину.

Як видно з таблиці 1.1, коефіцієнт продуктивності свердловин після закачування глинистого розчину в більшості випадків знизився більше як 2,5, а для окремих свердловин в 3,5-4 рази.

На фільтраційну характеристику колектора великий вплив здійснює кількість проникного в пласт фільтрату і промивної рідини.

Таблиця 1.1 — Коефіцієнти продуктивності

Номер сверд-ловини	Час дії розчину, діб	Час від вводу свердловини в експлуатацію до початку досліджень	Коефіцієнт продуктивності, м^3 (0,1 МПа/добу)
до задавки	після задавки
			68,3	24,0	2,0
			32,3	12,6	2,6
			263,7	54,2	4,8
			215,7	90,2	2,4
			121,0	35,5	3,4
			80,5	20,4	3,9
			120,0	16,5	7,3
			232,1	85,9	2,7
			157,5	54,1	2,9

 

Діаметр зони проникнення в пласт фільтрату може досягати значних розмірів (таблиця 1.2), він залежить від геолого-фізичних властивостей пласта, якості промивної рідини, часу розкриття, перепаду тиску та ін.

 

Таблиця 1.2 — Діаметри зони проникнення фільтрату

Номер свердловини	Діаметр зони проникнення фільтрату, м	Глибина свердловини, м
	6,5	3028-3032
	5,2	3054-3062
	4,4	2862-2867
	3,43	3153-3155
	6,5	3305-3309

 

Глибина проникнення фільтрату і промивної рідини в пласт та її кількість в значній мірі визначається перепадом тиску на пласт в процесі його розкриття. Як правило, продуктивні пласти розкриваються з тиском, який значно перевищує пластовий.

Так, наприклад, на площах Передкарпаття (Ольховська, Росільна, Рожнятів) репресії на пласт при бурінні досягали 15-20 МПа, а зони проникнення досягали 1м [1].

Вказане явище збільшується при значних коливаннях тисків в свердловині в процесі спуско-підйомних операцій. Інтенсивність зміни гідродинамічного тиску збільшується із збільшенням глибини свердловини, швидкості піднімання або спуску інструменту, в’язкості і статичної напруги зсуву промивної рідини та зі зменшенням зазору між стінкою свердловини та інструментом. За даними деяких дослідників під час спуску інструменту в свердловині може виникнути тиск рівний гідростатичному, що може привести до гідравлічного розриву пласта, і, в результаті, проникнення в пласт великої кількості промивної рідини.

Найбільше проникнення фільтрату і твердої фази промивної рідини відбувається в процесі розкриття тріщинуватих колекторів. По Речицькому родовищу (Білорусія) глибина проникнення бурового розчину досягала 20-70 м [2].

Приведені приклади показують, що проникнення в пласт фільтрату і бурового розчину негативно впливають на його колекторські властивості, в результаті збільшується час освоєння свердловин, знижується їх продуктивність, нерівномірно розробляється поклад, знижується коефіцієнт нафтовіддачі, а на розвідувальних площах з цієї причини, як уже відзначалось, можуть бути не виявлені окремі пропластки і цілі пласти.