Л .8. 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 продуктив- ньшпласт 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 поровых 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 призабой- ной зоне и затрудняет продвижение нефти или газа к скважине. Еще значительнее влияет на коллекторские 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 полимиктовых 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 гидростатическим дав­лением, что обеспечивает сохранность естественной проницаемо­
сти 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 призабой- ной 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. 84 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. 84 б).

 

в

т т

А, Обсадная L J

А тонна у, 'Л

IFL-лл-^ и—

'А----- -

I

l ■

ООО

Ш/ ршр '.vfcl•

" ^-Кондуктор" J"

I

// р 4а< ^> шОт& ерспт §1

Ч f\йЯИ ЧенентаЩ Чцгунныи л! шпан к

к 8 «I * а| в

, v, v.\\v •, '■.'<: •.•'•; ■ -У плащ

F

л I % И г I

Lj

Z3

f 1 в

i

М

Некрытая скважина

 

Рис. 84. Типовые конструкции скважин

3. Скважина бурится до продуктивного пласта. Затем спускается эксплуатационная колонна и цементируется. Вскрытие продуктив­ного пласта производится после цементирования колонны долотом меньшего диаметра. Против нефтегазоносного пласта устанавлива­ется перфорированный хвостовик (рис. 84 в).

Как и в предыдущем случае, эксплуатационная колонна спускает­ся и цементируется до вскрытия пласта. Пласт вскрывается долотом меньшего диаметра и эксплуатируется с открытым стволом (рис. 84 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 опробыва- ется 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.

А Если 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. 85 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.

5, В карбонатных грешиновутых. 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. 85 б). Это особенно необходимо учитывать для пластов с низкими коллекторскими свойствами, при освоении и эксплуатации которых будут производиться соляно-кислотная об­работка или гидроразрыв.

3 Для пластов, насыщенных в верхней части газом, а в нижней— нефтью, перфорации подлежит нижняя нефтяная его часть, причем

a d" 6 г дет Рис. 85. Выбор мест перфорации продуктивных пластов: 1 — аргиллит; песчаник: 2 - нефтеносный; 3 — водоносный; 4 — газоносный; известняк: 5 — чистый; 6 — нефтеносный; 7— прослой аргиллита; стрелками показаны участки перфорации

Ш' Ш* Ш' ШН Ш»

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. 85 в). I£ f 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. 85 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. 85 д). При наличии монолитного пласта с хорошими кол- лекторскими свойствами и водонапорным режимом следует перфо­рировать 1/3—2/3 верхней части пласта (рис. 85 е). Это обеспечит продление безводного периода эксплуатации скважины, особен­но для залежей, приуроченных к пологим платформенным склад­кам. Некоторые исследователи считают, что при неполной 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. 85 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 пласты, в связи с чем этот вид прострелов почти полностью заменяют 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 I 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 фонтанирова­ние. 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 свабиро- вание 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 инертныетазьутоддют^ ся в затрубное пространство, оттесняют уровень жидкости к пуско­вым муфтам и поступают в насосно-компрессорные трубы. Благода­ря этому происходит насьпд£ ще_шщкости газами, облегчение стол­ба ГЖС в трубах и при всплытиигазак устью— выбрасывание ее из скважины. В результате снижается давление на пласт, " нефть или газ начинают поступать вскважину. Закачка воздуха компрессором в за- трубноё пространство продолжается до перехода скважины на фон­танирование или до полной замены технической воды нефтью (пла­стовой водой) в трубах и в затрубном пространстве.

11ри освоении скважины свабированием снижение столба жид­кости в насосно-компрессорных трубах происходит за счет периоди­ческого спускай подымала тартальном канате сваба (поршня)ГБо время спуска жидкость проходит через открытый клапан сваба. При подъеме клапан закрывается, и весь столб жидкости над свабом 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 коллекторекими 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.

6.2. Методы изучения залежей нефти

и газа по данным бурения и эксплуатации

6.2.1. Корреляция разрезов скважин

Корреляцией (увязкой) разрезов скважин называется сопостав­ление одновозрастных пород, вскрытых этими скважинами.

Наилучшие результаты при корреляции разрезов скважин дости­гаются благодаря комплексной увязке геофизических материалов с данными изучения образцов керна и шлама.

Различают следующие виды корреляции: общую локальную, об­щую региональную и детальную.

Общая локальная корреляция представляет собой сопоставление всего разреза скважин в пределах одной разведочной площади или месторождения. Цель ее — выделить и проследить по площади опор­ные реперы, одновозрастные стратиграфические комплексы пород, продуктивные толщи и внутри последних — продуктивные горизон­ты и пласты.

Общая региональная или межплощадная корреляция выполня­ется по всему разрезу скважин для прослеживания указанных выше подразделений разреза в пределах зон нефтегазонакопления, нефте­газоносных областей и т.п.

Эти виды корреляции выполняются в основном с помощью ди­аграмм скважин в масштабе 1: 500. Им должны предшествовать тща­тельная привязка керна, литолого-петрографических, биостра­тиграфических данных и результатов опробования к диаграммам промыслово-геофизических исследований скважин.

Перед детальной корреляцией стоит задача выделения и про­слеживания в разрезе продуктивной толщи или продуктивного го­ризонта одновозрастных реперов, проницаемых пластов и прони­цаемых слоев, непроницаемых прослоев, установления их измене­ния вследствие выклинивания, литолого-фациального замещения по площади и разрезу с целью детального изучения геологического строения залежей нефти и газа.

На первом этапе детальной корреляции изучение продуктивной толщи осуществляется на диаграммах стандартного зонда (КС, СП) в масштабе 1: 500 с целью детально установить взаимоотношение продуктивной толщи, горизонта, пласта с вмещающими их порода­ми и наметить их границы.

Корреляцию разрезов близлежащих скважин начинают с предва­рительной увязки опорных реперов, отчетливо прослеживаемых по данным керна и каротажа. Сопоставление слоев в толще пород меж­ду опорными реперами следует производить от нижележащего ре­пера к вышележащему, выделяя на диаграммах скважин те же слои, пачки и горизонты, которые предварительно были установлены в первой скважине. Критерием сравнения служат приблизительное сходство конфигурации диаграмм скважин, соответствующих одно­именным пластам, а также палеонтологические данные.

Если в каком-либо месте диаграмм корреляция нарушается, ди­аграммы совмещают по кровле или подошве вышележащего репера и от него прослеживают пласты сверху вниз до того места, где нару­шилась корреляция при сопоставлении снизу вверх. Одновременно устанавливается и причина нарушения корреляции.

После выделения однофазных реперов, продуктивных горизон­тов и пластов, а также выяснения причин выявленных несогласий в разрезе отложений приступают ко второму этапу детальной корре­ляции, в процессе которого сопоставление ведется внутри продук­тивного горизонта, пласта, записанных в масштабе 1: 200.

Основными промыслово-геофизическими методами на втором этапе детальной корреляции являются: стандартное электрозонди­рование (КС, ПС), радиокаротаж (ГМ, НГМ), индукционный ка­ротаж, казернометрия и микрозондирование. При этом диаграммы микрозондов и кавернометрия позволяют уточнить границы прони­цаемых прослоев.

На диаграммы масштаба 1: 200 переносят с диаграмм 1: 500 наме­ченные границы продуктивных горизонтов и пластов и выделяют внутри них новые реперы как местного, так и общего значения. Про­слеживание одноименных интервалов внутри продуктивных пластов ведут с учетом ритмичности осадкообразования, обусловливающей преимущественную параллельность напластования и наличие репе­ров в определенных частях ритмов. Особенно тщательно изучаются те интервалы разрезов, где наблюдаются выклинивание, внутрифор- мационные перерывы, литолого-фациальные замещения. На каж­дой диаграмме необходимо выделить внутри пласта проницаемые и непроницаемые прослои.

После перечисленных работ по каждой скважине приступают к составлению корреляционных схем.

6.2.2. Составление корреляционных схем

Корреляционная схема является итоговым чертежом, обобщаю­щим результаты корреляции разрезов скважин. Вертикальный мас­штаб схемы детальной корреляции отложений продуктивной толщи (горизонта) принимается равным 1: 200, общей корреляции — 1: 500 и мельче. Горизонтальный масштаб при построении этих схем не учитывается.

Составлению схемы предшествует выбор границы на диаграммах скважин, которая будет принята в качестве линии сопоставления. Обычно в качестве такой границы принимается подошва наиболее надежного репера на диаграммах одного или нескольких методов. Положение этого репера на корреляционной схеме должно отражать характер напластования внутри всей продуктивной толщи (горизон­та), а также верхней части подстилающих и нижней части перекры­вающих ее отложений. Не рекомендуется в качестве линии сопо­ставления принимать поверхность стратиграфического несогласия.

На линию сопоставления как бы нанизываются все диаграммы исследуемых скважин на уровне подошвы выбранного репера. На диаграммах должны быть указаны масштабы измерений, глубины через 4 м (для общей корреляции — через Юм), границы опорных реперов, стратиграфических подразделений разреза, продуктивных горизонтов, пластов и прослоев, а также разделяющих их непрони­цаемых слоев (рис. 86). Около каждой скважины вычерчивают ли- тологическую колонку. После этого соединяют линиями все выде­ленные границы и приступают к выявлению литолого-фациальных

Рис. 86. Схема детальной корреляции продуктивной толщи: Песчанник: 7 — нефтенасыщенный; 2 — водонасыщенный; 3 - газонасыщенный; 4 — аргиллит; 5 - реперы; 6 - известняк; 7 - алевролит; прослои: 8— проницаемые; 9— непроницаемые

М Й В 2.5 А as м? IS Я ш

Скв.! > \ N а М 0, 5 А 5 Ю 15 Ё 0M-M -1—~~1-- г------------ г~— и я т т л» 8м-м

Ш. 63 ВША5М 10 2В М W см 5 №! $ 28 вМ-М

д гШ

переходов внутри одновозрастных пластов и прослоев. Выявленную ранее поверхность несогласия показывают волнистой линией. Про­извольной штриховкой выделяют наиболее характерные для изуча­емого разреза опорные реперы или пласты, например, имеющие во всех скважинах одинаковую конфигурацию диаграмм или характе­ризующиеся одинаковым микропетрографическим составом и т.п. Слева около колонок условным знаком показывают интервалы от­бора керна. В правой или левой части чертежа вычерчивают стра­тиграфическую колонку с указанием всех выделенных комплексов, пластов и т.п.

Корреляционные схемы являются очень важным базисным гео­логическим документом. С их помощью:

• выясняется последовательность осадконакопления;

• определяются изменения мощности одноименных пластов, их литология и характер литолого-фациальной изменчивости;

• выявляются поверхности несогласия и т.п.

На основе корреляционных схем составляются геологиче­ские профили, структурные карты и карты мощностей, литолого- фациальные карты и другие, графические документы, с помощью которых создается четкое представление о детальном геологическом строении изучаемой залежи.

6.2.3. Учет искривления скважин

Причины искривления скважин могут быть технологическими, техническими и геологическими.

Технологические причины связаны с применением направлен­ного бурения, к техническим относят — сильное давление на забой, приводящее к продольному изгибу бурильных труб, а также резкое несоответствие между диаметрами бурильных труб и долот. Геоло­гическими причинами искривления скважин могут быть чередова­ние пластов различной крепости и их наклон. Долото при переходе из твердых полого падающих пород в мягкие отклоняется в направ­лении, перпендикулярном к напластованию.

При крутом падении пластов долото скользит по более твердым породам в сторону падения пласта.

Для учета влияния искривления скважины в последней необхо­димо определить угол отклонения от вертикальной оси (рис. 87 а) и азимут искривления. Под азимутом искривления понимается угол (9_д) в горизонтальной плоскости между азимутом магнитного мери­диана ОС и направлением 00_j от проекции оси устья скважины до точки, лежащей на искривленной оси скважины (рис. 87 б). В замеры азимутов искривления вносятся поправки на магнитное склонение.

Угол отклонения и азимут искривления замеряются в скважи­не специальным прибором, называемым инклинометром, который спускается в скважину до забоя на трехжильном каротажном кабеле.

При подъеме инклинометра на глубинах, кратных 25 м (станциях), делаются остановки для замеров.

Для вычисления абсолютной отметки, например, кровли пласта (Н_абс), вскрытого искривленной скважиной, необходимо из глубины залегания кровли этого пласта (Н_пл) вычесть альтитуду устья (опре­деляемую геодезической привязкой) со своим знаком (±А) и сум­марную поправку на искривление скважины до этой глубины (Z/S.H):

Н_аГк=Н_пл-(±А)-ЕАН; (6.1)

ЕАН = ЦН-Н_П),

где Н — наклонная длина участка между смежными станциями замера; Н_п — проекция этой длины на вертикальную плоскость.

Л" 23

-1_пЛж22

а) Горизонтальная (/_и) и верти­кальная (Н_и) проекции расстояния М между двумя соседними станциями {№ 22 н 23) при замерах искривления

скважин инклинометром

б) Построение инклинограммы

скважины

Рис. 87. Учет искривления скважин

Для учета искривления скважины в плане строится специальный чертеж, называемый инклинограммой (рис. 87 б). За начало коорди­нат принимается проекция устья скважины — точка О. Из нее про­водят прямую в направлении азимута искривления первого интер­вала, на которой в масштабе чертежа откладывают отрезок 00,, рав­ный горизонтальной проекции первого искривленного интервала. Затем начало координат переносят в точку 0_; и далее в такой же по­следовательности находят горизонтальные проекции следующих ис­кривленных элементарных интервалов. Общее отклонение (L) забоя скважины фиксируется отрезком, соединяющим начало координат с последней станцией у забоя (00_п). Отклонение забоя скважины до какого-либо пласта определяется интерполяцией расстояния между кровлей или подошвой пласта и соседней станцией и переносится на структурные и другие виды карт.

⇐ Предыдущая9101112131415161718Следующая ⇒

Поделиться: