Технология опробования перспективных горизонтов.

Нефть или газ добывают из залежи. Так как подавляющее большинство известных месторождений нефти и газа приурочено к породам осадочного комплекса, то наи­более распространенной формой залежи является продуктив­ный пласт. Продуктивным называется пласт, из которого при существующих методах экономически целесообразно до­бывать нефть (газ) в промышленных масштабах. Порода, слагающая продуктивный пласт и насыщенная нефтью (га­зом), называется коллектором.

Для того чтобы вмещать нефть (газ) и выделять их в до­статочных количествах в скважину, вскрывшую нефтегазо­вую залежь, порода-коллектор должна обладать определенны­ми свойствами. Наиболее важными ее характеристиками яв­ляются пористость (трещиноватость) и проницаемость.

Пористость, как и трещиноватость, — текстурный при­знак горной породы. Под пористостью следует понимать парагенетические нарушения сплошности минерального карка­са горной породы, выражающиеся в наличии множественных зазоров между минеральными зернами или их агрегатами.

По систематизации, предложенной И.М. Губкиным, в за­висимости от размеров поры подразделяются на сверхкапил­лярные (диаметр более 0,5 мм), капиллярные (диаметр от 0,5 мм до 2 мкм) и субкапиллярные (диаметр менее 2 мкм). Со­вокупность пор образует норовое пространство, форма ко­торого зависит от формы и размера отдельных пор и их взаимосвязи. Пористость определяет свободную емкость гор­ной породы и ее способность вмещать жидкие и газообраз­ные агенты. Коллекторские свойства горной породы зависят от структуры норового пространства.

Принято различать три вида пористости: абсолютную, или физическую; эффективную и динамическую.

Под абсолютной пористостью понимают суммарный объ­ем всех пустот (пор) в горной породе. Эффективная порис­тость включает объем только тех пор, которые сообщаются между собой и в связи с этим могут служить норовыми кана­лами для перетока (фильтрации) жидкости или газа. Динами­ческая пористость — характеристика нефтесодержащей по­роды, она оценивается по объему свободной жидкости в по­рах, способной к замещению.

Количественной характеристикой абсолютной и эффек­тивной пористости являются коэффициенты пористости. Ко­эффициенты абсолютной пористости выражают отношение (в %) суммарного объема пор к объему породы:

.

Коэффициент эффективной пористости равен отношению (в %) эффективного объема пор к объему породы:

Значение коэффициента абсолютной пористости продук­тивных пластов колеблется в весьма широких пределах (от 5 до 40 %). Теоретическая абсолютная пористость имитирован­ного грунта, сложенного из шаров одинакового диаметра, может достигать 47,6 %. Эффективная пористость всегда ни­же абсолютной.

Под трещиноватостью горной породы следует понимать интенсивность развития трещин в массиве (или выделенном

объеме) горной породы. Трещиной называется плоский раз­рыв сплошности среды. Количественную оценку трещиноватости горной породы можно проводить по отношению одно­го из показателей трещин (количество, их длина и т.п.) к единице длины, площади или объема горной породы. При определении пористости горной породы трещиноватость может учитываться единым показателем — коэффициентом по­ристости.

Проницаемость горной породы — это физическое ее свойство, выражающееся в способности пропускать под дей­ствием перепада давления жидкость или газ без нарушения минерального каркаса. С проницаемостью горной породы связано явление фильтрации, т.е. перемещение жидкости или газа в пористой среде по поровым каналам, образованным сообщающимися между собой порами или трещинами. При­нято различать проницаемость абсолютную, эффективную и относительную. Абсолютная проницаемость — это физичес­кое свойство экстрагированной и высушенной породы, вы­ражающееся в способности пропускать газ. Эффективная (фазовая) проницаемость — это способность пористой среды пропускать через себя одну из фаз (жидкость, газ) при мно­гофазном заполнении. Относительная проницаемость опреде­ляется как отношение эффективной проницаемости для неф­ти, воды или газа к абсолютной.

Количественно проницаемость оценивается коэффициен­том проницаемости к_п_, который в формуле Дарси выражает характер зависимости скорости фильтрации от градиента перепада давления:

где 𝛍 — вязкость фильтрующегося флюида.

Коэффициент проницаемости имеет размерность площа­ди (м²).

Проницаемость горной породы зависит как от размеров пор, так и от состава и свойств фильтрующихся сред, кото­рые определяют характер и интенсивность их взаимодейст­вия с породой. По каналам, образованным с верх капиллярны­ми порами, жидкость может свободно перемещаться. Движе­ние жидкости и газа по капиллярным каналам в значитель­ной степени подвержено действию поверхностных сил на контакте жидкость — порода. В породах с субкапиллярными порами сказывается определяющее влияние молекулярных сил и жидкость остается неподвижной. В связи с этим осадочные породы делятся на проницаемые, полупроницаемые и практически непроницаемые. Проницаемые породы имеют эффективную пористость выше 20 % и коэффициент прони­цаемости от сотых долей до нескольких квадратных микро­метров. В полупроницаемых породах большая часть пор име­ет субкапиллярные размеры. Коэффициент проницаемости для них находится в пределах (0,1 — 10)10³ мкм². Практически непроницаемые породы имеют субкапиллярную и закрытую пористость и проницаемость ниже 0,1 • 10³ мкм".

Чтобы пласт можно было отнести к продуктивным, поро­да-коллектор должна иметь промышленные запасы и обеспе­чивать промышленную нефтегазоотдачу. Удельное содержа­ние полезного ископаемого [нефти или газа) зависит от мно­гих факторов, и в том числе от пористости породы, а нефте-газоотдача — в первую очередь от проницаемости породы и энергии пласта. Считается, что эффективная пористость по­роды-коллектора промышленного пласта должна быть выше 5 %, а проницаемость — не ниже 1 * 10'³ мкм². По величине эффективной пористости породы могут быть подразделены (по И.О. Броду) на коллекторы: большой емкости (эффектив­ная пористость выше 15 %), средней емкости (эффективная пористость от 5 до 15 %), малой емкости (эффективная пори­стость ниже 5 %). Проницаемость средних пород-корллекторов находится в пределах от 5*10³ до 1 мкм".

 

Контрольные вопросы:

1.Что такое заканчивание скважин?

2. Что такое пористость?

3. Сколько существует схем вскрытия продуктивных пластов?

 

Литература

!. Ангелопуло О.К., Подгорное В.М., Аваков В.Э. Буровые растворы для осложненных условий,— М.: Недра 1988.

2. Аскеров Л1.Л1., Сулейманов А.Б. Ремонт скважин: Справ, пособие. — М: Недра 1993.

3. Броун СИ. Нефть, газ и эргономика. — М.: Недра. 1988.

4. Броун СИ. Охрана труда в бурении. — М.: Недра. 1981

5. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению: В 3 т.: 2-е изд.. пере раб. и доп. — М: Недра 1993—1995. — Т. 1—3.

6. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважи­не. - М: Недра. 1990.

7. Варламов П.С Испытатели пластов многоциклового действия. — М.: Недра. 19В2.

8. Геолого-технологические исследованин в процессе бурения. РД 39-0147716-102-В?. - Уфа: ВНИИпромгеофизика. 1997.

9. Геолого-технологические исследования скважин / ЛМ. Чекалик, АС. Моисеенко. А.Ф. Шакиров и др. — М.: Недра 1993.

 

Лекция 14

Тема:.

План: 1. Технология опробования перспективных горизонтов.

2. Цели и способы крепления скважин.

3.Принципы проектирования конструкции скважины.

 

1. Технология опробования перспективных горизонтов.

Для оценки промышленной нефтегазоносности вскрытого сква­жиной геологического разреза проводит специальные исследования, объем и методы которых зависят от целевого назначения скважины. Эти ис­следования направлены на решение следующих задач: определение нефте­газоносности отдельных интервалов и предварительную оценку их про­мышленной значимости, получение достоверных данных для подсчета запа­сов и последующего проектирования системы разработки месторождений, определение эксплуатационных характеристик пласта.

Для оценки продуктивности разреза применяю! косвенные и прямые методы. Косвенные методы позволяют получить характеристики, косвен­ным образом указывающие на присутствие нефти или газа в исследо­ванном интервале. К косвенным методам относят оперативный геологи­ческий контроль в процессе бурения и геофизические методы исследова­ния в скважине. Прямые методы базируются на непосредственных свиде­тельствах о присутствии нефти или газа (отбор пробы, получение при­тока и т.д.). Прямые методы требуют вызова притока нефти или газа из пласта.

Наиболее полную информацию об исследуемых нефтегазовых объек­тах можно получить при использовании прямых методов, т.е. основанных на вызове притока из пласта. В задачу исследования прямым методом входят такие вопросы, как выявление возможности получении притока нефти или газа из исследуемого объекта, отбор проб пластовой жидкости для изучения ее состава и свойств, установления соотношения компонен­тов в пластовом флюиде, оценка возможного дебита из исследуемого объ­екта, измерение пластового давлении, получение исходных данных для первоначальной оценки коллекторских свойств объекта, вскрытого сква­жиной.

В группе прямых методов выделяют стационарные и экс пресс-методы. Стационарные методы предполагают, что исследование проводят на установившемся режиме фильтрации. Например, метод пробной эксплуатации предусматривает наблюдения в течение длительного времени (до 1 мес и более), при использовании метода установившихся отборов наблюдение и измерения проводят на нескольких режимах, доведенных до стабилизации притока, позволяют получить характеристику пласта и эксплуатационных возможностей скважины.

Исследования по экспресс-методу требуют значительно меньше вре­мени. В его основе лежит контроль за восстановлением давления в ограни­ченном объеме, сообщающемся с продуктивным пластом после вызова при­тока из него.

Иногда для малодебитных скважин применяют экспресс-метод иссле­дования на приток, когда его контролируют по восстановлению предвари­тельно сниженного уровня жидкости в скважине.

По технологии, применяемым техническим средствам и объему полу­чаемой информации исследования по экс пресс-метод у можно подразделить на испытание и опробование.

Задача опробования — вызвать приток флюида из пласта, отобрать его пробу дли анализа, определить свободный дебит скважины. При проведе­нии испытаний ставятся более широкие задачи.

Практикуют два метода испытания скважин: «снизу вверх» и «сверху вниз».

При использовании метода «снизу вверх» скважину доводят до про­ектной глубины, закрепляют обсадной колонной и цементной оболочкой за ней. Испытания начинают с нижнего объекта, для чего обсадную колонну против этого пласта перфорируют, осуществляют вызов притока, отбирают пробы пластовой жидкости и проводят необходимые измерения. После за­вершения испытания нижнего объекта устанавливают цементный мост или резиновый тампон выше перфорированного участка, рассчитанный на пе­репад давления до 25 МПа. Затем перфорируют обсадную колонну напро­тив выше расположенного объекта, испытывают его и переходят к сле­дующему объекту, перемещаясь вверх. Отсюда и название метода «снизу вверх».

Этот метод продолжают применять в настоящее время, хотя он имеет существенные недостатки: загрязняются в открытом стволе пройденные при добуривании скважины пласты; возможны искажение результатов ис­следования, а иногда и пропуски продуктивных горизонтов с низким пла­стовым давлением; необходимо спускать и цементировать обсадную колон­ну для разобщения опробуемых объектов.

Для устранения отмеченных недостатков созданы специальные изме­рительные инструменты, которые позволяют опробовать и испытать каж­дый объект в открытом стволе скважины сразу же после вскрытия. С со­зданием таких инструментов появился новый способ, получивший название метода «сверху вниз».

Для его реализации используют различные глубинные инструменты, которые по конструктивному исполнению, особенностям применения и назначению можно условно разделить на три типа: 1) пласто испытатели, спускаемые в скважину на колонне труб; 2) аппараты, сбрасывае­мые внутрь колонны бурильных труб сразу после вскрытия бурением на­меченною объекта; 3) аппараты, спускаемые в скважину на каротажном кабеле.

Наиболее полную информацию об исследуемом пласте получают с помощью пласто испытателя на колонне труб. Аппараты второго и третьего типов позволяют выполнить лишь опробование пласта, поэтому их обычно называют опробователями.

Сбрасываемый внутрь бурильной колонны опробователь позволяет вызывать приток сразу после вскрытия продуктивного пласта и отбирать пробу пластовой жидкости. Для этого над долотом устанавливают специ­альное пакерующее устройство, которое при промывке скважины не пре­пятствует циркуляции бурового раствора по затрубному кольцевому зазору (рис. 10.1, этан /).

После спуска опробователя в пакерующее устройство открываются каналы, по которым буровой раствор под давлением подается под паке-рующий элемент и вызывает ею расширение вплоть до полного контакта со стенками ствола скважины и перекрытия кольцевою зазора; происходит изоляции призабойной зоны скважины от остального ствола (рис. 10.1, этап //). С повышением давлении внутри бурильной колонны открывается кла­пан в опробователе и давление в подпакерной зоне резко понижается, в результате чего пластовый флюид проникает в скважину (рис. 10.1, этап III) и попадает в опробователь. Одновременно регистрирующим маномет­ром записывается кривая восстановлении давлении.

По истечении времени, отъеденною для опробования пласта, давление в бурильной колонне снижают, в результате чего закрывается клапан в опробователе и пакер постепенно возвращается в исходное положение. Опробователь захватывают овершотом и поднимают с помощью каната на по­верхность. Иногда его извлекают на поверхность вместе с бурильной ко­лонной.

Опробователь, спускаемый на каротажном кабеле, применяют тогда, когда необходимо исследовать пласт на отдельных уровнях, например, для оценки изменения проницаемости пласт по мощности, для определения положения границы пластовой воды и нефти и т.п.

 

Рис. 10.1. Этапы (/-///) работы опро-бо в а теля, сбрасываемою внутрь бу­рильной колонны:

1 — шлипсовая головка; 2 — грунто-носка; 3 — седло запорного устройст­ва; 4 — впускное окно; 5 — отсекатель; б — пакерующее устройство; 7 — нижнее седло опробователя; 8 — впу­скной клапан; 9 — долото

Из экспресс-методов, применяемых при исследованиях в сква­жине, наиболее распространен способ с использованием испытателя пла­стов, спускаемого на колонне труб.

Его применяют дли испытания объектов сразу после их вскрытия, и поэтому при соблюдении правильной технологии испытания он позволяет получить наиболее достоверную оценку незагрязненного буровым раство­ром пласта.

Испытатель пластов применяют и в обсаженных скважинах, в част­ности, при испытании пластов с низким пластовым давлением, для очист­ки призабойной зоны, дли испытания обсадных колонн на герметичность и выявления в них участков нарушения герметичности и при других рабо­тах, когда в ограниченном объеме ствола скважины надо создать депрес­сию.

Современный пласто испытатель включает инструменты, аппараты и приборы, скомпонованные воедино дли выполнения функций, необходи­мых при испытании пласта и проведении измерений. Такой испытатель на­зывают комплектом испытательных инструментов (КИИ). Применяю­щиеся в настоящее время комплекты пласт о испытателей разработаны со­вместно Грозненским и Уфимским нефтяными научно-исследовательскими институтами и носят название КИИ — ГрозУфНИИ. Имеется несколько типоразмеров пластоиспытателей, которые охватываю! весь диапазон диа­метров скважин от 76 до 295,3 мм