Первичное вскрытие продуктивных пластов. Поиск и разведка нефтегазовых месторождений

Целью поисково - разведочных работ являются выявление, оценка запасов и подготовка к разработке промышленных залежей нефти и газа.

В ходе поисково-разведочных работ применяются:

-геологичес­кие,

-геофизические,

-гидрогеохимические методы, а также

-бурение скважин и их исследование.

Геологические методы

Проведение геологической съемки предшествует всем осталь­ным видам поисковых работ. Для этого геологи выезжают в исследуемый район и осуществляют так называемые полевые рабо­ты. В ходе них они изучают пласты горных пород, выходящие на дневную поверхность, их состав и углы наклона. Для анализа корен­ных пород, укрытых современными наносами, роются шурфы глубиной до 3 м. А с тем, чтобы получить представление о более глу­боко залегающих породах бурят картировочные скважины глубиной до 600 м. По возвращении домой выполняются камеральные работы, т.е. обработка материалов, собранных в ходе предыдущего этапа. Итогом камеральных работ являются геологическая карта и геологические разрезы местности. Геологическая карта - это проекция выходов горных пород на дневную поверхность. Антиклиналь на геологической карте имеет вид овального пятна, в центре которого располагаются более древние по­роды, а на периферии - более молодые. Однако как бы тщательно ни производилась геологическая съемка, она дает возможность судить о строении лишь верхней части горных пород. Чтобы «прощупать» глубокие недра используют гео­физические методы.

Геофизические методы

К геофизическим методам относятся: сейсморазведка, электро­разведка и магниторазведка.

Сейсмическая разведка основана на использовании закономерностей распространения в земной коре искусственно создава­емых упругих волн.

Волны создаются одним из следующих способов:

1) взрывом специальных зарядов в скважинах глубиной до 30 м;

2) вибра­торами;

3) преобразователями взрывной энергии в механическую.

Скорость распространения сейсмических волн в породах различной плот­ности неодинакова: чем плотнее порода, тем быстрее проникают сквозь нее волны. На границе раздела двух сред с различной плотностью упру­гие колебания частично отражаются, возвращаясь к поверхности земли, частично преломившись, продолжают свое движение вглубь недр до новой поверхности раздела. Отраженные сейсмические волны улавли­ваются сейсмоприемниками. Расшифровывая затем полученные графики колебаний земной поверхности, специалисты определяют глубину зале­гания пород, отразивших волны, и угол их наклона.

Электрическая разведка основана на различной электропровод­ности горных пород. Так, граниты, известняки, песчаники, насыщенные соленой минерализованной водой, хорошо проводят электрический ток, а глины, песчаники, насыщенные нефтью, обладают очень низкой элект­ропроводностью. На основании выполненных замеров определяют электрическое сопротивление горных пород. Высокое электросопротивление является косвенным признаком наличия нефти или газа. Гравиразведка основана на зависимости силы тяжести на поверхности Земли от плотности горных пород. Породы, насыщенные нефтью или газом, имеют меньшую плотность, чем те же породы, содержащие воду. Задачей гравиразведки является определение мест с аномально низкой силой тяжести. Магниторазведка основана на различной магнитной проницае­мости горных пород. Наша планета - это огромный магнит, вокруг которого расположено магнитное поле. В зависимости от состава гор­ных пород, наличия нефти и газа это магнитное поле искажается и различной степени. Часто магнитомеры устанавливают на самолеты, ко­торые на определенной высоте совершают облеты исследуемой территории. Аэромагнитная съемка позволяет выявить антиклинали на глубине до 7 км, даже если их высота составляет не более 200...300 м.

Геологическими и геофизическими методами, главным образом, выявляют строение толщи осадочных пород и возможные ловушки для нефти и газа. Однако наличие ловущки еще не означает присутствия не­фтяной или газовой залежи. Выявить из общего числа обнаруженных структур те, которые наиболее перспективны на нефть и газ, без бурения скважин помогают гидрогеохимические методы исследования недр.

Гидрогеохимические методы

К гидрохимическим относят: газовую, люминесцентно-битуминологическую, радиоактивную съемки и гидрохимический метод.

Газовая съемка заключается в определении присутствия уг­леводородных газов в пробах горных пород и грунтовых вод, отобранных с глубины от 2 до 50 м. Вокруг любой нефтяной и газовой залежи образуется ореол рассеяния углеводородных газов за счет их фильтрации и диффузии по порам и трещинам пород. Недостаток метода заключается в том, что аномалия может быть смещена относительно залежи (за счет на­клонного залегания покрывающих пластов, например) или же быть связана с непромышленными залежами. Применение люминесцентно-битуминологической съемки основано на том, что над залежами нефти увеличено содержание би­тумов в породе, с одной стороны, и на явлении свечения битумов в ультрафиолетовом свете, с другой. По характеру свечения отобран­ной пробы породы делают вывод о наличии нефти в предполагаемой залежи. Известно, что в любом месте нашей планеты имеется так на­зываемый радиационный фон, обусловленный наличием в ее недрах радиоактивных трансурановых элементов, а также воздействием кос­мического излучения. Специалистам удалось установить, что над нефтяными и газовыми залежами радиационный фон понижен. Ра­диоактивная съемка выполняется с целью обнаружения указанных аномалий радиационного фона. Недостатком метода является то, что радиоактивные аномалии в приповерхностных слоях могут быть обус­ловлены рядом других естественных причин. Поэтому данный метод пока применяется ограниченно.

Гидрохимический метод основан на изучении химического состава подземных вод и содержания в них растворенных газов, а так­же органических веществ, в частности, аренов. По мере приближения к залежи концентрация этих компонентов в водах возрастает, что по­зволяет сделать вывод о наличии в ловушках нефти или газа.

Бурение скважин

Бурение — это процесс сооружения скважины путём разрушения горньтх пород. Скважиной называют горную вырубку цилиндрической формы, диаметр которой во много раз меньше её длины и построенная без доступа человека на забой.

Верхняя часть скважины называется устьем, дно - забоем, боковая поверхность - стенкой, а пространство, ограниченное стенкой - стволом скважины. Длина скважины — это расстояние от устья до забоя по оси ствола, а глубина - проекция длины на вертикальную ось. Длина и глубина численно равны только для вертикальных скважин. Однако они не совпадают у наклонных и искривлённых скважин.

Бурение скважин применяют с целью оконтуривания залежей, а также определения глубины залегания и мощности нефтегазонос­ных пластов.

Еще в процессе бурения отбирают керн - цилиндрические об­разцы пород, залегающих на различной глубине. Анализ керна позволяет определить его нефтегазоносность. Однако по всей длине скважины керн отбирается лишь в исключительных случаях. Поэто­му после завершения бурения обязательной процедурой является исследование скважины геофизическими методами.

Конструкция скважин

Под надежностью конструкции понимается такое техническое состояние закрепленной части ствола скважины, которое позволяет осуществлять комплекс технологических операций, направленных на успешное преодоление возникших осложнений и дальнейшее углубление скважины. При этом конструкция скважины должна отвечать следующим требованиям:

- использование обсадных колонн оптимального диаметра для перекрытия возникших зон осложнений и достижение проектной глубины скважины;

- предупреждение интенсивного механического износа внутренней части обсадных колонн;

- обеспечение передачи на забой максимума гидравлической мощности для выбора оптимального режима бурения;

- наличие возможности создания значительных по абсолютным величинам избыточных внутренних давлений в закрепленной части ствола скважины для борьбы о возникающими газоводонефтепроявлениями или при ожидаемом вскрытии пластов с АВПД.

- исключение затрубных проявлений и межпластовых перетоков;

- обеспечение прочности конструкции скважины в сочетании с герметичностью каждой обсадной колонны и цементного кольца;

- качественное разобщение всех горизонтов и, в первую очередь газовых пластов, являющихся объектами самостоятельной разработки;

- достижение запроектированных режимов эксплуатации скважин, обусловленных проектом разработки горизонта (месторождения);

- применение современных методов испытания, освоения и ремонта скважин.

При достижении указанных требований обеспечиваются наилучшие технико-экономические показатели как процесса бурения, так и последующей эксплуатации скважины.

Элементы конструкции скважин приведены на рис. 6.1. Начальный участок I скважин называют направлением. Поскольку устье скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород его необходимо укреплять. В связи с этим направление выполняют следующим образом. Сначала бурят шурф - колодец до глубины залегания устойчивых горных пород (4.. .8м). Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а пространство между стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором 2.

Нижерасположенные участки скважины - цилиндрические. Сразу за направлением бурится участок на глубину от 50 до 400м диаметром до 900мм. Этот участок закрепляют обсадной трубой 1 (состоящей из свинченных стальных труб), которую называют кондуктором П.

Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещиноватые породы, осложняющие процесс бурения.

После установки кондуктора не всегда удаётся пробурить скважину до проекторной глубины из-за прохождения новых осложняющих горизонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пластов, которые не планируется эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и цементируют ещё одну колонну III, называемую промежуточной. Если продуктивный пласт, для разработки которого предназначена скважина, залегает очень глубоко, то количество промежуточных колонн может быть больше одной.

Последующий участок IV скважины закрепляют эксплуатационной колонной. Она предназначена для нефти и газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт с целью поддержания давления в нём. Во избежание перетоков нефти и газа в вышележащие горизонты, а воды в продуктивные пласты пространство между стенкой эксплуатационной колонны и стенкой скважины заполняют цементным раствором.

Для извлечения пластов нефти и газа применяют различные методы вскрытия и оборудования забоя скважины. В большинстве случаев в нижней части

эксплуатационной колонны, находящейся в продуктивном пласте, простреливают перфорируют) ряд отверстий 4 в стенке обсадных труб и цементной оболочке.

В устойчивых породах призабойную зону скважины оборудуют различными фильтрами и не цементируют или обсадную колонну опускают только до кровли продуктивного пласта, а его разбуривание и эксплуатацию производят без крепления ствола скважины.

Устье скважины в зависимости от её назначения оборудуют арматурой колонная головка, задвижки, крестовина и др.).

Пример конструкции скважины приведен на рис. 6, где сплошными линиями показаны обсадные колонны, число у верхнего конца линии означает диаметр колонны в мм, у нижнего конца - глубину спуска в м. интервал цементирования показан штриховкой. Конструкция скважин определяется числом спускаемых обсадных колонн, глубиной их установки, диаметром применяемых труб, диаметром долот и бурильных труб, которыми ведется бурение под каждую колонну, а также высотой подъема тампонажного раствора в кольцевом пространстве.

Рисунок 6 – Конструкция скважины

В конструкции скважины используют следующие типы обсадных колонн:

Направление - для крепления верхнего интервала, сложенного неустойчивыми наносами. Предназначено для предотвращения размыва устья скважины при бурении под кондуктор.

Кондуктор - для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения, установки на устье противовыбросового оборудования, а также для подвески последующих обсадных колонн.

Промежуточная обсадная колонна - для крепления и изоляции вышележащих зон геологического разреза, несовместимых по условиям бурения с нижележащими. Эта колонна служит для предупреждения осложнений и аварий в скважине при бурении последующего интервала.

Промежуточные обсадные колонны могут быть следующих видов:

• сплошные, перекрывающие весь ствол скважины от забоя до ее устья независимо от крепления предыдущего интервала;

• хвостовики - для крепления только не обсаженного интервала скважины с перекрытием предыдущей обсадной колонны не менее чем на 100 м. Хвостовик как промежуточная колонна может наращиваться до устья скважины или при благоприятных условиях может служить частью эксплуатационной колонны;

• летучки - специальные промежуточные обсадные колонны, служащие только для ликвидации осложнений и не имеющие связи с предыдущими или последующими обсадными колоннами. Летучки до устья скважины не наращивают.

В тяжелых условиях бурения (искривление ствола, большое число рейсов) в конструкции скважины предусматривают специальные виды промежуточных обсадных колонн - съемные или поворотные.

В благоприятных условиях промежуточная колонна может быть использована в качестве эксплуатационной.

Эксплуатационная колонна служит для разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других горизонтов геологического разреза скважины. Она предназначена для извлечения нефти или газа на поверхность известными способами или для закачивания агентов в пласты.

При благоприятных условиях, когда износ последней промежуточной колонны незначительный, эксплуатационная колонна может спускаться в виде хвостовика.

Методы бурения скважин

Бурение – единственный метод, дающий окончательный ответ на вопрос, есть ли в недрах залежь нефти или газа. Бурить скважины можно механическим, термическим, электроимпульсным и другими способами (несколько десятков). Однако промышленное применение находит только способы механического бурения — вращательный. Остальные пока не вышли из стадии экспериментальной разработки. При вращательном бурении разрушение породы происходит в результате одновременного воздействия на долото нагрузки и крутящего момента. Под действием нагрузки долото внедряется в породу, а под влиянием крутящего момента скалывает ее.

Рисунок 7 - Схема вращательного бурения скважин

Существует две разновидности вращательного бурения — роторное и с забойными двигателями. В первом случае двигатель находиться на поверхности, во втором – опускается в скважину вместе с долотом. При роторном бурении (рис. 7) мощность от двигателей (9) передается через лебедку (8) к ротору (16) — специальному вращательному механизму, установленному над устьем скважины в центре вышки. Ротор вращает бурильную колонну и привинченное к ней долото (1). Бурильная колонна состоит из ведущей трубы (15) и привинченных к ней с помощью специального переводника (6) бурильных труб (5). Следовательно, при роторном бурении углубление долота в породу происходит при движении вдоль оси скважины вращающейся бурильной колонны, а при бурении с забойным двигателем — не вращающейся бурильной колонны. Характерной особенностью вращательного бурения является промывка, необходимая для выноса выбуренной породы на поверхность. При бурении с забойным двигателем долото (1) привинчено к валу, а бурильная колонна — к корпусу двигателя (2). При работе двигателя вращается его вал с долотом, а бурильная колонна воспринимает реактивный момент вращения корпуса двигателя, который гасится не вращающимся ротором (в ротор устанавливают специальную заглушку).

Роторное бурение более трудоемкое чем с забойными двигателями, так как основная часть энергии тратится на вращение колонны, а не на углубление. На месторождениях ОАО “Сургутнефтегаз” основное предпочтение отдается бурению с забойными двигателями.

После комплекса исследовательских работ скважину сдают в эксплуатацию. На каждую скважину заводится паспорт, где точно отмечаются ее конструкция, местоположение устья, забоя и пространственное положение ствола по данным инклинометрических измерений ее отклонений от вертикали (зенитные углы) и азимута (азимутальные углы). Последние данные особенно важны при кустовом бурении наклонно-направленных скважин во избежание попадания ствола бурящейся скважины в ствол ранее пробуренной или уже эксплуатирующейся скважины. Фактическое отклонение забоя от проектного не должно превышать заданных допусков.

Буровые работы должны выполняться с соблюдением законов об охране труда и окружающей природной среды. Строительство площадки под буровую, трасс для передвижения буровой установки, подъездных путей, линий электропередачи, связи, трубопроводов для водоснабжения, сбора нефти и газа, земляных амбаров, очистных устройств, отвал шлама должны осуществляться лишь на специально отведенной соответствующими организациями территории. После завершения строительства скважины или куста скважин все амбары и траншеи должны быть засыпаны, вся площадка под буровую максимально восстановлена (рекультивирована) для хозяйственного использования.

В состав полного цикла сооружения скважины входят следующие работы:

- монтаж буровой установки;

- подготовка;

- поинтервальное углубление ствола;

- поинтервальное крепление ствола и разобщение пластов; вскрытие продуктивных горизонтов;

- глубинное исследование;

- спуск и цементирование эксплуатационной колонны; сооружение фильтра в продуктивной части скважины; испытание скважины на приток пластового или приемистость нагнетаемого флюида;

- демонтаж буровой установки.

Буровые растворы

Промывка скважин - одна из самых ответственных операций, выполняемых при бурении. Первоначально назначение промывки ог­раничивалось очисткой забоя от частичек выбуренной породы и их выносом из скважины, а также охлаждением долота. Однако по мере развития бурового дела функции бурового раствора расширились. Теперь сюда входят:

1) вынос частиц выбуренной породы из скважины;

2) передача энергии турбобуру или винтовому двигателю;'

3) предупреждение поступления в скважину нефти, газа и воды;

4) удержание частичек разбуренной породы во взвешенном со­стоянии при прекращении циркуляции;

5) охлаждение и смазывание трущихся деталей долота;

6) уменьшение трения бурильных труб о стенки скважины;

7) предотвращение обвалов пород со стенок скважины;

8) уменьшение проницаемости стенок скважины, благодаря коркообразованию.

Соответственно буровые растворы должны удовлетворять ряду требований:

1) выполнять возложенные функции;

2) не оказывать вредного влияния на бурильный инструмент и забойные двигатели (коррозия, абразивный износ и т.д.);

3) легко прокачиваться и очищаться от шлама и газа;

4) быть безопасными для обслуживающего персонала и окру­жающей среды;

5) быть удобными для приготовления и очистки;

6) быть доступными, недорогими, допускать возможность мно­гократного использования.

Виды буровых растворов и их основные параметры

При вращательном бурении нефтяных и газовых скважин в каче­стве промывочных жидкостей используются: агенты на водной основе (техническая вода, естественные буровые растворы, глинистые и неглинистые растворы); агенты на углеводородной основе; агенты на основе эмульсий; газообразные и аэрированные агенты.

Основными параметрами буровых растворов являются:

-плот­ность,

-вязкость,

-показатель фильтрации,

-статическое напряжение сдвига,

-стабильность,

-суточный отстой,

-содержание песка,

-водород­ный показатель.

Плотность промывочных жидкостей может быть различной: у растворов на нефтяной основе она составляет 890...980 кг/м³, у мало­глинистых растворов - 1050... 1060 кг/м³, у утяжеленных буровых растворов - до 2200 кг/м³ и более. Выбор бурового раствора должен обеспечить превышение гид­ростатического давления столба в скважине глубиной до 1200 м над пластовым на 10...15 %, а для скважин глубже 1200м - на 5...10 %.

Вязкость характеризует свойство раствора оказывать сопро­тивление его движению.

Показатель фильтрации - способность раствора при опреде­ленных условиях отдавать воду пористым породам. Чем больше в растворе свободной воды и чем меньше глинистых частиц, тем боль­шее количество воды проникает в пласт.

Статическое напряжение сдвига характеризует усилие, ко­торое требуется приложить, чтобы вывести раствор из состояния покоя.

Стабильность характеризует способность раствора удержи­вать частицы во взвешенном состоянии. Она определяется величиной разности плотностей нижней и верхней половин объема одной пробы после отстоя в течении 24 ч. Для обычных растворов ее величина дол­жна быть не более 0,02 г/см³, а для утяжеленных - 0,06 г/см³.

Суточный отстой - количество воды, выделяющееся за сутки из раствора при его неподвижном хранении. Для высокостабильных растворов величина суточного отстоя должна быть равна нулю.

Содержание песка - параметр, характеризующий содержа­ние в растворе частиц (породы, не разведенных комочков глины), не способных растворяться в воде. Его измеряют по величине осадка, выпадающего из бурового раствора, разбавленного водой, после ин­тенсивного взбалтывания. В хорошем растворе содержание песка не должно превышать 1 %.

Величина водородного показателя рН характеризует щелоч­ность бурового раствора.