Вскрытие, опробование продуктивных пластов и испытание скважин

Нефтяные и газовые пласты должны вскрываться на буровом растворе, исключающем возможность проникновения в пласт его фильтрата и создающем минимальное противодавление на пласт. При несоблюдении этих условий может произойти значительное снижение продуктивности скважины, а в ряде случаев продуктив­ный пласт может быть пропущен.

Вредное влияние фильтрата промывочной жидкости на про­дуктивность нефтяных или газовых пластов проявляется в сле­дующем. Вода (фильтрат), проникая в пласт, удерживается в по­ристой среде капиллярными силами и для ее вытеснения из по-ровых каналов необходимо создать значительный перепад давле­ния. Но даже при этих условиях вода из поровых каналов вытес­няется только частично. Это явление приводит к снижению про­ницаемости пласта в призабойной зоне и затрудняет продвижение нефти или газа к скважине. Еще значительнее влияет на коллек-торские свойства пресная техническая вода. Она, проникая в пласт, не только удерживается в нем капиллярными силами, но и вызы­вает разбухание глинистых частиц, содержащихся в продуктивных коллекторах, и тем самым приводит к снижению проницаемости пласта в призабойной зоне. Наиболее значительно разбухание глинистых частиц влияет на снижение проницаемости полимикто-вых коллекторов.

В настоящее время вскрытие пластов производится также на газообразных агентах, двухфазных и трехфазных пенах при мест­ной циркуляции. Однако эти методы еще не получили широкого распространения. Наиболее благоприятными будут условия для вскрытия пластов при равновесии между пластовым и гидроста-.тическим давлением, что обеспечивает сохранность естественной проницаемости коллектора. Условия равновесия можно создать при применении вращающегося ротор-превентора и других техни­ческих средств, обеспечивающих надежную герметизацию устья скважины и регулирование давления в ней на уровне пластового.

Вредное влияние на продуктивность пласта оказывает проник­новение в него цементного раствора во время цементирования эксплуатационной колонны. Цементный раствор проникает в поры и трещины пласта, затем, превращаясь в цементный камень, за­крывает их и тем самым значительно снижает проницаемость при-забойной зоны нефтегазоносных пластов. Наиболее эффективный метод предохранения пласта от влияния цемента — применение соответствующей конструкции скважины, исключающей сопри­косновение цементного раствора с продуктивным пластом.

При различных геолого-экономических условиях могут быть рекомендованы следующие конструкции скважин.

1. Продуктивный пласт и породы над ним вскрываются доло­том одного диаметра. В скважину до забоя спускается эксплуата­ционная колонна и цементируется. Связь скважины с пластом вос­станавливается перфорацией (рис. 81, а).

2. Продуктивный пласт и вышележащие породы так же, как и в предыдущем случае, вскрываются одним и тем же долотом. В скважину спускается эксплуатационная колонна с последую­щей манжетной заливкой цементом. Связь скважины с пластом происходит по заранее перфорированным отверстиям в колонне против нефтяного пласта (рис. 81, б).

3. Скважина бурится до продуктивного плгста. Затем спу­скается эксплуатационная колонна и цементируется. Вскрытие продуктивного пласта производится после цементирования ко­лонны долотом меньшего диаметра. Против нефтегазоносного пласта устанавливается перфорированный хвостовик (рис. 81, в).

4. Как и в предыдущем случае, эксплуатационная колонна спускается и цементируется до вскрытия пласта. Пласт вскры^

вается долотом меньшего диаметра и эксплуатируется с открытым стволом (рис. 81, г).

Конструкция первого типа применяется тогда, когда физико-геологические условия продуктивного пласта позволяют вскры­вать его промывочной жидкостью, на которой бурился весь ствол скважины, а также если цементирование эксплуатационной ко­лонны не окажет на продуктивность пласта существенного "отри­цательного влияния.

Конструкция второго типа применяется в том случае, если допустимо вскрывать пласт той же промывочной жидкостью, кото­рой бурился весь ствол скважины, но цементирование колонны приводит к резкому снижению производительности скважины.

Конструкции третьего и четвертого типов применяются при необходимости вскрытия продуктивного пласта на иной промы­вочной жидкости, чем та, на которой бурился весь ствол скважины. Если ствол скважины сложен неустойчивыми породами, спу­скают хвостовик (третий тип), при устойчивых породах скважина опробовается с открытым стволом (четвертый тип).

Перфорация обсадной колонны производится для восстановле­ния сообщения скважины с пластом после спуска и цементирова­ния эксплуатационной колонны. Ниже даются рекомендации по выбору интервалов перфорации, разработанные авторами.

Вгли песчаный пласт насыщен в верхней части нефтью, а в по­дошве — водой и по данным геофизических исследований уста­новлено положение ВНК, то нижнее отверстие интервала перфо­рации во избежание быстрого обводнения скважины должно быть расположено на расстоянии не менее 4 м от ВНК (рис. 82, а).

Расстояние это может быть меньше 4 м, если над ВНК есть прослой глины, который может оказаться экраном на пути воды к нижним дырам перфорации.

В карбонатных трещиноватых пластах, также не полностью насыщенных нефтью, нижние отверстия перфорации следует рас­полагать от ВНК несколько выше, чем в песчаных пластах, — на расстоянии 6—10 м над ним (рис. 82, б). Это особенно необхо­димо учитывать для пластов с низкими коллекторскими свой­ствами, при освоении и эксплуатации которых будут производиться солянокислотная обработка или гидроразрыв.

Для пластов, насыщенных в верхней части газом, а в нижней— нефтью, перфорации подлежит нижняя нефтяная его часть, при­чем верхнее отверстие должно быть удалено от ГНК на 6—10 м, т. е. больше, чем от ВНК, так как газ значительно подвижнее воды и скорее может прорваться в интервал перфорации (рис. 82, б).

В тех случаях, когда в верхней части нефтяного пласта имеется свободный газ, а снизу установлена вода, интервал перфорации должен располагаться в середине нефтенасыщенной части пласта (рис. 82, г). Нижнее и верхнее отверстия должны быть на соответ­ствующих расстояниях от ВНК и ГНК, о которых говорилось выше.

Полностью насыщенные нефтью или газом пласты, имеющие значительную расчлененность, следует перфорировать на всю их мощность (рис. 82, д). При наличии монолитного пласта с хо­рошими коллекторскими свойствами и водонапорным режимом следует перфорировать 1/3—2/3 верхней части пласта (рис. 82, е). Это обеспечит продление безводного периода эксплуатации сква­жины, особенно для залежей, приуроченных к пологим платфор­менным складкам. Некоторые исследователи считают, что при неполкой перфорации продуктивного пласта могут быть большие потери нефти, так как проницаемость в направлении, перпендику­лярном к напластованию, хуже, чем по напластованию. Это поло­жение справедливо только для пластов, обладающих значительной неоднородностью. Опыт разработки залежей в пластах с хоро­шими коллекторскими свойствами и слабой расчлененностью свидетельствует о том, что в пластах, перфорированных только в верхней части, в процессе разработки происходит равномерный подъем ВНК по всей площади и обеспечивается высокий коэффи­циент нефтеотдачи.

Если в нижней части нефтяного пласта встречаются маломощ­ные прослои плотных пород, желательно нижние отверстия пер­форации располагать над этими прослоями (рис. 82, ж). При на­личии газовой шапки для предупреждения быстрого прорыва газа в скважину рекомендуется верхние отверстия перфорации располагать под плотными прослоями, установленными ниже ГНК.

Прострел эксплуатационной колонны производится кумулятив­ными, пулевыми и торпедными перфораторами. Кумулятивная перфорация значительно эффективнее вскрывает продуктивные 200

пласты, в связи с чем этот вид прострелов почти полностью заме­нил пулевую и торпедную перфорации.

При перфорации продуктивных пластов важное значение имеет плотность отверстий на 1 м пласта. От этого во многом зависит продуктивность скважин. Плотность отверстий принимается в за­висимости от характера коллектора. Для хорошо проницаемых песчаных пластов при кумулятивной перфорации делают неболь­шое число отверстий, обычно 4—6 на 1 м интервала перфорации. При сравнительно неоднородных коллекторах, как песчаных, так и карбонатных, применяется перфорация с плотностью до 20 от­верстий на 1 м. Неоднородные пласты с низкими коллекторскими свойствами перфорируются с плотностью до 30—40 отверстий на 1 м. Примерно такую же плотность отверстий можно рекомен­довать при пулевой перфорации. При торпедной перфорации — 4—8 отверстий на 1 м.

После перфорации продуктивных пластов необходимо вызвать приток из пласта. Это достигается уменьшением давления в стволе скважины ниже пластового давления. Процесс этот получил название освоения скважины. Методика освоения скважин раз­лична и зависит от физико-геологических свойств коллектора и характера его насыщения.

Первой операцией в процессе освоения скважины является замена промывочной жидкости (глинистого раствора), на которой производилась перфорация скважины, водой. При освоении вы­сокопродуктивных пластов многие скважины в процессе промывки, т. е. замены глинистого раствора водой, или по ее окончании на­чинают проявляться нефтью или газом и затем переходят на фон-танирование. В большинстве случаев замены глинистого раствора на воду бывает недостаточно для освоения скважины. Приток нефти или газа из таких пластов может быть получен путем сни­жения уровня жидкости в скважине. Снижение уровня произво­дится компрессором или путем свабирования. В настоящее время на практике свабирование применяется очень редко, так как это трудоемкий метод и при использовании его происходит загрязне­ние глинистым раствором и нефтью территории, на которой рас­положена скважина.

При освоении скважины компрессором сжатый воздух подается в затрубное пространство, откуда он поступает через рабочие муфты и пусковой клапан в насосно-компрессорные трубы. Бла­годаря этому происходит разгазирование жидкости в трубах и выбрасывание ее из скважины. В результате снижается давление на пласт, и нефть или газ начинают поступать в скважину. За­качка воздуха компрессором в затрубное пространство продол­жается до перехода скважины на фонтанирование или до полной замены технической воды нефтью (пластовой водой) в трубах и в затрубном пространстве.

При освоении скважины свабированием снижение столба жидко­сти в насосно-компрессорных трубах происходит за счет периоди-

ческого спуска и подъема на тартальном канате сваба (поршня). Во время спуска жидкость проходит через открытый клапан сваба. При подъеме клапан закрывается и весь столб жидкости над сва-бом выбрасывается из скважины. Таким образом обеспечивается снижение давления на пласт и осуществляется вызов притока нефти или газа из него.

По окончании освоения скважины ее необходимо испытать с целью определения дебита, продуктивности, пластового давления и т. п. Для нефтяных скважин должны быть также установлены газовый фактор, процент обводненности и давление насыщения.

Фонтанные скважины рекомендуется испытывать на трех раз­личных режимах с замером всех необходимых параметров. При испытании необходимо отбирать пробы нефти, газа и воды, как при атмосферных условиях, так и при пластовых.

Нефонтанирующие скважины обычно исследуются методом прослеживания уровня. Большой эффект достигается при иссле­довании таких скважин после установки станков-качалок или после спуска электропогружных насосов.

При освоении продуктивных пластов, сложенных карбонат­ными коллекторами с низкими коллекторскими свойствами, для увеличения продуктивности пластов следует производить их обработку соляной кислотой. В отдельных случаях при освоении пластов, состоящих из песчаников, для увеличения дебитов сква­жин можно рекомендовать гидроразрыв пласта.

ГЛАВА II