Физические процессы, протекающие в призабойной зоне скважины

ГЛАВА 2

ПОДГОТОВКА К ЭКСПЛУАТАЦИИ И ОСВОЕНИЕ

НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Подготовка скважины к эксплуатации

Подготовка скважины к эксплуатации — это комплекс работ, которые проводят с момента вскрытия буровым долотом кровли продуктивного пласта до вывода работы скважины на техноло­гический режим. Комплекс включает вскрытие продуктивного пласта, спуск и цементирование обсадной эксплуатационной колонны, оборудование устья и забоя, перфорацию и освоение скважины. Выбор метода подготовки скважины к эксплуатации (заканчивания скважины) определяется целым рядом гео­логических, технических, технологических и экономических факторов.

Каждый из этих этапов является крайне важным, от них зависит вся дальнейшая эксплуатация скважины.

При проведении этих работ должны быть созданы бла­гоприятные условия для притока нефти и газа в скважину. Качественное их выполнение обеспечивает освоение скважины в кратчайший период, высокий текущий дебит, большую на­копленную (суммарную) добычу углеводородов. Чем больше текущие дебиты скважин, тем меньше продолжительность раз­работки месторождения, а также меньше необходимое число скважин для достижения заданного срока разработки.

Для получения наибольшей нефтеотдачи необходимо обе­спечить приток из всех пластов и пропластков эксплуатацион­ного объекта, на который пробурена скважина. При создании благоприятных условий притока уменьшаются энергетические затраты на подъем единицы продукции по стволу скважины на поверхность и транспортирование ее до пунктов сбора, кроме того улучшаются условия работы эксплуатационного оборудо­вания, например насосов.

Требования к конструкции скважин

В понятие конструкции скважины входят диаметр ствола скважины, который определяется диаметром долота, глубина бурения, диаметры, толщина стенок и глубина спуска секций обсадных колонн, высота поднятия цементного раствора, глу­бины расположения зон перфорации, инклинограмма. При экс­плуатационных работах для правильного оснащения скважины оборудованием и выбора наиболее рационального технологиче­ского режима необходимы сведения об этих параметрах.

В зависимости от назначения скважин конструкция может существенно изменяться, но всегда должна удовлетворять не­которым общим требованиям:

1. Надежное разобщение пройденных пород и их гермети­зация, что вытекает из требований охраны недр и окружающей среды и достигается за счет прочности и долговечности крепи, герметичности обсадных колонн, межколонных и заколонных пространств, а также за счет изоляции флюидонасыщенных горизонтов.

2.Получение максимального количества горногеологи­ческой и физической информации по вскрываемому скважиной разрезу.

3. Возможность оперативного контроля за вероятным меж­колонным или заколонным перетоком флюидов.

4. Длительная безаварийная работа при условии безопасно­го ведения работ на всех этапах жизни скважины.

5. Конструкция должна иметь определенный диаметр обсад­ных труб, что особо относится к эксплуатационной колонне.

6. Быть стабильной (не изменять своих первоначальных характеристик в течение длительного времени или после про­ведения определенных технологических операций).

7. Эффективное фиксирование конструкции в стволе сква­жины.

8. Возможность аварийного глушения скважины.

9. Возможность трансформации одного вида скважины в другой за счет максимальной унификации по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины.

Кроме перечисленных, конструкция скважины должна удовлетворять определенным технологическим требованиям, основными из которых являются:

1. Хорошая гидравлическая характеристика (минимум со­противлений).

2. Максимально возможное использование пластовой энер­гии в процессе подъема продукции на дневную поверхность за счет выбора оптимального диаметра эксплуатационной колон­ны и конструкции забоя.

3. Возможность проведения всех видов исследований глу­бинными приборами.

4. Проведение всех технологических операций в скважине, в том числе и по воздействию на продуктивный горизонт.

5. Применение различных способов эксплуатации с использованием эффективного оборудования, в том числе и с большими нагрузками на стенку скважины (колонны).

Первичное вскрытие пласта

Продуктивность скважины может быть значительно сниже­на, а иногда вообще потеряна, если при вскрытии продуктивного пласта не учитывать физико-геологических условий пласта, пластового давления, степени насыщения, степени дренирова­ния.

Методы вскрытия нефтяных и газовых пластов бурением могут быть разными. Все они должны удовлетворять следую­щим основным требованиям:

• при вскрытии пластов, особенно с малым пластовым давлением (низконапорных пластов), следует предупредить ухудшение фильтрационной способности призабойной зоны пласта;

• при вскрытии высоконапорных пластов (с пластовым давлением выше гидростатического давления) необходимо не допустить возможности открытого (аварийного) фонтаниро­вания скважины;

• должны быть созданы соответствующие и надежные конструкции стволов и забоев скважин.

Предупредить или уменьшить ухудшение фильтрационной способности ПЗС можно подбором качественного бурового раствора. Он должен обладать малой водоотдачей, плотностью, обеспечивающей допустимую репрессию давления (не более 5-10 % от пластового давления) и предупреждающей аварийное фонтанирование, высокой стабильностью (отсутствием рас­слоения на твердую и жидкую фазы), не вызывать набухание глин и образование эмульсий. Это достигается вводом в раствор различных добавок и выбором типа бурового раствора (эмуль­сии, на нефтяной основе и т. д.).

Конструкции забоев скважин

Часть скважины, вскрывшая продуктивный пласт, называ­ется забоем. Этот элемент скважины, как следует из вышеизло­женного, является принципиально важным, т.к. в течение срока эксплуатации скважины (а это — десятки лет) забой определяет ее эффективность и должен удовлетворять меняющимся усло­виям разработки, обеспечивая:

- механическую прочность призабойной зоны без ее раз­рушения;

- возможность избирательного воздействия на различные части вскрытой части продуктивного горизонта как за счет направленного вторичного вскрытия, так и за счет гидродина­мических или физико-химических обработок;

- максимально возможный коэффициент гидродинамиче­ского совершенства скважины.

В зависимости от существенно различающихся свойств продуктивного пласта и технологий выработки запасов угле­водородов можно использовать одну из следующих типовых конструкций забоев скважин, представленных на рис. 2.1:

1. Скважина с перфорированным забоем.

2. Скважина с забойным хвостовиком.

3. Скважина с забойным фильтром.

4. Скважина с открытым забоем.

Рис. 2.1. Типовые конструкции забоев скважин:

а — с перфорированным забоем; б — с забойным хвостовиком; в — с забойным фильтром; г — с открытым забоем; 1 — обсадная колонна; 2 — цементное кольцо; 3 — перфорационные отверстия; 4 — перфорационные каналы; 5 — перфорированный хвостовик; 6 — забойный фильтр; 7 — сальник (пакер); 8 — открытый забой

Вне зависимости от конструкции забоя после вскрытия продуктивного горизонта в скважине проводится цикл геофи­зических, а в продуктивном горизонте еще и цикл гидродина­мических исследований; по полученной информации решается ряд важных задач.

1. Скважины с перфорированным забоем (рис. 2.1, а) яв­ляются наиболее распространенными в нефтедобывающей промышленности в силу целого ряда преимуществ, к основным из которых можно отнести:

- надежная изоляция пройденных горных пород;

- возможность дополнительного вскрытия перфорацией временно законсервированных нефтенасыщенных интервалов в разрезе скважины;

- простота поинтервального воздействия на призабойную зону в случае сложного строения ее;

- существенное упрощение технологии бурения, т.к. бурение под эксплуатационную колонну ведется долотом одного размера до проектной отметки.

После разбуривания ствола до проектной отметки в скважи­ну спускается обсадная колонна, которая цементируется, а затем перфорируется. В условиях достаточно крепких коллекторов такая конструкция забоя является длительно устойчивой.

2. Скважины с забойным хвостовиком (рис. 2.1, б) предназначены для продуктивных горизонтов, представленных крепко сцементированными (очень крепкими) коллекторами. Скважина бурится до проектной отметки, затем в нее спуска­ется обсадная колонна, нижняя часть которой на толщину продуктивного горизонта имеет насверленные отверстия. По­сле спуска обсадной колонны проводится ее цементирование выше кровли продуктивного горизонта; при этом пространство между стенкой и обсадной колонной на толщину продуктивного горизонта остается свободным. Приток в такую скважину ана­логичен таковому в совершенную скважину, но забой является закрепленным, что исключает уменьшение диаметра скважины даже в случае частичного обрушения призабойной зоны.

3. Скважины с забойным фильтром (рис. 2.1, в) предназна­чены для слабосцементированных (рыхлых) коллекторов. До кровли продуктивного горизонта скважина бурится с диаме­тром, соответствующим диаметру эксплуатационной колонны. Затем в скважину спускаются обсадные трубы и производится цементирование. Продуктивный горизонт разбуривается до­лотом меньшего диаметра до подошвы. Перекрытие продук­тивного горизонта осуществляется фильтром, закрепляемым в нижней части обсадной колонны на специальном сальнике. Фильтр предназначен для предотвращения поступления песка в скважину. Известно большое количество фильтров, различаю­щихся не только конструкцией, но и материалом, из которого они изготавливаются.

4. Скважины с открытым забоем (рис. 2.1, г) предназначены для однородных устойчивых (прочных) коллекторов. Нижняя часть скважины (до кровли продуктивного горизонта) не от­личается от таковой для скважин с забойным фильтром. Про­дуктивный горизонт разбуривается также долотом меньшего диаметра до подошвы; при этом ствол скважины против про­дуктивного пласта остается открытым.

Совершенно очевидно, что такая конструкция обладает наилучшим гидродинамическим совершенством, но имеет огра­ниченное распространение в силу ряда недостатков, основными из которых являются:

- ограниченность или даже невозможность эксплуатации продуктивных горизонтов сложного строения;

- небольшая толщина продуктивного горизонта;

- невозможность эксплуатации скважины с достаточно большими депрессиями вследствие разрушения продуктивного горизонта (обвалы ПЗС).

Вторичное вскрытие пласта

Скважины с перфорированным забоем составляют более 95 % всего эксплуатационного фонда, в связи с чем рассмотрим основные методы перфорации скважин.

По принципу действия технических средств и технологий, применяемых для перфорации скважин, все методы можно разделить на следующие:

1. Взрывные.

2. Гидродинамические.

3. Механические.

4. Химические.

1. К взрывным методам относятся пулевая, торпедная и кумулятивная перфорация.

Пулевая перфорация осуществляется так называемым пулевым перфоратором, в котором имеются каморы с взрыв­чатым веществом, детонатором и пулей диаметром 12,5 мм. В результате практически мгновенного сгорания заряда давление на пулю достигает 2 тыс. МПа; под действием этого давления пуля пробивает обсадную колонну, цементный камень и может внедряться в породу, образуя перфорационный канал длиной до 150 мм, диаметр которого равен 12 мм. Если применяется перфоратор другой конструкции, то давление при взрыве суще­ственно ниже 2 тыс. МПа (0,6-0,8 МПа), но время его действия на пулю длительнее, что увеличивает начальную скорость вы­лета пули и ее пробивную способность; длина перфорационных каналов достигает 350 мм. Существуют пулевые перфораторы с горизонтальными и вертикальными стволами.

Торпедная перфорация осуществляется разрывными снарядами диаметром 32 или 22 мм. При попадании снаряда в горную породу после выстрела происходит взрыв внутреннего заряда снаряда и дополнительное воздействие на горную породу в виде образования системы трещин. Длина перфорационных каналов при торпедной перфорации достигает 160 мм. Торпед­ная перфорация осуществляется аппаратами с горизонтальны­ми стволами.

Кумулятивная (беспулевая) перфорация осуществляется за счет фокусирования продуктов взрыва заряда специальной формы, как правило, конической. Заряд конической формы облицован тонким медным листовым покрытием. При подрыве заряда медная облицовка заряда расплавляется, смешивается с газами и в виде газометаллической фокусированной струи прорезает канал в колонне, цементном камне и горной породе. Давление в струе достигает 0,3 млн. МПа, а скорость ее - 8 км/с. При этом образуется перфорационный канал длиной до 350 мм и диаметром до 14 мм. Кумулятивные перфораторы делятся на корпусные и бескорпусные (ленточные), но снаряды в них располагаются всегда горизонтально.

В настоящее время кумулятивная перфорация является наиболее распространенной, т.к. позволяет в широком диапазо­не регулировать характеристики зарядов, подбирая наилучшие для каждого конкретного продуктивного горизонта.

Вместе с тем всем взрывным методам присущи опреде­ленные недостатки, некоторые из которых являются весьма существенными. Так как при взрыве создается высокое дав­ление и возникает ударная волна, в обсадной колонне и осо­бенно в цементном камне возникают нарушения, связанные с трещинообразованием, нарушением связи цементного камня с горными породами и обсадной колонной и потерей герметич­ности заколонного пространства. В процессе эксплуатации скважины это приводит к заколонным перетокам.

Перфорационные каналы, создаваемые при взрывных ме­тодах, имеют уплотненные стенки, а сами каналы засорены не только продуктами взрыва, но и различными разрушающимися деталями (герметизирующая резина, фрагменты ленты ленточ­ных перфораторов и др.). При удачной пулевой перфорации в конце перфорационного канала находится пуля, что снижает эффективность фильтрации флюида. При неудачной пулевой перфорации пули застревают в колонне или цементном камне. В любом случае при взрывных методах перфорации на вну­тренней поверхности обсадной колонны образуются заусенцы, осложняющие или делающие невозможным проведение иссле­довательских работ в скважине спускаемыми измерительными приборами.

2. Среди гидродинамических методов вторичного вскрытия наиболее применимой на сегодня является гидропескоструйная перфорация (ГПП), входящая в арсенал средств и методов нефтегазодобывающего предприятия.

Основой ГПП является использование кинетической энергии жидкостно-песчаных струй, формируемых в насадках специального аппарата — гидропескоструйного перфоратора. Высокоскоростные (до 100 м/с) жидкостно-песчаные струи обладают абразивным действием, что позволяет направленно и эффективно воздействовать на обсадную колонну, цементный камень и горные породы, создавая в них каналы различной ориентации. Гидропескоструйный перфоратор закрепляется на нижнем конце колонны НКТ и спускается в скважину на заданную глубину. На поверхности используется специальное оборудование: устьевая арматура, насосные и пескосмесительные агрегаты и др. Песчано-жидкостная смесь закачивается в НКТ насосным агрегатом под высоким давлением.

При фиксированном положении гидропескоструйного пер­форатора в скважине в обсадной колонне и цементном камне образуются крупные отверстия, а в породе - грушеобразные каверны, форма которых показана на рис.2.2. Форма и размеры каверны зависят не только от прочности горной породы, но и от скорости песчано-жидкостных струй, содержания в ней песка, его количества и размеров песчинок, продолжительности воз­действия и фильтруемости жидкости.

Гидропескоструйная перфорация позволяет получать пер­форационные каналы большой глубины (до 1,5 м), с чистой по­верхностью и не изменять проницаемости на стенках каверны (в

Рис. 2.2. Схема образования грушеобразной каверны в породе при гидропескоструйной перфорации:

1 — обсадная колонна; 2 — цементный камень; 3 — горная порода; 4 — круглое отверстие; 5 — грушеобразная каверна

отличие от взрывных методов перфорации, при которых стенки перфорационных каналов в горной породе переуплотнены).

Недостатком гидропескоструйной перфорации является необходимость применения большого количества техники, длительность и трудоемкость процесса.

3. Механический метод перфорации является сравнительно новым и осуществляется сверлящим перфоратором, представ­ляющим из себя, по существу, электрическую дрель. Этот пер­форатор представляет собой корпус с электромотором. Сверло расположено в корпусе горизонтально. В связи с этим выход сверла определяется диаметром корпуса, что в ряде случаев является недостаточным.

При этом методе вторичное вскрытие осуществляется сверлением отверстий диаметром 14-16 мм; при сверлении обсадной колонны давление на цементный камень является ма­лым, и он не повреждается. При соответствующем выходе свер­ла просверливаются не только обсадная колонна и цементный камень, но и часть горной породы. Поверхность такого канала является гладкой, а горная порода не уплотненной. Отсутствуют заусенцы и на внутренней поверхности обсадной колонны.

Как показало промышленное использование сверлящих перфораторов, они не повреждают цементного камня и не на­рушают герметичности заколонного пространства, позволяя эффективно вскрывать продуктивные горизонты вблизи водонефтяного потока, избегая преждевременного обводнения сква­жин, которое неизбежно при взрывных методах. Недостатком сверлящего перфоратора является ограниченный выход сверла. Это не всегда обеспечивает эффективное вскрытие, особенно при эксцентричном расположении обсадной колонны в це­ментном камне, что характерно для наклонно-направленных скважин.

4. К химическим методам перфорации можно отнести такие, при которых вторичное вскрытие происходит за счет химиче­ской реакции, например, металла с кислотой.

Обсадная колонна длиной, равной толщине продуктивного горизонта или необходимому интервалу вскрытия, просверли­вается в соответствии с выбранной плотностью перфорации до спуска ее в скважину (на поверхности). Просверленные от­верстия закрываются, например, магниевыми пробками, длина которых равна сумме толщины обсадной колонны и толщины цементного кольца. Затем обсадная колонна спускается в сква­жину и производится ее цементирование. После схватывания цементного раствора в скважину закачивается расчетное ко­личество раствора соляной кислоты, которое продавливается до интервала вскрытия. Взаимодействие солянокислотного раствора с магниевыми пробками приводит к их растворению, и через определенное время магниевые пробки растворяются полностью, раскрывая просверленные в обсадной колонне от­верстия и отверстия, образовавшиеся в цементном камне. В результате создается хорошая гидродинамическая связь ПЗС с полостью скважины.

Таким образом, рассмотренные методы вторичного вскры­тия, технологии и техника их реализации являются многооб­разными, но не существует ни одного, который бы не обладал определенными, а иногда и существенными недостатками.

Таблица 2 1

Освоение скважин

Освоение скважины — комплекс технологических опера­ций по вызову притока и обеспечению ее продуктивности или приемистости, соответствующей локальным возможностям пласта. После проводки скважины, вскрытия пласта и перфо­рации обсадной колонны, которую иногда называют вторичным вскрытием пласта, призабойная зона и, особенно, поверхность вскрытого пласта бывают загрязнены тонкой глинистой взве­сью или глинистой коркой. Кроме того, воздействие на породу ударных волн широкого диапазона частот при перфорации вызывает иногда необратимые физико-химические процессы в пограничных слоях тонкодисперсной пористой среды, размеры пор которой соизмеримы с размерами этих пограничных слоев с аномальными свойствами. В результате образуется зона с по­ниженной проницаемостью или с полным ее отсутствием.

Цель освоения — восстановление естественной проницаемости коллектора на всем протяжении призабойной зоны пласта и получения продукции скважины, соответствующей ее потенциальным возможностям. Все операции по вызову притока и освоению скважины сводятся к созданию на ее забое депрессии, т.е. давления ниже пластового. Причем в устойчивых коллекторах эта депрессия должна быть достаточно большой и достигаться быстро, в рыхлых коллекторах, наоборот, — не­большой и плавной.

Скважины осваивают после бурения, перфорации или ремонта. При бурении и перфорации скважина заполнена буровым раствором. При перфорации репрессия давления на пласт (разность между давлением на забое и пластовым давлением) не должна превышать 5% от пластового давления. Для проведения ремонта ее также заполняют жидкостью или раствором (глушат).

Глушение скважины жидкостью проводят для предотвра­щения открытого фонтанирования, выбросов нефти, газа при снятии устьевого оборудования и подъеме труб из скважины, т. е. для создания противодавления на пласт. Плотность жидко­сти глушения должна соответствовать пластовому давлению в скважине. Перед вызовом притока давление на забое скважины больше или равно пластовому давлению.

Для вызова притока необходимо выполнение условия Р_з<Р_пл, т. е. создание депрессии давления на пласт АР= Р_пл — Р_з, где Р_пл — пластовое давление; Р₃ — забойное давление. Так как забойное давление можно представить как гидростатическое давление столба жидкости в скважине, то условие вызова при­тока можно записать:

hpg<P_m (2-1)

где h — высота столба жидкости в скважине; р — плотность жидкости; g — ускорение свободного падения.

Для удовлетворения этого условия с целью вызова притока необходимо уменьшить либо /г, либо р, поскольку пластовое давление остается неизменным в процессе освоения данной скважины. Известно несколько методов и много способов вы­зова притока и освоения; выбор того или иного из них зависит от ряда критериев.

ГЛАВА 2

ПОДГОТОВКА К ЭКСПЛУАТАЦИИ И ОСВОЕНИЕ

НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Подготовка скважины к эксплуатации

Подготовка скважины к эксплуатации — это комплекс работ, которые проводят с момента вскрытия буровым долотом кровли продуктивного пласта до вывода работы скважины на техноло­гический режим. Комплекс включает вскрытие продуктивного пласта, спуск и цементирование обсадной эксплуатационной колонны, оборудование устья и забоя, перфорацию и освоение скважины. Выбор метода подготовки скважины к эксплуатации (заканчивания скважины) определяется целым рядом гео­логических, технических, технологических и экономических факторов.

Каждый из этих этапов является крайне важным, от них зависит вся дальнейшая эксплуатация скважины.

При проведении этих работ должны быть созданы бла­гоприятные условия для притока нефти и газа в скважину. Качественное их выполнение обеспечивает освоение скважины в кратчайший период, высокий текущий дебит, большую на­копленную (суммарную) добычу углеводородов. Чем больше текущие дебиты скважин, тем меньше продолжительность раз­работки месторождения, а также меньше необходимое число скважин для достижения заданного срока разработки.

Для получения наибольшей нефтеотдачи необходимо обе­спечить приток из всех пластов и пропластков эксплуатацион­ного объекта, на который пробурена скважина. При создании благоприятных условий притока уменьшаются энергетические затраты на подъем единицы продукции по стволу скважины на поверхность и транспортирование ее до пунктов сбора, кроме того улучшаются условия работы эксплуатационного оборудо­вания, например насосов.

Требования к конструкции скважин

В понятие конструкции скважины входят диаметр ствола скважины, который определяется диаметром долота, глубина бурения, диаметры, толщина стенок и глубина спуска секций обсадных колонн, высота поднятия цементного раствора, глу­бины расположения зон перфорации, инклинограмма. При экс­плуатационных работах для правильного оснащения скважины оборудованием и выбора наиболее рационального технологиче­ского режима необходимы сведения об этих параметрах.

В зависимости от назначения скважин конструкция может существенно изменяться, но всегда должна удовлетворять не­которым общим требованиям:

1. Надежное разобщение пройденных пород и их гермети­зация, что вытекает из требований охраны недр и окружающей среды и достигается за счет прочности и долговечности крепи, герметичности обсадных колонн, межколонных и заколонных пространств, а также за счет изоляции флюидонасыщенных горизонтов.

2.Получение максимального количества горногеологи­ческой и физической информации по вскрываемому скважиной разрезу.

3. Возможность оперативного контроля за вероятным меж­колонным или заколонным перетоком флюидов.

4. Длительная безаварийная работа при условии безопасно­го ведения работ на всех этапах жизни скважины.

5. Конструкция должна иметь определенный диаметр обсад­ных труб, что особо относится к эксплуатационной колонне.

6. Быть стабильной (не изменять своих первоначальных характеристик в течение длительного времени или после про­ведения определенных технологических операций).

7. Эффективное фиксирование конструкции в стволе сква­жины.

8. Возможность аварийного глушения скважины.

9. Возможность трансформации одного вида скважины в другой за счет максимальной унификации по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины.

Кроме перечисленных, конструкция скважины должна удовлетворять определенным технологическим требованиям, основными из которых являются:

1. Хорошая гидравлическая характеристика (минимум со­противлений).

2. Максимально возможное использование пластовой энер­гии в процессе подъема продукции на дневную поверхность за счет выбора оптимального диаметра эксплуатационной колон­ны и конструкции забоя.

3. Возможность проведения всех видов исследований глу­бинными приборами.

4. Проведение всех технологических операций в скважине, в том числе и по воздействию на продуктивный горизонт.

5. Применение различных способов эксплуатации с использованием эффективного оборудования, в том числе и с большими нагрузками на стенку скважины (колонны).

Физические процессы, протекающие в призабойной зоне скважины

Под призабойной зоной скважины (ПЗС) понимается зона, прилегающая к стенкам скважины, в которой существенно воз­растают фильтрационные сопротивления движению продукции. До настоящего времени не существует никаких рекомендаций по численному определению радиуса этой зоны, что в значи­тельной степени осложняет оценку эффективности различных методов искусственного воздействия на призабойные зоны скважин и сравнение их между собой.

Различают первичное и вторичное вскрытие продуктивного горизонта. Под первичным вскрытием понимается процесс разбуривания продуктивного горизонта долотом. Вторичное вскрытие — процесс связи внутренней полости скважины с продуктивным горизонтом (перфорация скважины).

Так как процессы и первичного, и вторичного вскрытия являются процессами временными, то за время вскрытия в при­забойной зоне скважины (ПЗС) могут происходить различные физические и химические превращения.

К основным факторам, определяющим коэффициент про­ницаемости (а, следовательно, и коэффициент подвижности) ПЗС во времени, относятся:

1. Кольматация — процесс загрязнения ПЗС механиче­скими частицами, содержащимися в жидкостях с возможным последующим их набуханием. Если же в ПЗС попадают только фильтраты различных растворов, то в этом случае возможно набухание частиц цементирующего материала терригенной горной породы или самих частиц скелета породы.

2. Проникновение в ПЗС фильтратов различных растворов и жидкостей, используемых в период первичного, вторичного вскрытия, вызова притока и освоения.

3. Термодинамическая неустойчивость забойных условий со стороны скважины и призабойной зоны.

4. Оплавляемость поверхностей перфорационных каналов в процессе перфорации.

В процессе вскрытия продуктивного горизонта, вызова при­тока, освоения и эксплуатации в ПЗС происходят существенные изменения, влияющие на продуктивность скважины.

К основным причинам снижения проницаемости приза­бойной зоны в процессе эксплуатации скважин можно отнести следующие.

1. Для добывающих скважин:

• проникновение жидкости глушения (пресной или со­леной воды) или жидкости промывки в процессе подземного ремонта;

• проникновение пластовой воды в ПЗС (в обводненных скважинах) при остановках скважин;

• набухание частиц глинистого цемента терригенного кол­лектора при насыщении его пресной водой;

• образование водонефтяной эмульсии;

• выпадение и отложение асфальто-смоло-парафиновых составляющих нефти или солей из попутно добываемой воды при изменении термобарических условий;

• проникновение в ПЗС механических примесей и про­дуктов коррозии металлов при глушении или промывке сква­жины.

2. Для нагнетательных скважин:

• набухание глинистых пород при контакте с пресной за­качиваемой водой, а также с растворами определенных хими­ческих реагентов;

• смена в процессе закачки минерализованной воды на пре­сную с образованием и отложением солей;

• кольматация ПЗС твердой фазой промывочной жидкости при ремонтных и других работах в скважине;

• повышенная остаточная нефтенасыщенность в призабойных зонах скважин, которые до перевода под нагнетание воды работали как добывающие.

Существенным фактором снижения эффективности выра­ботки запасов и конечного коэффициента нефтеотдачи является обводнение добывающих скважин, приводящее к снижению фазовой проницаемости для нефти. До настоящего времени нет каких-либо определенных рекомендаций по оценке раз­меров ПЗС, что в значительной степени осложняет разработку рациональной технологии первичных обработок ПЗС с целью интенсификации добычи нефти, но, главным образом, это ска­зывается на повторных обработках.

Первичное вскрытие пласта

Продуктивность скважины может быть значительно сниже­на, а иногда вообще потеряна, если при вскрытии продуктивного пласта не учитывать физико-геологических условий пласта, пластового давления, степени насыщения, степени дренирова­ния.

Методы вскрытия нефтяных и газовых пластов бурением могут быть разными. Все они должны удовлетворять следую­щим основным требованиям:

• при вскрытии пластов, особенно с малым пластовым давлением (низконапорных пластов), следует предупредить ухудшение фильтрационной способности призабойной зоны пласта;

• при вскрытии высоконапорных пластов (с пластовым давлением выше гидростатического давления) необходимо не допустить возможности открытого (аварийного) фонтаниро­вания скважины;

• должны быть созданы соответствующие и надежные конструкции стволов и забоев скважин.

Предупредить или уменьшить ухудшение фильтрационной способности ПЗС можно подбором качественного бурового раствора. Он должен обладать малой водоотдачей, плотностью, обеспечивающей допустимую репрессию давления (не более 5-10 % от пластового давления) и предупреждающей аварийное фонтанирование, высокой стабильностью (отсутствием рас­слоения на твердую и жидкую фазы), не вызывать набухание глин и образование эмульсий. Это достигается вводом в раствор различных добавок и выбором типа бурового раствора (эмуль­сии, на нефтяной основе и т. д.).

Конструкции забоев скважин

Часть скважины, вскрывшая продуктивный пласт, называ­ется забоем. Этот элемент скважины, как следует из вышеизло­женного, является принципиально важным, т.к. в течение срока эксплуатации скважины (а это — десятки лет) забой определяет ее эффективность и должен удовлетворять меняющимся усло­виям разработки, обеспечивая:

- механическую прочность призабойной зоны без ее раз­рушения;

- возможность избирательного воздействия на различные части вскрытой части продуктивного горизонта как за счет направленного вторичного вскрытия, так и за счет гидродина­мических или физико-химических обработок;

- максимально возможный коэффициент гидродинамиче­ского совершенства скважины.

В зависимости от существенно различающихся свойств продуктивного пласта и технологий выработки запасов угле­водородов можно использовать одну из следующих типовых конструкций забоев скважин, представленных на рис. 2.1:

1. Скважина с перфорированным забоем.

2. Скважина с забойным хвостовиком.

3. Скважина с забойным фильтром.

4. Скважина с открытым забоем.

Рис. 2.1. Типовые конструкции забоев скважин:

а — с перфорированным забоем; б — с забойным хвостовиком; в — с забойным фильтром; г — с открытым забоем; 1 — обсадная колонна; 2 — цементное кольцо; 3 — перфорационные отверстия; 4 — перфорационные каналы; 5 — перфорированный хвостовик; 6 — забойный фильтр; 7 — сальник (пакер); 8 — открытый забой

Вне зависимости от конструкции забоя после вскрытия продуктивного горизонта в скважине проводится цикл геофи­зических, а в продуктивном горизонте еще и цикл гидродина­мических исследований; по полученной информации решается ряд важных задач.

1. Скважины с перфорированным забоем (рис. 2.1, а) яв­ляются наиболее распространенными в нефтедобывающей промышленности в силу целого ряда преимуществ, к основным из которых можно отнести:

- надежная изоляция пройденных горных пород;

- возможность дополнительного вскрытия перфорацией временно законсервированных нефтенасыщенных интервалов в разрезе скважины;

- простота поинтервального воздействия на призабойную зону в случае сложного строения ее;

- существенное упрощение технологии бурения, т.к. бурение под эксплуатационную колонну ведется долотом одного размера до проектной отметки.

После разбуривания ствола до проектной отметки в скважи­ну спускается обсадная колонна, которая цементируется, а затем перфорируется. В условиях достаточно крепких коллекторов такая конструкция забоя является длительно устойчивой.

2. Скважины с забойным хвостовиком (рис. 2.1, б) предназначены для продуктивных горизонтов, представленных крепко сцементированными (очень крепкими) коллекторами. Скважина бурится до проектной отметки, затем в нее спуска­ется обсадная колонна, нижняя часть которой на толщину продуктивного горизонта имеет насверленные отверстия. По­сле спуска обсадной колонны проводится ее цементирование выше кровли продуктивного горизонта; при этом пространство между стенкой и обсадной колонной на толщину продуктивного горизонта остается свободным. Приток в такую скважину ана­логичен таковому в совершенную скважину, но забой является закрепленным, что исключает уменьшение диаметра скважины даже в случае частичного обрушения призабойной зоны.

3. Скважины с забойным фильтром (рис. 2.1, в) предназна­чены для слабосцементированных (рыхлых) коллекторов. До кровли продуктивного горизонт