Технология вскрытия продуктивного пласта

В зависимости от горно-геологических условий и гидродинамического состояния залежи применяются три способа первичного вскрытия продуктивных пластов, основным отличительным признаком которого является дифференциальное давление, создаваемое в процессе разбуривания продуктивного пласта. Первый способ основан на принципе превышения давления в скважине над пластовым (вскрытие на репрессии). Создание репрессии позволяет поддерживать безопасные с точки зрения предупреждения ГНВП условия бурения скважины. Этот способ вскрытия пластов является основным в мировой и отечественной практике. Промысловый опыт свидетельствует об эффективности репрессивного способа бурения скважин в не осложненных условиях. В осложненных условиях (низкая прочность горных пород, наличие в разрезе поглощающих пластов, пластов с аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД) применение этого способа сопровождается:

гидроразрывами горных пород, поглощениями бурового раствора, прихватами инструмента, значительным загрязнением ПЗП и др. явлениями Эти явления снижают технико-экономические показатели строительства скважин. Второй способ вскрытия пластов предполагает регулирование давления в скважине на уровне близкого к пластовому (вскрытие пластов на «равновесии»). Во избежание газонефтеводопроявлений (ГНВП) и выбросов применение этого метода возможно только в определенных условиях бурения скважин и допустимых пределов снижения давления в скважине. Этот способ реализуется с применением растворов низкой плотности, аэрированных жидкостей и пен. Иногда используют 2 вида бурового раствора. Третий способ вскрытия пластов реализуется на принципе поддержания забойного давления на уровне ниже пластового (вскрытие пластов на депрессии). Этот способ в настоящее время находит все долее широкое применение в буровой практике в условиях низких пластовых давлений.

Способ вскрытия пластов на депрессии предполагает применение промывочных жидкостей, характеризующихся низкой плотностью (аэрированных растворов, пен, газов). Вскрытие пластов на режиме репрессии проводится с применением буровых растворов такой плотности, при которой обеспечивается минимально необходимая репрессия на пласт:

• 10% - при глубине пластов до 1200 м;
• 5% - при глубине пластов более 1200 м.

Минимальная репрессия регламентируется «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности», ПБ 08−624−03, 2003 г. (п. 2.7.3.3).

Пласты с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) характеризуются повышенным коэффициентом аномальности (kа 1,2). Вскрытие пластов с АВПД в основном осуществляется на режиме репрессии.

В то же время отмечено, что чем выше коэффициент аномальности, тем меньше разница между пластовым давлением и давлением ГРП или давлением поглощения пласта. Потому следует ограничивать и верхний предел репрессии:

• — при глубине пластов до 1200м — 1,5 МПа;
• — при глубине пластов более 1200 — 2,5 — 3,0 Мпа

Для уменьшения опасности нефтегазопроявлений ограничивают скорость подъема бурильной колонны при СПО (эффект поршневания), понижают вязкость бурового раствора, ограничивают время нахождения скважины без промывки.

На случай необходимости замены бурового раствора в скважине на буровой должен быть его запас в объеме, равном полутора-двухкратному объему скважины.

Неотъемлемым условием вскрытия пластов с АВПД является возможность герметизации устья скважины при возможных нефтегазопроявлениях Для этого на колонне, из-под которой ведется вскрытие продуктивных пластов (кондуктор или техническая колонна), заранее монтируется противовыбросовое оборудование (ПВО) по схемам, утвержденными органами Ростехнадзора.

В последнее время в буровой практике иногда для вскрытия пластов с низкими пластовыми давлениями (kа 1) и высокой проницаемостью используется метод, при котором давление в скважине примерно равно пластовому (равновесие) или даже ниже его (депрессия).

Это делается для уменьшения возможности загрязнения приствольной зоны пласта буровым раствором, его фильтратом и твердой фазой.

При вскрытии пласта на «равновесии» используют 2 вида бурового раствора.

Первый используется для бурения. Его плотность подбирается из условия, при котором гидростатическое давление раствора на забой в сумме с гидродинамическим давлением в затрубном пространстве равно пластовому давлению.

Второй раствор имеет большую плотность и закачивается в скважину после отработки долота на период спуско-подъемных операций (СПО) для предотвращения проявлений.

Такой раствор не позволяет работать пласту при СПО.

Перед началом последующего долбления операция смены растворов осуществляется в обратной последовательности.

Для получения аэрированных жидкостей и пен применяют газогенераторные установки, компрессоры.

В качестве основы буровых растворов используют техническую воду с ПАВ, нефть, дизельное топливо.

Для очистки бурового раствора от выбуренной породы, поступающего пластового флюида используют нефтегазосепараторы, дегазаторы, шламоотделители, механические разрушители пен и др. устройства Отрицательное дифференциальное давление предупреждает ухудшение коллекторских свойств ПЗП, т.к. в процессе вскрытия пласта имеет место движение пластового флюида из пласта в скважину и кольматация пор и каналов твердой фазой и фильтратом раствора не происходит.

Это существенно сокращает в последующем время на освоение скважины и ввод ее в эксплуатацию, удельный дебит скважин увеличивается в 2−4 раза .

Рассматриваемая технология вскрытия пластов предполагает использование роторного способа бурения или применение винтовых забойных двигателей.

Поскольку бурение газожидкостными смесями характеризуется высокой степенью нестационарности газодинамического состояния, в ходе бурения проводится постоянный контроль забойного давления глубинным манометром, спускаемым внутрь бурильной колонны на каротажном кабеле.