Пути улучшения вскрытия продуктивных пластов в нефтяных, нагнетательных, газовых и разведочных скважинах
А.З. МУШИН, Т.М. ЗОЛОЕВ
Как известно, вскрытие продуктивного пласта является заклю чительным этапом при бурении скважин и подготовке к вводу их в эксплуатацию или опробованию. От качества вскрытия пласта во многом зависит продуктивность эксплуатационных и разведочных скважин. Правильно разработанные техника и технология вскрытия пласта часто решают вопрос успешности опробования разведочных скважин и открытия новых залежей нефти и газа.
Однако, несмотря на всю важность этого результирующего этапа в процессе проводки скважин, ему до сих пор не уделяется должного внимания.
В процессе бурения скважин промышленные объекты (продуктивные пласты) вскрываются при наличии в скважине давления столба промывочной жидкости, значительно превышающем пластовое давление продуктивного горизонта.
Такая технология вскрытия пласта вызывается необходимостью предотвращать возможные выбросы и другие осложнения в процессе проводки скважин. Вследствие относительно высокого противодавления на пласт столба промывочной жидкости неизбежно происходит засорение пор коллектора пласта в призабойной зоне.
Глубина и степень засорения коллектора фильтратом и мехпримесями зависят от качества промывочного раствора. Чем выше коллоидальные свойства промывочного раствора, тем лучше происходят штукатурка и образование малопроницаемой корки на стенках скважины, а следовательно, меньше глубина проникновения фильтрата и мехпримесей в призабойную зону пласта. Однако засорение пор коллектора происходит при любом качестве промывочной жидкости. Кроме того, глубина проникновения фильтрата и особенно мехпримесей зависит и от геолого-физических параметров самого коллектора пласта. Чем выше пористость и проницаемость коллектора, тем глубже засоряется он при бурении.
Основными пластами, которые в настоящее время разрабатываются на нефтяных месторождениях волго-уральских районов, являются девонский и угленосный продуктивные горизонты. Коллекторы этих горизонтов представлены исключительно неоднородными по своим геолого-физическим параметрам песчаными разностями.
Вследствие того, что в процессе бурения применяются некачественные промывочные растворы, глубина проникновения фильтрата раствора достигает нескольких десятков сантиметров, а в отдельных случаях исчисляется метрами. При такой глубине засорения продуктивного коллектора применяемые в настоящее время средства перфорации не могут обеспечить полного вскрытия незасоренного пласта. Известно, что лучшим методом перфорации в настоящее время является кумулятивная перфорация, при которой максимальная глубина пробития в плотной породе равна 20-25 см. Что касается пулевой перфорации, то глубина проникновения пуль в породу пласта значительно меньше кумулятивной перфорации. Диаметры отверстий, пробиваемые кумулятивными зарядами, очень малы, что создает значительные дополнительные сопротивления притоку нефти из пласта в скважину. Стендовые испытания в Туймазинской геофизической конторе показали, что максимальное входное отверстие, пробиваемое зарядом перфоратора ПК-103, равно 8-9 мм; входные отверстия от прострела перфораторами ПК-80 и ПК-65 равны соответственно 6 и 5 мм, а глубина проникновения зарядов достигает соответственно 20, 13 и 9 см (см. рисунок).
При освоении и опробовании скважин созданием депрессий происходит самоочистка призабойной зоны от фильтрата и мехпримесей. Если в рыхлых пластах этот процесс не вызывает больших трудностей, так как с началом эксплуатации при создании депрессии происходят вынос из пласта большого количества песка и довольно быстрое очищение призабойной зоны от проникшего фильтрата и мехпримесей, то в плотных, хорошо сцементированных коллекторах-песчаниках очистка проникшего фильтрата и мехпримесей из призабойной зоны пласта значительно затруднена.
В практике эксплуатации фонтанных скважин Туймазинского месторождения установлено, что в процессе эксплуатации фонтанных скважин нефть из них поступает со значительным содержанием мехпримесей и пресной воды. Анализы показывают, что все это было внесено в пласт в процессе вскрытия пласта промывочной жидкостью. Установлено, что очистка длится иногда месяц и более в зависимости от глубины засорения и мощности фонтанной струи. Процесс очистки призабойной зоны в скважинах, работающих механизированным способом, вследствие малых скоростей потока происходит более длительное время. Несмотря на то, что большое количество насосных скважин эксплуатируется уже в течение 5-8 лет, призабойная зона в них все еще полностью не очистилась. На забоях скважин периодически накапливаются осадок мехпримеси и столб пресной воды - фильтрата промывочного раствора.
Необходимо принять срочные меры к увеличению диаметра отверстий перфорации, так как пропускная способность отверстий резко увеличивается с увеличением диаметра отверстий. Например, при диаметре отверстий перфорации 12 мм расход через отверстие в 2 раза больше, чем через отверстие диаметром 9 мм.
Увеличение диаметра отверстия и глубины имеет большое значение для снятия сопротивлений потока жидкости при дренировании продуктивного пласта.
Как показали исследования ГрозНИИ, совершенство фильтрационного потока с увеличением диаметра и глубины канала перфорации резко возрастает. Так, при увеличении диаметра 12-15 мм совершенство фильтрационного потока повышается более чем на 100%.
Если вскрытие по глубине перфорации не всегда обеспечивает должного притока нефти из пласта в скважину, то качество вскрытия по разрезу всей мощности пласта в настоящее время является совершенно неудовлетворительным. Промысловые исследования глубинным дебитомером показывают, что после сплошной пулевой или кумулятивной перфорации всего разреза эффективное вскрытие достигается всего лишь в 25-40% мощности продуктивного пласта.
Малая глубина перфорации в ухудшенной по проницаемости части разреза в призабойной зоне приводит к тому, что продуктивный пласт в этой части остается невскрытым. Испытание избирательного гидравлического разрыва пласта при помощи временного перекрытия перфорационных отверстий высокопрочными эластичными шариками показало, что после перфорации часть пропластков не работала. Поинтервальный гидроразрыв позволил вовлечь в разработку ранее не работающие пропластки.
Для улучшения вскрытия продуктивного пласта по всей его мощности целесообразно, как правило, после проведения перфорации колонны применять более активное средство для качественного вскрытия пласта - многократный поинтервальный гидравлический разрыв пласта с временным перекрытием отверстий перфорации закупоривающими шариками, которые позволяют обрабатывать каждое отверстие перфорации способом гидроразрыва. Должны быть также приняты меры к резкому увеличению глубины перфорации и, в частности, наряду с усилением кумулятивных перфораторов разработаны и широко внедрены струйные гидравлические перфораторы, позволяющие при помощи струи жидкости с абразивным материалом (песком) образовывать глубокие каналы в продуктивном пласте. Проведение многократного поинтервального гидроразрыва дает возможность, помимо образования глубоких трещин в каждом отдельном интервале пласта, углубить и расширить каждое отверстие перфорации, что в значительной степени улучшит производительность продуктивного пласта по всей его мощности.
В настоящее время для вскрытия колонны и продуктивного пласта применяется плотность перфорации до 30-40 отверстий на 1 м мощности пласта. Такая плотность перфорации имеет плохие последствия. Чрезмерная плотность перфорации разрушает целостность цементного кольца, что ведет к обводнению и невозможности в дальнейшем производить обработку призабойной зоны из-за затрубного сообщения.
Расчеты и стендовые испытания показывают, что весьма плотная перфорация совершенно не нужна. Максимум 8-10 отверстий диаметром 12-13 мм на 1 м мощности пласта может вполне обеспечить пропуск больших объемов жидкости.
Специальные исследования показывают, что при значительном изменении плотности перфорации происходит небольшое изменение коэффициента совершенства потока. Так, уменьшение плотности перфорации в 2,5 раза вызывает снижение j - коэффициента совершенства потока от 1 до 0,9 в 5,3 раза вызывает снижение j от 1 до 0,8 и в 12,7 раза вызывает снижение от 1 до 0,7.
Уменьшение плотности перфорации до 8-10 отверстий на 1 м мощности при условии дальнейшего углубления каналов перфорации гидроразрывом обеспечит сохранность цементного кольца и, кроме того, намного снизит стоимость перфорационных работ.
Мы считаем, что большое значение для последующей очистки продуктивного пласта имеет применение добавки поверхностно-активных веществ к промывочным растворам, применяемым при вскрытии пласта. Испытания поверхностно-активных веществ, проведенные при вскрытии пласта на скважинах в НПУ Туймазанефть, показали положительные результаты. Освоение скважин в этих случаях происходит весьма быстро и успешно, так как ПАВ способствуют лучшему и глубокому очищению призабойной зоны от проникшего фильтрата промывочного раствора и мехпримесей.
Выводы
1. Для более качественного вскрытия пласта в процессе бурения необходимо наряду с улучшением качества промывочного раствора обязательно добавлять в раствор поверхностно-активные вещества, что способствует лучшей и более быстрой и глубокой очистке призабойной зоны от проникшего фильтрата и мехпримесей.
2. Учитывая, что и при хорошем качестве промывочного раствора все же наблюдается некоторое проникновение его в призабойную зону пласта, необходимо принять меры к более качественной и глубокой перфорации и образованию глубоких каналов для обеспечения вскрытия пласта глубже зоны проникновения фильтрата раствора.
3. Для снижения сопротивлений притоку нефти из пласта в скважину и улучшения условий дренирования его целесообразно увеличить диаметр перфорационных отверстий до 12-13 мм вместо 6-9 мм, применяемых в настоящее время.
4. Для создания более глубоких каналов, связывающих скважину с удаленной частью пласта, предлагается осуществлять углубление каждого отверстия перфорации методом многократного селективного гидроразрыва по способу последовательного перекрытия отверстий перфораций временно закупоривающими шариками.
Проведение многократного поинтервального гидроразрыва пласта с применением новой прогрессивной технологии - временного перекрытия отверстий перфорации эластичными шариками - и нефильтрующей жидкости разрыва (нефть с добавкой 1-2% асфальтита) дает возможность регулировать дренирование пласта по его мощности и продвижение водонефтяного контакта по разрезу пласта.
5. Высокая плотность перфорации пласта не вызывается технологической необходимостью эксплуатации скважин. С целью сохранения целостности цементного кольца и обсадной колонны и создания условий для улучшения более глубокого вскрытия пласта целесообразно уменьшить плотность перфорационных отверстий до 8-10 отверстий на 1 м мощности пласта при условии увеличения диаметра отверстий и углубления их методом гидроразрыва.
ЛИТЕРАТУРА
1. Мушин А.З. Применение гидроразрыва пласта на нефтепромыслах и пути улучшения технологии проведения его. Доклад на всероссийской школе-семинаре по обмену опытом новой технологии гидроразрыва 1-5 октября 1959 г.
2. Золоев Т.М., Кобелева В.А. Пути интенсификации добычи нефти. Фонды НПУ Туймазанефть.
3. Григорьян Н.Г. Кумулятивная перфорация скважин. Нефт. хоз., № 4, 1956.
4. Поляков В.Л. Экспериментальное исследование влияния перфорации скважины на приток при линейной фильтрации жидкости. Изв. Высш. учебных заведений, № 12, 1959.
5. Соburn R.W. Увеличение добычи за счет правильно запроектированного завершения скважин. World Oil, № 5, X-147, 1958.
ВНИИ, Туймазанефть
Рисунок Схема вскрытия пласта кумулятивной перфорацией.
