Яремійчук Р.С., Возний В.Р. Освоєння та дослідження свердловин

Подождите немного. Документ загружается.

Зміна

фільтраційних

властивостей

порід

колекторів

РОЗДІЛ

4.5. Аналіз відкриття пластів

на

деяких родовищах України

Відомо, що продуктивність свердловин залежить від

багатьох

пара-

метрів, але якість відкриття відбивається лише на одному

них

про-

никностях пласта-колектора. Фактичний

дебіт

свердловини визна-

чається середньою проникністю порід-колекторів, яка зв'язана

про-

никністю погіршеної привибійної зони Кз та

віддаленої

зони пласта

Кпл

такою теоретичною залежністю:

КплК

\п(Я

/гс)

сер

пл

1п (із/г

) +К

1п (К

/гз

) '

(

}

де

радіус

контура живлення,

м ; г

радіус

погіршеною про-

никністю,

м;

радіус

свердловини,

м.

На

рис.

4.5

зображені теоретичні залежності

Ксер/Кпл

від глибини

проникнення

глинистих частин промивної рідини (7

— г

)

пласт

при

різних значеннях співвідношення

Кз/Кпл

для

випадку, якщо

погіршення фільтраційних властивостей

привибійній зоні відбулися

лише внаслідок проникнення частини дисперсійної фази в пласт-колек-

тор.

рис.

4.5

видно, що проникнення останніх на незначну глибину

(2...5

см) при

умові

зменшення проникності пласта супроводжується

істотним погіршенням якості його відкриття. Оцінку якості відкриття

продуктивних горизонтів найчастіше здійснюють через параметр "скін-

ефект", або через параметр ВП (відношення продуктивностей)

це від-

ношення

фактичної продуктивності до теоретичної

ВП

сер

(4.5)

Коефіцієнт

привибійного закупорювання визначається

відношенням параметрів гідропровідностІ пласта та привибійвої зони

погіршеною проникністю

= ? , (4.6)

де/г

товщина продуктивної частини пласта;

[і

в'язкість нафти або

газу

пластових

умовах;

проникність.

Позначки

"пл"

"з" означають, що гідропровідність відноситься

до

віддаленої

або привибійної зони пласта.

На

прикладі переважно теригенних продуктивних пластів верхньо-

кам'яновугільного

нижнєпермського вікуЛеляківського та Гнідинців-

ського родовищ Дніпро-Донецької впадини зроблено аналіз якості

їх

відкриття

врахуванням проникнення дисперсної фази промивної рі-

дини

максимальним виключенням інших факторів впливу на пласт.

їоб

РОЗДІЛ

Зміна

фільтраційних

властивостей

порід

колекторів

005

0,1 0,15 0,2 1,М

Рис.

4.5 Графік зниження проникності пласта

Ксер/Кпл

при таких

Кз/Кпл:

1-0,1; 2-0,05; 3-0,025; 4-0,01; 5-0,005.

Породи-колектори цих родовищ представлені різнозернистими оліго-

міктовими

поліміктовими пісковиками, дещо

меншій мірі

алев-

ролітами

доломітизованими вапняками. Пісковики зцементовані

основному карбонатним цементом контактно-порового

та

порового

типів, кількість цементу коливається від

до

25...30%.

Буріння, тампо-

нування

перфорацію цих свердловин здійснювали приблизно

одна-

кових

умовах.

На

рис. 4.6 зображені залежності ВП

та

коефіцієнта Пз від проник-

ності пласта.

цього рисунка видно, що

мінімальним погіршенням

фільтраційних властивостей

привибійній зоні відкриваються пласти

проникністю

0.035...0Д

мкм . Зі збільшенням проникності порід якість

відкриття погіршується. Найменші значення ВП

(0,05...0,25)

характерні

для свердловин, які відкрили пласт

проникністю

0,45...0,78

мкм . Фак-

тичний

дебіт

таких свердловин складає менше 25% від теоретично мож-

ливого. Таким значенням параметра ВП на рис. 4.6 відповідає глибина

проникнення

глинистих частинок в пласт при різних значеннях

Кз/Кпл

від

до

см. При дальшому збільшенні проникності якість відкриття

пластів поступово покращується, але все ж залишається більш низькою,

ніж для пластів

проникністю

0,35.-0

Д мкм

Подібні залежності спо-

стерігаються

при оцінці якості відкриття за допомогою коефіцієнта Пз.

і)ис.

4.6

видно, що пласти-колектори

проникністю

0,035...0,25

мкм

та

1,2...2,3

мкм відкриваються

мінімальним погіршенням

їх

фільтраційних властивостей

привибійній зоні. Значно гірше освою-

ються пласти-колектори

проникністю

0,25...1,1

мкм

причому, при

проникності

пластів від 0,25 до 0,28

до

0,78...0,8

мкм коефіцієнт при-

вибійвого закупорювання зростає від 3,5 до 8,

пізніше зі збільшенням

проникності

зменшується до 2...3.

Зміна

фільтраційних

властивостей

порід

колекторів

РОЗДІЛ 4.

Г.ІАнтонишин та О.О.Борковський на моделі порового середовища

вивчали вплив

структури

порового простору на проникнення дисперс-

ної фази промивної рідини в пористе середовище І характер його заку-

порювання.

Встановлено, що при діаметрі з'єднуючих пори канальців

менших 10 мкм, які забезпечують фільтрацію, глинисті частинки не

Рис. 4.6.

Залежність

фактичної

продуктивності

свердловини

по

відношенню

до

теоретичної

(а) і

коефіцієнта

присвердловинного

закупорення

(б) в

залежності

від

проникності

пласта

лише не проникають в ці канал

ьці,

але й в пори, які вони з'єднують.

Проникнення

глинистих частинок починається при діаметрі з'єдную-

чих канальців більше 10 мкм, причому в діапазоні

діаметрів

останніх

10...20

мкм і діаметрі пор

30...40

(рідше 60) мкм закупорюються глини-

стими частинками повністю. При більшому діаметрі закупорюються

частково або взагалі не закупорюються. Проникнення

6...8%

глинистих

частинок в пористе середовище знижує його проникність в декілька

разів.

Структура порового простору порід-колекторів Леляківського і Гні-

динцівського родовищ характеризується такими параметрами: у слабо-

ущільнених крупно-, середньозернистих пісковиків з вмістом цементу

не

більше 15% середні діаметри розширених і звужених ділянок порових

каналів складають відповідно

35...50

10...15

мкм, середньоефєктивний

(умовний)

діаметр

порових каналів

10...30

мкм. Проникність таких

пісковиків більша 0,5 мкм

. Зі збільшенням кількості цементу до 25% ці

параметри відповідно зменшуються до

20...40,

8...13

10...22

мкм, а

проникність

до

0,15...0,5

мкм . У пород-колекторів, які відкриваються з

мінімальним погіршенням фільтраційних властивостей (проникність

0,35...0,1

мкм ) середній

діаметр

порових каналів не перевищує 10 мкм,

а максимальний (проникність

0,25...0,8

мкм )

16...30

мкм.

Дослідження

структури

порового простору пород-колекторів Леля-

ківського і Гнідинцівського родовищ, а також вивчення

характеру

заку-

__ ™ " ~~ ~ ——

РОЗДІЛ 4.

Зміна

фільтраційних

властивостей

порід

колекторів

порки

моделей пористого середовища глинистими частинками про-

мивної рідини

дають

можливість стверджувати, що погіршення якості

відкриття аналізованих пластів викликано проникненням в них диспер-

сної фази промивної рідини. Характер кривих, зображених на рис. 4.6,

обумовлений геометрією порового простору порід, а значить і їх

фільтращйними властивостями. Так, при проникності порід, меншої

0,1 мкм, через незначні розміри иорових каналів глинисті частинки

бурового

розчину закупорюють пори пласта-колектора в навколосверд-

ловинній

зоні і не

дають

можливості проникнення в пласт великої

кількості

фільтрату.

Самі ж частинки в пласт практично не проникають,

тобто їх роль зводиться лише до утворення глинистої кірки.

Із

збільшенням проникності, а значить і ефективного розміру пор,

кількість

фільтрату,

що проникає в пласт, збільшується. Останнє під-

тверджується даними бокового каротажного зондування, за допомогою

якого оцінюється розмір зони проникнення. З нього витікає, що зі

збільшенням проникності від

0,035...0,05

до

0,1...0Д7

мкм

діаметр

зови

проникнення

збільшується, а з збільшенням проникності більше 0,2

мкм

поступово зменшується. Глинисті частинки починають проника-

ти в поровий простір пласта проникності

0,25...0,28

мкм . При проник-

ності

0,45-0,75

мкм

геометрія порового простору найбільш сприятли-

ва для максимальної глинизацІЇ привибійної зони пласта,

діаметр

ос-

новних

фільтруючих

каналів складає

12Д..50

мкм і на їх

долю

припадає

60...70%

об'єму порового простору. Система порових каналів характери-

зується високим ступенем розгалуженості і з'єднаності та максималь-

ною питомою щільністю

(4...9

тис/см ).

високопроникних пластів (більше 1 мкм ) частина глинистого

матеріалу

виноситься при зміні напрямку фільтрації (при освоєнні та

експлуатації свердловин). Певну роль, очевидно,

відіграє

і інше явище:

кількість проникних в пласт глинистих частинок обмежується момен-

том утворення глинистої кірки. При цьому в високопроникних пластах

зі сприятливою

структурою

порового простору глинисті частини роз-

повсюджуються на більші відстані, ніж в середньо- або малопроникних.

Тому зменшення проникності в них є менш помітним.

.М.Свихнушин

ВД.Тур

встановили, що граничне значення природної проникності

пород-колекторів Ромаш кинського родовища, при якому дисперсна фа-

за не проникає в пласт, складає 0,27 мкм '

Таким

чином, дані промислових спостережень, лабораторних до-

сліджень вказують, що при відкритті продуктивних пластів бурінням в

залежності від їх природної проникності дисперсна фаза промивної

рідини може

відіграти

подвійну роль: позитивну, обмежуючи проник-

нення

фільтрату в пласт при проникності останнього меншій від

0,25...0,28

мкм , і від'ємну - при більшій, особливо в

межах

0,45.-0,70

мкм

.Але при цьому технологія освоєння свердловини повинна пере-

дбачати можливість вилучення глинистих частинок з порового просто-

ру продуктивного пласта в

стовбур

свердловини.

На

родовищах Прикарпаття встановлено, що зі збільшенням репресії

на

пласт спостерігається тенденція зменшення продуктивності свердло-

103

Зміна

фільтраційних

властивостей

порід

колекторів

РОЗДІЛ

вин.

Особливо це чітко спостерігається при відкритті менілітових від-

кладів, тому що вони характеризуються тріщинною проникністю. Ок-

ремі тріщини мають проникність до 50 мкм

, що сприяє проникненню

них не лише фільтрату, але і твердої фази глинистого розчину і при

цементуванні утворення в тріщинах цементного каменю на значній

відстані від стовбура свердловини. З цих причин, ймовірно, не стали

продуктивними десятки свердловин родовищ Ново-Східницьке, Заво-

да, Танява, Битків та ін.

ММЛванюта показав, що в родовищах Прикарпаття, де пласти є

малопроникними

(0,3...10)хЮ~

мкм

), коефіцієнт відновлення про-

никнення

після насичення їх технічною водою складає лише 60%, вод-

ними

розчинами

КССБ

65...100%,

а розчинами з лужними реагентами

1О5О%

Значно

зменшується коефіцієнт продуктивності свердловин після

проведення

ремонтних робіт. Радіус зони зі зменшеною проникністю

при

відкритті пластів на Прикарпатських родовищах за даними гідро-

динамічних досліджень складає

3...28

м і має тенденцію до збільшення

малопористих колекторах.

104

РОЗДІЛ

Зміна

фільтраційних властивостей порід колекторів

4.6. Парафінова кольматація

навколосвердловинній зоні пласта

В процесі відкриття пласта, який вміщує парафінисті нафти, при

охолодженні навколосвердловинної зони можливе випадання криста-

ликів

парафіну і утворення в ній парафінової кольматації. На це явище

першими

звернули

увагу

В.С.Бойко і Г.Д.Савенков. Розміри кристаликів

парафіну складають 5...ЗО мкм, розміри пор в пісковиках Прикарпат-

тя

- в середньому

20...25

мкм, а з'єднуючих їх канальців - 7...9 мкм. У

зв'язку

з цим при випаданні кристаликів парафіну закупорюються в

основному канальці, які з'єднують пори. Внаслідок попадання в пласт

фільтрату промивної рідини виникає також

дуже

стійка водонафтова

емульсія. Скупчення на межі "нафта-вода" мінеральних і вуглеводневих

частинок,

монокристаликів парафіну під впливом вибіркового змочу-

вання

водою гідрофільних ділянок їх поверхні приводить до утворення

поверхневого шару на цій межі. Підвищений вміст твердого парафіну в

нафті

при її охолодженні до температури насичення нафти парафіном і

нижче сприяє утворенню таких поверхневих шарів. За рахунок цих

явищ

значно зменшуються фільтраційні властивості пласта аж до по-

вної їх кольматації, тобто ізоляції пласта від свердловини.

Відомо, що температура плавлення парафінових кристаликів на

20 °К, а для найбільш тугоплавких фракцій парафіну на 30 °К і вища від

температури насичення нафти парафіном. Тому для звільнення від па-

рафінової кольматації необхідно або розчинити парафін, або прогріти

навколосвердловинний

масив до температури плавлення. Наприклад,

на

родовищі Битків температура початку кристалізації парафіну 315...

319 "К, а температура, необхідна для наступного розплаву найбільш

тугоплавких фракцій парафіну,

315...347

°К . Для більшості родовищ

Прикарпаття

температура плавлення парафіну коливається в межах

324...377

"К, а температура початку кристалізації парафіну

308...315

°К.

В таблиці 4.2 приведені дані про термобаричні умови залягання нафти І

температурні фазові перетворення нафт деяких родовищ Прикарпаття.

При

промивці свердловини температура її стінки в зоні продуктив-

ного пласта може складати

293...298

°К> чим створюються умови для

випадання

кристаликів парафіну. Заданими В.С.Бойка і Г.Д.Савенкова,

зона

охолодження пласта нижче температури насичення нафти пара-

фіном

складає

0,4...0,6

м. В їх розрахунках прийнято

радіус

охолодження

однаковий

по всій товщині пласта. Однак радіуси зони, де можлива

кристалізація парафіну в верхній і нижній частинах пласта

дуже

різнять-

ся,

так як в верхній частині пласта породи піддаються більш тривалому

охолодженню, а в нижній - менш тривалому.

Звичайно,

з точки зору можливості випадання кристаликів парафіну

привибійній зоні пласта в процесі його відкриття бурінням інтерес

являють лише ті родовища, температура яких близька до температури

насичення

нафти парафінном.

105

Зміна

фільтраційних

властивостей

порід

колекторів

РОЗДІЛ

Таблиця

4,2.

Верхня

Луква

Спас

Гвізд

Битків

Попелі

Довбу-

танка

.я 5

В -

В?

•!

&а

а.™

1400

1750

1950

2000

2200

2500

гічний

Мпі

Еос

Мпі

ТОВИЙ

МПа

15,7

15,4

31,1

35,1

27,0

29,6

22,3

Св

ОЙ

а.

~ї

311

317

319

324

319

331

320

.а

і І*

"і

7.2

5.5

8,7

8,4

9,4

7,6

7,1

£г

«•а

й«

9,1

8,4

9,2

8,8

9,1

13,6

8,1

Я -

її

•£*

= =

3^6

1—

326

327

329

327

377,5

атурана

нафти и

вом,

°К

*§§

(ЇЇ»

308

306

311

315

327

308

Внаслідок аналізу

узагальнення експериментальних

розрахунко-

вих даних Е.А.Малицький склав нпмогпаму

для

визначення насичення

нафти

парафіном при відомих тисках, газовмісту, масовому вмісту

па-

рафіну

та

смол

для

родовищ Прикарпаття.

Свердловина

масив, що

її

оточує,

єдиною теплообмінною систе-

мою. Найменші коливання температури

стовбурі викликають

ана-

логічні коливання

присвердловинній зоні. Так

як

зміна температурно-

го поля

в цій

зоні при решті однакових умовах залежить

від

того,

які

операції виконуються

свердловині (буріння

промивкою, спуск-

підйом

труб

без

промивки),

то їх

циклічне повторення обумовлює ци-

клічне повторення примусового

вільноконвентовного охолодження

прогріву

залежності

від

виду технологічних операцій,

які

ведуться

свердловині.

Для того, щоб оцінити,

яка

частина пласта

навколосвердловинній

зоні

охолоджується

до

температури початку випадання

нафти криста-

ликів парафіну, необхідно оцінити зміну температурного поля навколо

свердловини.

Для

цього використовується робота В.П.Черняка,

якій

оцінюється безрозмірна температура промивної рідини

масиву

106

РОЗДІЛ

Зміна

фільтраційних

властивостей

порід

колекторів

VI =

і\-ір

(4.7)

П-ір

(4.8)

Іп

~(р

де

(і -

температура всередині свердловини;

(г -

температура

на-

вколосвердловинній зоні;

температура промивної рідини

період

циркуляції; ҐГІ

природна температура гірських порід.

виразу (4.8) знаходиться

іг

її

= Ір +

У2{іп

~ ір)

безрозмірна температ>ра масиву

п^ріоа

як

(4.10)

Vц

= 1 - УК / г ег/с -

де вираз е//с

іліагХи,

- інтеграл ймовірності,

який

визначається І

ег/с(5)

1-ег/(5)

= ^

(4.11)

Безрозмірна температура

період циркуляції визначається форму-

лою

(4.12)

Для стінки свердловини

1Ч-ий період простою

(4.13)

14.14)

У виразах (4.10)...(4.14) використовуються такі позначення

-радіус

свердловини;

віддаль

від

осі свердловини

до

розрахункової точки;

Хц

час циркуляції рідини

сердловині;

пр

час, коли циркуляції нема;

оі

температуропровідність промивної рідини;

температуропровідність масиву порід;

Аі

теплопровідність промивної рідини;

Аг

теплопровідність масиву порід;

номер періоду простою, або номер спуско-підйомних робіт

від

початку входження

пласт бурінням.

107

Зміна

фільтраційних

атстивостей

порід

колекторів

РОЗДІЛ

Підставляючи (4.10),

(4.12)

(4.13)

(4.8), отримаємо формулу для

температури навколосвердловинноїзони

період циркуляції

І2с =Ір + У

2с

(Іп ~ Ір); (4.15)

для температури цієї

зони

період зупинки промивки

І2пр = Ір +

У2пр(іп

~ Ір); . (4.16)

для температури стінки свердловини

період відсутності циркуля?:уї

(4-17)

Для визначення області охолодження нижче температури насичення

нафти

парафіном проведені розрахунки температурного поля кількох

родовищ Прикарпаття на ЕОМ ЕС-1022.

Для розрахунків прийнято такі дані: т

тривалість одного періоду

циркуляції;

ір -

температура промивної рідини;

Іп

природна темпера-

тура

гірських порід;

Му» - ний

період простою;

Х\

0.587

ккал/

мходхрад:

Лг = 2,28

ккал/м.год.град;

а\ =

6,6х10'

м/с; аг =

1,254x10"

/с;. При цьому коефіцієнти теплопровідності

темпера-

туропровідності для пісковика

бурового розчину прийняті

за

даними

Ю-М.Просьолкова.

Товщина

продуктивного пласта умовно прийнята рівною

200

м, так

як

це значення

середнім для менілітових

та

еоценових відкладів При-

карпаття.

Проходка на долото прийнята рівною

м, тривалість одного

довбання

год.,

час спуску-підіймання

труб

год. Різниця між темпе-

ратурою пласта

температурою розчину прийнята рівною

20 °К (за

літературними джерелами вона складає

12...24

°К). Значення пластових

температур

температур насичення нафти парафіном взято

таблиці

42.

Радіус свердловин

прийнятий рівним

0,095

м. Розрахунки прово-

дились для визначення температури

породному масиві на відстані

від

осі свердловини г, рівній

1,5 м

при кількості спуско-підйомних операцій

ЛГ/ір, рівній

1,5,10,15

і 20.

За

даними розрахунків побудовані графіки залежності температури

для різних

Ипр

масштабі товщини пласта (рис. 4.7). Наприклад, тем-

пература покрівлі пласта відповідає розрахунковій при

^р =

20, тобто

на

відкриття продуктивного пласта необхідно

було

здійснити

спуско-

підйомних операцій. Температура пласта, розрахована при И

- 1

відповідає діляниці пласта, розташованій

на

відстані

10 м від

покрівлі

пласта. Графіки

зі

значеннями

р = 20, 15, 10, 5, 1

відображають

охолодження пласта при відповідних кількостях циклів промивки свер-

дловин

спуско-підйомних операцій.

На

побудовані графіки нанесено

температуру насичення нафти парафіном для вказаних родовищ.

108

РОЗДІЛ

Зміна

фільтращйних

властивостей

порід

колекторів

В.Луква

Попе/іі

Спас

пм

Рис. 4.7.

Розміри

області

випадіння

вуглеводів

для

деяких

родовищ

Прикарпаття

4.7. Вибір технологічних режимів

промивки

та

спуско-

підіймальних

операцій при бурінні

продуктивному пласті

Основною

метою вибору допустимих технологічних режимів

при

первісному відкритті продуктивного горизонту є максимально можливе

збереження природної проникності колекторів шляхом зменшення

радіусу

проникнення фільтрату

до

розмірів,

які

можна співставити

пробивною можливістю сучасних перфораторів.

Це

означає значне

зменшення

від'ємного впливу гідравлічних опорів

зоні проникнення

фільтрату на приток нафти або

газу

до стовбура свердловини

період

її

освоєння

експлуатації.

В цьому ряді критерієм оцінки технології

визначення

радіуса

про-

никнення

фільтрату

пласт,

який

може

бути

наперед спрогвозованим

при

проектуванні технології відкриття пласта.

—

— — ~ ^09

Зміна

фільтраційних

властивостей

порід

колекторів

1+2КАРТ

РОЗДІЛ 4.

де

1/2

(4.18>

радіус

свердловини, м;

АР - середня величина депресії на пласт, Па, яка проектується для

конкретних

умов;

- час дії бурового розчину на пласт, с;

ц - в'язкість фільтрату. Пате;

т - Відкрита пористість пласта, долі одиниці;

К- природна проникність пласта, м

;

5 - величина скін-ефекту, яка характеризує стуїішь зміни пропускної

здатності фільтрашйної кірки і закольматоеаного шару (присвердло-

винного)

в порівнянні з природною проникністю колектора. Вона виз-

начається формулою

<4.19)

де Кг- проникність фільтраційної кірки і зони кольматації» м

;

= 2-10~

Ф , (4.20)

де кг - товщина фільтраційної (ирюі, см;

Ф - фільтровіддача бурового розчину, см

(визначається в лабора-

торних

умовах

на фільтропресі).

Формула

(4.19)

може

бути

спрощеною, якщо прийняти середнє зна-

чення

= соп

^'1 ' знехтувати малими складовими в

підкорінному аиразі рівняння (4.18).

Тоді

К-гп

—

(4.21)

Аналізуючи цю формулу, бачимо, що

радіус

зони проникнення може

бути

зменшений за рахунок зменшення проникності глинистої кірки і

зони

кольматації, репресії під час буріння, скороченням часу первісного

відкриття та збільшенням в'язкості фільтрату бурового розчину. З цих

факторів реальними для управління розміром зони проникнення є про-

никність

та репресія під час буріння.

Виходячи з цієї формули можна визначити граничний час

первісного відкриття Т, тобто час взаємодії бурового розчину з пластом,

починаючи

від початку відкриття до моменту очікування затвердіння

цементу

(ОЗЦ),

якщо замінити Изп на

радіус

перфораційних каналів

Яп,

який

дорівнює Я„ = г

+ /„,де І

- довжина перфораційного каналу.

ПО

РОЗДІЛ 4.

Зміна

фільтраційних

властивостей

порід

колекторів

При

неможливості провести роботи по відкриттю пласта за час Т,

протягом якого

радіус

проникнення фільтрату не перевищить глибини

перфораційних

каналів, необхідно розробити технологічні заходи, які

обмежать темпи поступлення фільтрату в пласт.

Зменшення

проникності фільтраційної кірки і зони кольматації

можна досягти за рахунок хімічної обробки бурового розчину, а також

за рахунок примусової кольматації привибійної зони пласта

(гідравлічної чи хімічної).

Під

репресією на пласт розуміється різниця між тиском в стовбурі

свердловини при її промивці та при спуско-підйомних операціях і пла-

стовим тиском.

Репресія,

яка створюється на пласт лише за рахунок промивної ріди-

ни,

дорівнює АР ~

{ЗРпл,

де $

•

коефіцієнт безпеки !ї розмір визна-

чається у відповідності з "Єдиними технічними правилами ведення ро-

біт при будівництві свердловин на нафтових, газових і газоконденсатних

родовищах"

ОД при Н < 1200 м

Р =

•

0,05 при 1200 < Я > 2500 м .

0,04 при Н > 2500 м

Тут Я - проектна глибина свердловини.

Репресія,

що створюється ка пг-пст в процесі буріння (або промивки

свердловини) визначається формулою .»

АРпр

= $Рпл +

ТТс-ТТі

де р - густина бурового розчину, кг/м^;

- швидкість

руху

рідини в міжтрубному просторі.

Рпл .

(4.22)

(4.23)

де Ка - коефіцієнт аномальності пластового тиску.

В процесі буріння продуктивної частини пласта необхідно забезпечу-

вати стабільність розрахованої густини бурового розчину. Максимально

допустиме коливання густини по всьому циклу промивки не повинно

перевищувати ±20 кг/м

Для зменшення гідравлічних опорів при промивці свердловини в

буровий розчин треба вводити нафту (до 10-15%), графіт, СМАД-1 та

інші

змазуючі добавки в кількості

0,5-2,0%.

Крім того, за 50 м до

входу

продуктивний пласт рекомендується переходити на роторний спосіб

буріння та зменшити, по можливості, діаметр і довжину УБТ до

50-70

м.

Додатковим міроприємством, яке направлене на зменшення

радіуса

проникнення

фільтрату Кзп в пласт, є також підсилення кіркоутворкь

111

Зміна

фільтраційних

властивостей

порід

колекторів

РОЗДІЛ 4,

ючих і кольматуючих властивостей бурового розчину, які зменшують

швидкість поступлення фільтрату в пласт.

метою зменшення гідродинамічних тисків в свердловині необхідно

вибирати компоновки бурильного інструменту і колони, які забезпечу-

ють максимально можливу площу кільцевого січення свердловин.

При

бурінні та промивці свердловини необхідно:

- перед пуском бурового насоса здійснювати розходжування і обер-

тання

бурильної колони;

- здійснювати буріння роторним способом;

- здійснювати проміжні промивки при сиуску інструменту.

Продуктивність бурових насосів при бурінні і промивці продуктив-

ного горизонту необхідно визначити за формулою

0 =

785г(2У

-Н 2?

)(1 -І-VI +3,3«10~

Яе ), (4.24)

де Не-параметрХедстрема;

Не-

, 2/

- кінематична в язкість, м/с;

, Ц - динамічна напруга

зсуву

(Па) і структурна в'язкість (Пах)

бурового розчину;

Д; , Дп - середньозважені по глибині діаметри свердловини і бу-

рильних труб, м.

Репресію, яка створюється на пласт в процесі буріння або промивки

свердловини, можна виразити і такою залежністю

де Ь - довжина компоновки труб, м.

В процесі спуску колони

труб

в свердловину виникають також додат-

кові гідродинамічні тиски, які регулюються як властивостями бурового

розчину, так і швидкістю їх спуску. Швидкість спуску колони

труб

сп

повинна

бути максимально можливою для даної компоновки

труб

із

застосуванням надземного обладнання, але такою, що не допускає

більших додаткових гідродинамічних тисків в свердловині, ніж при про-

мивці свердловини, тобто

АРсп

^ ЛЛф- За цим додатковим тиском

визначається швидкість спуску

труб

в свердловину, при умові, що

Можна визначити і величину гідродинамічних тисків, які виникають

свердловині, якщо швидкість спуску інструменту у

сп

більша або менша

від розрахованої. Тоді

112

РОЗДІЛ 4.

Зміна

фільтраційних

властивостей

порід

колекторів

1п

77;

(4.27)

Після

цих визначень обчислюють радіус зони проникнення Кз

за

формуллами (4.18) або (4.21). Якщо Кзп ^#п

+ Іп , то необхідно

оцінити втрату продуктивності свердловини за формулою

юо

% ,

(4.28)

де а = 0,16 1п—- ;

р - коефіцієнт відновлення проникності, який визначається на кер-

нах.

Значення

коефіцієнтів відновлення проникності для еталонного

взірця приведено в таблиці 4.3.

Таблиця 4.3

Тип

б>рового розчину

Гуматний

Полісахаридний

Вапняковий

Л ігносульфонатний

Компонентний

склад

бурового розчину

Бентоніт

2.УР

З.Вода

.Бентоніт

2.КМЦ

З.Нітролігнін

4^аОН

5. Вода

Бентоніт

2.ССБ

З.Окзил

4.КаОН

5.Са/ОН

б.Вода

.Бентоніт

2.КССБ

3.№ОН

Вода

ЗО

940

0,3

975

ЗО

930

945

Коефіцієнт

відновлення

проник-

ності

0,53

0,67

0.72

0.91

113

Зміна

фільтраційних

орїо

Хлоркальцісвий

Хлоркалісвий

і —

Вен

гонп

•

КССТЇ

.і КМ1І 'і(Ю

4 Г.і/ОН '

5. СлС\

Вола

.Ьснтпніт

2.КССЬ

;

З.КМЦ

•

4.КОІІ

:5.ксі

6.Вола

ПроЛОКЖ^ННУІ

Т,ІОЛ,

4 3.

100

•і!

*•) • і

•і і '

Приклад

розрахунку.

Вихідні дані:

1. Глибина затягання покрівлі продуктивної о

час г;і Н~ МШ) м

2. Конструкція свердловини:

Ц =

0-2100

м; Д.,=

0.225

м;

І2

2100-4000

м; Д-

0,200

м.

3. Компоновка бурильного інструменту:

долото діаметром 190,5 мм (0,1905 м):

діаметр УБТ О

\ = 0,146 м довжиною /] - 150 м;

діаметр бурильних труб О,„

0,1 27 м довжиною її- 3850м.

4. Проектується відкриття продуктивного гори

зон

тл на чалоглими

стому нафтоемульсійному розчині з такими параметрами:

р = 1200 кг7м

: г

,= 4 Па; )] = 0.03 П;і.и

Ф = 30 см за 30 хв. по фиіьтропресу; товщина фільтраційної кірки

кі

= 0,3см; в'язкість фільтрату ц=

4х10"

Па.с.

5. Продуктивний пласт гранулярного типу з середньою проникністю

К=

0,5x10

40 МПа.

його пористість дорівнюс 0,13, я пластовий тиск Р

І1Л

6. Час дії бурового розчину на пласт Т =

х 10

с (320 год).

7. Середня величинадепресії на пласт АР = 6хІ0

Па

Вибір технології відкриття:

Визначаються середньозважені діаметри свердловини і труб

Ц Осі

+ігОсг

2100*0,225

1900-0,200

—

=0,213125 л :

4000

400^

Визначається

4000

150

'0,140

+3850

«0,127

4000

0,1277125

т{і

114

Чміші

(рі іьіпраційнкх

А-шстивостсп

порі/)

колекторів

<ІО

"''Ч..Ф

= 2М0~

|1у

0,3*30

1,8*10"

•!.« »10

Оіримаїа ;

_ -

0.6445

м .

3*4-ПЇ

неревиіцує і-л'ибину прострілу перфоратором

ІІК(.'-лі!И,

який

мас довжину прострілу і

= 0,3 м, тобто

Я-.п > К„ = г ь ;„ - 0,105 4 0,3 = 0,405.

У -,іГи и.' І цим необхідно змінити технологію розкриття пласта для

ті о, течі чмен гнити поступлення фільтрату в пласт за рахунок, наприк-

іал. іпижеїшя репресії на пласт. Для цього визначаємо у відповідності з

формч-поні

(4.23) густину бурового розчину

•-•

(1-І /і) "^ - 1060,1427^ / А? .

ілро'-гатичпий перепад тиску при цьому складає

ЛЛ.

-----

{ІРп., ^ 0,04 «40

•

Па .

За

формулою (4.24) визначаємо продуктивність бурових насосів при

іУурішіі і промивці

1060,1427*4-(0,213125

0,127712

)

0,03'

0,03

= 7

«-і5б5Л«7

2І

3125

М277іг)

(і

+ VI +

3,3*10

,л / .

0,034172

/ с

(

Репресію на пласт при промивці визначають за формулою (4.22)

д#,

;

=0,04 -40 -10

' +(0,032

.1060,1427

-4000

*0,034172

Ц0.2І3125 -О,127712)

(0,213125 +0.127712)

] -

3,789

М0

Па.

Мл,іима;іьпу швидкісгь спуску колони труб в інтервалі 300 м до

крівлі продуктивного пласта визначимо

УЛ

формулою (4.26), приймаю-

чи

виникаючу при цьому репресію, рівною Д-Гп/>

АР

СП

0,213125

(0,213125 -

0,127712

)

1п

24 -0,03

«4000

3,789

-10

0,04*40

*10

8 »4

«4000

0,213125

0,127712/

0,8456

м/с .

Тобто, якщо при розкритті пласта, крім промивки і буріння, а також

СПО

частину часу на свердловині виконують інші технологічні операції

(геофізичні дослідження, профілактичний ремонт обладнання і т.п.), то

необхідно враховувати баланс часу, а потім визначати середньозважену

репресію на пласт.

Нехай Тбу

+ Т

пр

= 60 % ,

Тоді Т

сп

= 40 % .

Тут Тбур - час буріння свердловини, %;

115

РОЗДІЛ 4.

0,4

-1,6

-ІО

Зміна

фільтраційних

властивостей

порід

колекторів

Тпр - час промивки свердловини, %;

Таї - час спуско-підйомних операцій, %;

Тгс - час дії на пласт тільки гідростатичного тиску, %;

АТ

0,6АР

пр

0,4АР

гс

0,6-3,789-10

2,913 40

На.

Якщо

ще й врахувати трапеціїдальність тахограми, то тоді середня

швидкість спуску

труб

стане рівною

Усер

= 0,62 у

п = 0,62

-0

8956

04553

Таким

чином, тільки лише за рахунок режиму промивки свердлови-

ни

і дотримання швидкості спуску бурильного інструменту

радіус

зони

проникнення

у нас зменшиться до наступного значення

1/2

20-1,8-Ю

-2.913

-10

-1 *10

і—з

0.4491л*.

ОДЗ «4-Ю

Подальше зниження

радіуса

зони проникнення може

бути

отримано,

якщо

за рахунок струминної обробки досягти зменшення проникності

глинистої кірки і зони проникнення, визначеної раніше за формулою

Кг = 2 «10 Н

Ф,

буде

зменшена в 2 рази, тоді

[20-9 «10

*2,913

0,13 -4-Ю

Таким

чином, правильно обгрунтувавши

0,3176л.

вибір густини бурового

розчину, швидкість спуску бурильного інструменту, а також продук-

тивність бурових насосів при розкритті продуктивних горизонтів, мож-

на

забезпечити зниження

радіуса

зони проникнення до значень, мен-

ших

радіуса

перфораційних каналів. А при зменшенні проникності гли-

нистої кірки і зони кольматації в 2 рази пройде ще більше зниження

радіуса

проникнення фільтрату.

116

РОЗДІЛ 5.

Гідродинамічна

досконалість

свердловин

Гідродинамічна

досконалість

свердловин

Відомо, що приток рідини до вибою гідродинамічно досконалої свер-

дловини

описується рівнянням Дюпуі

2лкН(Р

л - Рв)

2лкНАр

(5.1)

1п

де (}с

-дебіт

свердловини, м /с;

к - коефіцієнт проникності пласта в зоні дренування, м ;

к - ефективна нафтонасичена товщина пласта, м;

Рпл - тиск в пласті на контурі живлення свердловини, Па;

- тиск в свердловині в інтервалі продуктивного пласта (вибійний

тиск),

Па;

Ар - величина різниці тисків, яка

рухає

пластову рідину до вибою

свердловини (депресія на пласт), Па;

^ -динамічна в'язкість рідини Па.с;

радіус

свердловини по

долоту,

м.

Гідродинамічною досконалою свердловиною с така, яка розміщена в

центрі

кругового пласта з радіусом К

, властивості якого є Ізотропними

усіх

напрямках, рідина припливає до відкритого вибою і є однофазною

нестискуючою. З рис. 5.1 бачимо, що в гідродинамічно досконалій

свердловині основна доля перепаду тиску зосереджена в зоні пласта

безпосередньо навколо стовбура свердловини. Так, якшо приток

здійснюється від контура живлення, який знаходиться на відстані 300 м

Рис. 5.1.

Схематичне

зображення

притоку

гідродинамічно

досконалу

(аі. і

гідродинамічно

недосконалу

свердловини

по

якості

(б),

ступеню

(Б) І

характеру

(г)

відкриття

продуктивного

пласта-

Гідродинамічна

досконалість

свердловин

РОЗДІЛ

до стінки свердловини

радіусом

0,1 м, то половина всього перепаду

тиску тратиться на просування рідини в поровому просторі в зоні навко-

ло свердловини лише 5,5 м. А це означає, що привибійна зона

відіграє

визначальну роль в притоці рідини до свердловини.

Приток

рідини в реальну свердловину відрізняється від притоку в

гідродинамічно досконалій свердловині тим, що в привибійній зоні і па

вибої свердловини виникають додаткові фільтраційні опори через вик-

ривлення

і загущення ліній потоків. Виділяються три типи

гідродинамічної досконалості свердловин:

а) за ступенем відкриття пласта, коли свердловина відкриває продук-

тивний

пласт не на всю його товщину;

б) за характером відкриття пласта, коли зв'язок пласта з свердлови-

ною

здійснюється не через відкритий вибій, а через перфораційні каїга

ли;

в) за якістю відкриття пласта, коли проникність порового середовища

привибійній зоні зменшена по відношенню до природньої проник-

ності

пласта.

Відомо, що в загальному випадку в пласті навколо свердловини утво-

рюються дві зони з зміненою проникністю - зона проникнення

фільтрату

радіусом

Нзп і зона кольматації

радіусом

(рис. 5.2). Таку

свердловину називають недосконалою за якістю відкриття пласта.

'І

шшш

•*£

'••*••

•7

Рис.

5.2,

Схема

привнбійної зони

після відкриття продуктивного пласта бурінням:

стінка

свердловини;

2 -

глиниста

кірка;

3 -

зона

кольматації;

4 -

зона

проникнення

фільтрату

бурового

розчину;

кі, кг, кз -

проникнен-

ня,

відповідно

природне,

зоні

кольматації

і в

зоні

проникнення

фільтрату.

118

14)

ДІЛ

Гідродинамічна досконалість свердловин

Позначивши

тиск на

радіусі

зп

через

1*2

і на

радіусі

кольматації г

через Рі і прийнявши, що приток йде від контура живлення Як до

свердловини .І уявним

радіусом

, то згідно з формулою (5.1)

дебіт

її

буде

дорівнювати

(5.2)

іп

Аналогічно для

руху

рідини в зоні проникнення

л кг

А:

( Рг ~ Р\)

;з/г

ІП

(5.3)

для руху

рідини

через

зону

кольматації

2яАі_А(Р|_-

Рв)

Озіс - - - ^ •

Іп —

Гс

Виходячи

умови

нерозривності

потоку,

коли,

— О,ш — Ош —

0.Ж-

то

прирівнявши

їх,

отримаємо

2пН

{Рпл - Рв)

(5.4)

<2Ф

зл

, г

кг

(5.5)

або

ПФ

Ілкк

Рв)

Язп

—1п—

кг

(5.6)

Відношення

— = 8г і — — #і показують, на скільки проник-

К2

к\

ності

зон проникнення кольматації погіршені в порівнянні з природною.

В нафтогазовій практиці додаткові фільтраційні опори за рахунок зміни

проникності

породи в привибійній зоні називають скін-ефектом 5.

Тоді формула (5.6) може

бути

зведеною до такого вигляду

2пкН(Р

- Рв)

р Іп — + 8б

119