МЕТОДИКА ВИБОРУ МЕТОДУ ВХОДЖЕННЯ У ПРОДУКТИВНИЙ ПОКЛАД

При виборі методу входження у продуктивний поклад доцільно дотримуватися наступної методики.

А. Оцінити товщини продуктивного покладу, який буде буритись, та вияснити кількість проникних пластів в інтервалі від покрівлі покладу до проектної глибини свердловини.

Б. Вияснити характер насиченості проникних пластів продуктивного покладу та вирішити, які методи входження прийнятні для даної конкретної ситуації. Так, якщо весь продуктивний поклад представлений єдиним пластом, насиченим тільки однією рідиною (наприклад, тільки газом або тільки нафтою), можна використати усі методи. Якщо ж чергуються, скажімо, нафтоносні пласти з водоносними або в одному проникному пласті містяться дві або три рідини, для входження можуть використовуватися тільки перший та четвертий методи.

В. Якщо розкриттю підлягає масивний продуктивний поклад (тобто товща великої потужності — у декілька сотень метрів та більше, — насичена однією рідиною, звичайно газом), оцінити можливість одночасного пробурювання всієї товщини без перекриття верхньої її частини проміжною колоною.

У масивних газових покладах коефіцієнт аномальності пластового тиску суттєво змінюється за потужністю інтервалу, що розглядається: коефіцієнт аномальності К_а.в. у покрівлі часто значно більшій ніж коефіцієнт аномальності К_а.н. поблизу підошви.

Для розкриття бурінням верхньої частини такого покладу для запобігання проявів із пласта відносна густина промивної рідини повинна бути:

. (10.1)

Рідину з такою густиною можна використовувати при розбурюванні всієї потужності масивного покладу лише у тому випадку, коли тиск стовпа менше тиску поглинання у нижній і середній частинах товщі, тобто, якщо

, (10.2)

де K_п.н.— індекс тиску поглинання у нижньому інтервалі масивного покладу.

У тих випадках, коли ця остання умова не виконується, розкриття всієї потужності масивного покладу одразу — недопустиме, так як виникає поглинання важкої промивної рідини у нижню частину покладу, слідом за яким може початися газопрояв із верхніх інтервалів.

У подібних ситуаціях до розкриття нижнього інтервалу покладу бурінням верхній інтервал необхідно перекрити обсадною колоною і надійно герметизувати. Після цього необхідно зменшити густину промивної рідини та лише тоді розкривати нижній інтервал.

Г. Оцінити характер зміни колекторських властивостей за потужністю продуктивного покладу. Якщо проникність суттєво не зміниться, можна застосувати усі методи входження, але віддавати перевагу другому, третьому або п’ятому. Якщо ж проникність одних продуктивних пластів сильно відрізняється від проникності інших, доцільно використовувати перший або четвертий методи, які дозволяють вибірково одержати приплив із будь-якої частини продуктивного покладу.

Д. Оцінити стійкість порід продуктивного покладу. Якщо породи добре зцементовані та немає підстав побоюватися, що як у процесі буріння, так і при тривалій експлуатації вони почнуть руйнуватися, доцільно застосувати другий метод входження. Якщо породи не досить стійкі і при експлуатації разом з потоком рідини можливий виніс частинок колектора, краще використати третій або п’ятий методи. У випадку нестійких порід, які можуть руйнуватися навіть у процесі буріння, придатні в основному тільки перший та четвертий методи.

Е. Врахувати співвідношення коефіцієнтів аномальності пластових тисків у продуктивному покладі та у розміщених вище нього проникних горизонтах та оцінити можливий ступінь забруднення продуктивних пластів промивною рідиною та її фільтратом, а також тампонажним розчином у період буріння та кріплення свердловини при кожному із тих методів входження, які при врахуванні усіх згаданих вище факторів можуть бути використані у даному продуктивному покладі.

Остаточне рішення на користь того або іншого методу повинне прийматися з врахуванням економічних факторів.

11 ОЦІНКА ЯКОСТІ РОЗКРИТТЯ ПРОДУКТИВНИХ ВІДКЛАДІВ ПРИ БУРІННІ СВЕРДЛОВИН

Оцінка якості розкриття продуктивних відкладів на площах Передкарпаття (Ольхівська, Росільнянська, Битків-Пасічнянська та Рожнятівська) за результатами геофізичних досліджень, промислових та інших даних дозволила встановити, що їх розкрили із значною репресією на пласт, яка досягала в окремих випадках 15-20 МПа, у результаті чого у пласти, розміщені нижче зон АВПТ, задавлювали буровий розчин. Радіус зони проникнення бурового розчину у пласти-колектори, розрахований за формулою К.Ф.Пауса, у більшості випадків був 0,4 - 0,8 м. Для вторинного розкриття пластів використовували кумулятивні перфоратори ПКС-106, ПКС-80, ПКС-65, ПКО-69.

У таблиці 11.1 приведені дані про довжину перфораційних каналів, які створюються у породі, для кумулятивних перфораторів різних типів у випадку перфорації при тиску 30 МПа та міцності скелету породи 45 МПа.

Тип пер- форатора	Діаметр об-садної колони, мм	Максимальна маса заряду, кг	Довжина перфораційно-го заряду, м
ПКС-105Т	146-178	0,05	0,24
ПКС-80Т	114-146	0,021	0,13
ПКС-65Т	89-114	0,019	0,08
ПКО-89	127-178	0,05	0,21

Таблиця 11.1 — Дані про довжину перфораційних каналів, які створюються у породі, для кумулятивних перфораторів

Порівняння розрахункового радіусу зон проникнення бурового розчину у пласти з довжиною перфораційних каналів, які створюються у породі, показує, що довжина їх на 0,2-0,7 м менше цього радіуса, тобто якість вторинного розкриття продуктивних відкладів на цих площах, як і первинного, низька. Створення великої репресії на продуктивні пласти і мала вирішальна здатність перфораторів, що використовуються, стала причиною відсутності або малої інтенсивності припливу флюїдів із пластів, про газонафтонасиченість яких був позитивний висновок. Як приклад можна привести свердловину №2 — Космач-Покутську, яка розкрила на глибині 3070-3143 м газоносний, за геофізичними даними, пласт. При випробовуванні цієї свердловини одержали непромисловий приплив газу. Не одержано припливу із свердловини №1 — Лопушна, №9 — Сливки, №903 — Пасічна, хоча за даними випробування за допомогою ОПТ та КИИ-146 ці свердловини розкрили нафтоносні відклади. Порівняння градієнтів тисків стовпа бурового розчину та порового тиску для вказаних свердловин показало, що при розкритті продуктивних відкладів репресія на пласт становила 7,0-11,5 МПа при радіусі зони проникнення 0,6-0,9 м, тобто якість розкриття пластів була низькою.

Причиною низької якості розкриття продуктивних відкладів на площах Передкарпаття є відсутність даних з прогнозування зон АВПТ при бурінні свердловин.

На площах Передкарпаття при розкритті порід-покришок градієнти порового тиску значно вищі градієнтів тиску стовпа бурового розчину. Для запобігання ускладнень, які виникають при розбурюванні таких порід, буровий розчин обважнювали, а продуктивні відклади, які залягають нижче, розкривали без зміни його показників, що зумовило проникнення розчину у пласт на велику глибину, особливо в інтервалах залягання тріщинуватих колекторів.

Наприклад, при порівнянні градієнтів порового тиску та тиску стовпа бурового розчину на свердловинах № 1, 2, 3 та 5 Рожнятівської площі встановлено, що максимальні значення порового тиску характерні для порід-покришок поляницької та бистрицької свит. У свердловині №5 градієнт порового тиску становив МПа/м, для інших свердловин знаходився у межах МПа/м. При розбурюванні цих відкладів часто виникали ускладнення (осипи, обвали порід, які складають стінки свердловини, прихвати бурової колони, газування бурового розчину). Як правило, ці ускладнення виникали у зонах перевищення гідростатичного тиску над поровим. Зони АВПТ проміжною колоною повністю не перекривались. Повсякчасне газування бурового розчину примушувало обважнювати його, через що продуктивні відклади розкривали з репресією на пласт, яка досягала 18¼20 МПа. У результаті значного перепаду між тиском у свердловині і продуктивних пластах утворилась зона глибокого проникнення бурового розчину, радіус якого досягав 1 м. Низька якість розкриття продуктивних відкладів на цій площі привело до того, що, не дивлячись на повсякчасні газопрояви, при випробуванні свердловин промислового припливу не одержано.

Таким чином, прогнозування зон АВПТ, порівняння градієнтів тиску стовпа бурового розчину і порового тиску, визначення радіуса зони проникнення бурового розчину у пласт-колектор з врахуванням його колекторських властивостей дозволяють стверджувати, що якість розкриття продуктивних відкладів на більшості свердловинах Передкарпаття є низькою. На підставі одержаних даних рекомендується у пробурених свердловинах (площі Ольхівка, Рожнятів) розбурювати цементний міст та провести повторне дослідження продуктивних пластів. Для підвищення ефективності пошуково-розвідувального буріння в умовах Передкарпаття необхідно проводити геофізичні та лабораторні дослідження з метою прогнозування та виявлення зон АВПТ, враховуючи результати цих досліджень при спуску проміжної колони.

Читайте також:

<== попередня сторінка	\|	наступна сторінка ==>
Методи ВХОДЖЕННЯ у ПРОДУКТИВНІ ПЛАСТИ	\|	ЛАБОРАТОРНА РОБОТА № 1

Не знайшли потрібну інформацію? Скористайтесь пошуком google:

Генерація сторінки за: 0.007 сек.