Основные направления сохранности коллекторских свойств продуктивных пластов и крепи скважин при вторичном вскрытии

 

Основными направлениями сохранности коллекторских свойств продуктивных пластов и крепи скважин при вторичном вскрытии являются обоснование и выбор приоритетных, в соответствие с геологическими условиями строения продуктивной залежи, технологии и метода вторичного вскрытия продуктивного пласта.

При выборе технологии вторичного вскрытия, в соответствие с геологическими особенностями продуктивного пласта, связанными с близким расположением водогазонефтяных контактов, необходимо обеспечить снижение воздействия процесса перфорации на крепь скважины за счет применении щадящих технологий вторичного вскрытия.

При выбранной технологии вторичного вскрытия должно отсутствовать сильное воздействие ударных нагрузок на обсадную колонну, приводящее к нарушению крепления скважины, образованию трещин в цементном кольце заколонного пространства, что может способствовать большой обводненности добываемого флюида при вызове притока из пласта или прорыву газа из близкорасположенных водогазонасыщенных пластов или пропластков.

Для обеспечения качественного вторичного вскрытия продуктивных пластов необходимо обеспечить высокий уровень гидродинамического совершенства скважины. С этой целью необходимо выбрать метод вторичного вскрытия продуктивного пласта, в соответствие с геологическими особенностями продуктивной залежи.

Повышение гидродинамического совершенства скважины по характеру вскрытия можно достичь за счет:

- снижения дополнительных гидродинамических сопротивлений вокруг перфорационных каналов путем применения специальных перфорационных жидкостей;

- увеличения глубины перфорационных каналов;

-применения перфорации в условиях депрессии на пласт;

- очистки ствола скважины перед вторичным вскрытием от компонентов технологических жидкостей, находящихся в эксплуатационной колонне («хвостовике»).

Основные требования к перфорационным жидкостям:

- сохранность коллекторских свойств;

- отсутствие твердой фазы (кроме гидропескоструйной перфорации).

Перед проведением вторичного вскрытия необходимо провести промывку ствола скважины для очистки от компонентов технологических жидкостей, находящихся в обсадной колонне с целью предотвращения их поступления в перфорационную жидкость, что может привести к загрязнению продуктивного пласта.

Для вторичного вскрытия продуктивных пластов наиболее приоритетным является метод вскрытия в условиях депрессии на пласт, с применением в качестве перфорационной жидкости пластового флюида.

Применение нефти при вторичном вскрытии нефтяной залежи в условиях депрессии на пласт обеспечивает сохранность коллекторских свойств, что по данным промыслового опыта, способствует широкому применению данного метода на производстве.

При вскрытии продуктивного пласта в условиях репрессии на пласт рекомендуются к применению перфорационные жидкости на углеводородной основе (РУО) и инвертно-эмульсионные растворы (ИЭР), где нефть занимает внешнюю оболочку, а внутри эмульсии солевой раствор, что обеспечивает высокий уровень сохранности коллекторских свойств.

Наряду с растворами на углеводородной основе перспективными и эффективными перфорационными жидкостями являются также специальные растворы на водной основе, обеспечивающие сохранность коллекторских свойств  продуктивного пласта.

Например, слабокислотные растворы, типа КПС-1, КПС-2 (с составом в водном растворе ортофосфорной кислоты в количестве 1,5-2,5%).

 Промысловый опыт применения слабокислотных перфорационных жидкостей для вторичного вскрытия на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» показал их высокую эффективность с точки зрения сохранности коллекторских свойств  продуктивного пласта и достижения проектных показателей добычи нефти при вводе скважин в эксплуатацию.

Для обоснования и выбора качественной перфорационной жидкости для конкретных геологических условий продуктивного пласта целесообразно использовать результаты лабораторных исследований по оценке коэффициента восстановления проницаемости после воздействия различных рецептур перфорационных жидкостей на коллектор с учетом влияния фильтратов буровых растворов на образцы керна.

При проведении научно-исследовательских работ (НИР) по выбору и обоснованию метода и технологии вторичного вскрытия продуктивного пласта в конкретных геологических условиях продуктивного пласта необходимо проводить анализ эффективности применяемых технологий вторичного вскрытия продуктивных пластов в аналогичных геологических условиях строения нефтегазовой залежи.

По результатам проведенного анализа целесообразно провести лабораторные исследования выбранного состава перфорационной жидкости по оценке сохранности ФЕС при вторичном вскрытии продуктивного пласта.

После подтверждения эффективности выбранного технологического процесса вторичного вскрытия продуктивных пластов по результатам проведенных лабораторных исследований необходимо провести опытно-промысловые работы (ОПР) применения обоснованных метода и технологии вторичного вскрытия при строительстве 3 скважин.

 При получении положительных результатов ОПР обеспечить внедрение выбранных метода и технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов на промысле.

ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН

Под освоением скважин понимается комплекс проводимых работ по окончании бурения, крепления и перфорации (или капитального ремонта) с целью получения при оптимальных технологических режимах работы экс­плуатационного пласта (объекта) максимального дебита нефти (газа) или лучшей приемистости пласта при закачке в него флюидов

Процесс освоения скважины заключается в возбуждении скважины, очистке прискважинной зоны пласта от жидкости и прочих загряз­няющих примесей, находящихся в стволе, в проведении необходимых ра­бот для улучшения фильтрационной характеристики прискважинной зоны продуктивного пласта [2].

В практике работ к технологическим процессам вызова притока и освоения скважин на месторождениях Западной Сибири сложился единый, стандартный подход. Сущность его заключается в снижении противодавления на пласт путем замены бурового глинистого раствора на техническую воду, а при отсутствии притока – заменой воды на нефть и постепенным снижением уровня жидкости в колонне или созданием депрессии при помощи испытательных инструментов на трубах.

В практике работ для освоения скважин применяются следующие распространенные технологии.

Применяемая технология гидросвабирования заключается в том, что нагнетанием жидкости в пласт в прискважинной зоне создается давление, превышающее пластовое, после чего скважину пускают на самоизлив. Операция повторяется многократно до полной очистки прискважинной зоны пласта.

Технология применения буферного способа освоения скважин широко применялся на разведочных скважинах Западной Сибири. Сущность способа заключается в снижении уровня в колонне путем продавливания нескольких воздушных подушек в затрубное пространство скважины с последующей их продавкой расчётным объёмом технической воды.

Применение метода свабирования заключается в проведении технологического процесса снижении уровня жидкости в скважине с помощью специального устройства – сваба. В настоящее время разработано большое количество конструкций свабов.

Разработан и используется метод освоения скважин с помощью азотгенерирующих установок. Первые работы еще в СССР были проведены на Долинском нефтяном месторождении Закарпатья в скважинах, глубиной 3500 м. В настоящее время разработаны и применяются новые конструкции установок, которые являются более производительными и мобильными.

При этом указанным методам освоения и исследования присущ недостаток – отсутствие контроля за процессом освоения скважин и надежных способов определения достоверных гидродинамических параметров пластов. Для исследования в них используется только метод последовательной смены стационарных состояний (прослеживания уровня, давления) в эксплуатационной колонне, по которым возможно определение лишь коэффициента продуктивности, что явно недостаточно при составления технологических проектов разработки.

Сущность вызова притока из продуктивного пласта скважины состоит в понижении давления на забое (в ПЗП), создаваемого столбом бурового раствора (или иной жидко­сти), различными способами до давления меньше пластового, чтобы обес­печить приток нефти или газа в скважину.

Понижение давления у забоя скважины может быть достигнуто сле­дующими способами:

- заменой бурового раствора раствором меньшей плотности (разница в плотности последовательно заменяемых жидкостей не должна быть более 500 кг/м³);

- заменой бурового раствора водой;

- снижением уровня жидкости в скважине (свабирование, поршневание);

- использованием аэрированных жидкостей и пенных систем;

- поршневанием с подкачкой газообразного агента;

- промывкой скважины (фонтанной) находящейся в стволе жидкостью при практическом равенстве давлений пластового и в ПЗП.

При вызове притока флюидов из коллектора необходимо учитывать веще­ственный состав пласта, условия залегания, характер проявления вод и др. Не­доучет этих конкретных условий может привести к разрушениям слабосцементированной породы в прискважинной зоне, нарушениям цементного кольца, деформации эксплуатационной колонны, прорыву посторонних вод и т.д.

Считают, что приток будет интенсивным при создании высоких де­прессий на пласт, достигаемых за короткий промежуток времени, причем по­сле начала притока рекомендуется некоторое время поддерживать фор­сированный режим работы скважины для хорошей очистки прискважинной зо­ны пласта. В некоторых случаях (прочный пласт-коллектор, отсутствие по­дошвенной воды) подобный подход приемлем, но указанная точка зрения противоречит современным требованиям к освоению скважин. Результатив­ность ее зависит от эффективности разрушения блокады в ПЗП. Вид блокады характеризует степень ущерба для продуктивного пласта и определяет эф­фективность воздействия, обеспечивающего прорыв этой блокады, восста­новление продуктивности скважины (пласта). Категории блокады ПЗП клас­сифицируются по степени загрязнения с учетом процессов, происходящих с той или иной интенсивностью в ПЗП при вскрытии пласта бурением [2].

Эти процессы неравнозначны, и оценить степень их влияния на фильт­рационные характеристики пласта можно лишь при учете реальных горно­геологических условий. Процессы, происходящие в ПЗП, систематизиру­ют, как правило, по признакам воздействия. Движущей силой этих процес­сов являются:

- перепады давления на пласт и интенсивность их приложения;

- разность забойной и пластовой температур;

- результирующее давление физико-химических процессов, которые определяются наличием контракционного градиента, градиента на­пряжения, смачиваемости, электродвижущими силами и т. д.

Воздействие на ПЗП приводит к снижению подвижности агентов, на­сыщающих эту зону, к изменению структуры и объема фильтрующего пространства, что, в конечном счете, снижает продуктивность пласта.

Изменение структуры фильтрующего пространства характеризуется перераспределением размеров пор за счет физического проникновения дисперсной фазы буровых растворов. Это проникновение определяется со­отношением размеров частиц твердой фазы и пор и характерно для по­верхностных участков ствола, где происходит интенсивная кольматация с перераспределением пор по размерам.

Относительно более равномерное изменение объема фильтрующего пространства происходит в результате набухания, формирования или раз­мывания адсорбционных и гидратных пленок на поверхности пор.

Существенное влияние на подвижность углеводородов в зоне проник­новения компонентов технологических жидкостей оказывают перераспределение водонефтегазонасыщенности, на­личие внесенных или сконденсированных в пластовых условиях веществ, находящихся во взвешенном состоянии.

Снижение подвижности жидких углеводородов в ПЗП, за зоной про­никновения, происходит при снижении температуры и давления в около- скважинном пространстве, при циркуляции бурового раствора за счет фа­зовых переходов (выделение твердых или газообразных компонентов).

Разрушение или деформация проницаемого пространства, которые воз­можны как при вскрытии пласта бурением, так и при вызове притока из него, определяются уровнем значений репрессий и депрессий на пласт.

Технология вызова из продуктивных пластов притока должна учитывать категорию блокады ПЗП. Универсального способа разрушения любого типа блокады ПЗП при вызове притока в настоящее время нет, поэтому при вы­боре метода воздействия на пласт необходимо учитывать состояние прискважинной зоны, особенно в низкопроницаемых пластах. Различные способы вызова притока определяются по характеру воздействия уровнем депрессии, скоростью и цикличностью ее приложения. Выбор способа вызова притока для конкретных объектов в скважине производят с учетом объективных возможностей производства.

В условиях поисково-разведочного бурения определение категории блокады ПЗП затруднено - низка вероятность полу­чения притока из низкопрочных коллекторов при приложении высоких де­прессий. В этих условиях рекомендуется вызов притока из пласта осущест­влять поэтапно, обеспечивая последовательное наращивание возбуждающе­го действия на ПЗП. Показателями этого воздействия являются: перепад давления (депрессия) и характер его приложения, разность пластовой и за­бойной температур. Непосредственному вызову притока из пласта может предшествовать физико-химическое воздействие на прискважинную зону за счет регулирования состава жидкости освоения.

Абсолютное значение депрессии определяют исходя из величины мак­симальной гидравлической репрессии, которая была при циркуляции бу­рового раствора в процессе вскрытия продуктивного пласта бурением. Ве­личина депрессии должна быть более чем в 2 раза больше. В этом случае коэффициент восстановления проницаемости ПЗП по углеводородам дос­тигает 60-70 %.

Минимальная величина депрессии, обеспечивающая разрушение бло­кады и движение фильтрата раствора к забою, в низкопроницаемых отло­жениях должна быть не менее 6,5...8 МПа. Однако при депрессиях такого уровня восстановление проницаемости прискважинной зоны невысокое.

Вовлечение пластовых агентов и флюидов в движение к забою скважи­ны из фильтрующих каналов различного размера происходит неоднознач­но. Снижение скорости приложения депрессии способствует боле полному охвату фильтрующих каналов и, как правило, более высокому дебиту. С другой стороны, разрушение блокады ПЗП, срыв фильтрационной корки эффективнее происходит при высоких скоростях приложения депрессии. Оптимальный диапазон скорости приложения депрессии - 0,5-5 МПа/ч. Возбуждение притока пластового флюида из закольматированной ПЗП зависит также от адгезионной активности твердой фазы буровых рас­творов и коллекторских свойств породы. При вскрытии неглинистых про­дуктивных пластов на утяжеленных буровых растворах прорыв газа осуще­ствляется в основном при срыве корок, требующем более высокой депрес­сии и скорости ее приложения, особенно в низкопроницаемых коллекторах.

Эффективное напряжение, испытываемое матрицей коллектора, может оказаться в этих ситуациях выше предела упругости и даже предела проч­ности породы. При проектировании технологии вызова притока эти про­цессы необходимо учитывать. В случае отсутствия прочностных данных о прискважинной зоне целесообразно использовать методы вызова притока с плавным приложением депрессии. Это позволит выйти на оптимальный режим при максимальных напряжениях в породах, находящихся в ПЗП. Однако в случае применения для вскрытия пласта бу­рового раствора с тонкодисперсной и адгезионно-активной твердой фазой эффективность плавного приложения депрессии снижается.

Применение неадгезионно-активной твердой фазы в буровых растворах (мел, измельченный известняк, сидерит, целестин и т.п.) с преобладанием частиц размером больше 0,005 мм обеспечивает восстановление гидропро­водности ПЗП при значительно меньших депрессиях [2].

Этим объясняется многократно установленный положительный эффект от применения меловых и подобных им буровых суспензий для вскрытия продуктивных отложений. Кислоторастворимость в данных условиях яв­ляется сопутствующим благоприятным фактором.

Вымывание однообразных фильтратов буровых растворов из ПЗП про­изводится одноцикловым воздействием.

Восстановление подвижности вязких и тиксотропных жидкостей ПЗП обеспечивается циклическим воздействием. Создание депрессии в импульс­ном режиме (с частотой до нескольких сотен герц) способствует разруше­нию эмульсии, газовых дисперсий, гидратных слоев и усадке набухших глин, а также очистке ПЗП от твердой фазы.

Таким образом, технология вскрытия пласта бурением и последующая технология вызова притока взаимосвязаны, и только с учетом этой зависи­мости можно получить при вызове притока максимально возможную про­дуктивность осваемого пласта.