Физические свойства горных пород. В зависимости от условий образования горные породы делятся на магматические, осадочные и метаморфические.
Бурение нефтяных и газовых скважин ведется в основном в осадочных горных породах, которые залегают в верхней части земной коры. Представителями осадочных пород являются песчаники, алевролиты, глины, гипсы, известняки, ангидриты и др.
Запасы нефти и газа приурочены в породах-коллекторах осадочного типа. Коллекторскими свойствами обладают горные породы, пласт или массив, способные к аккумуляции и фильтрации воды, нефти и газа. Преобладающая часть нефтяных и газовых месторождений размещается в коллекторах трех типов – гранулярных, трещиноватых и смешанного строения. К гранулярным относятся коллекторы из песчано-алевролитовых пород, поровое пространство которых состоит из междузерновых пустот. Похожим строением порового пространства характеризуются также некоторые пласты известняков и доломитов. В чисто трещиноватых коллекторах, представленных в основном карбонатными породами и сланцами, поровое пространство складывается системой трещин. При этом участки коллектора, залегающие между трещинами, представляют собой плотные малопроницаемые нетрещиноватые массивы (блоки) пород, поровое пространство которых практически не участвует в процессах фильтрации. На практике все же чаще всего встречаются трещиноватые коллекторы смешанного типа, поровое пространство которых сложено как системами трещин, так и поровым пространством блоков, а также кавернами и карстами.
Трещиноватые коллекторы смешанного типа в зависимости от наличия в них пустот разного вида подразделяются на подклассы; трещиновато-поровые, трещиновато-кавернозные, трещиновато-карстовые и др.
Около 60% запасов нефти в мире залегает в терригенных, 39% - в карбонатных и 1% - в метаморфических и магматических породах-коллекторах.
Следовательно, коллектора нефти и газа представлены карбонатными и терригенными породами, восстановление проницаемости которых зависит от кислотных обработок (КО).
Коллекторские свойства пород нефтяного и газового пластов характеризуются такими основными показателями:
1) гранулометрическим составом пород;
2) пористостью;
3) проницаемостью;
4) капиллярными свойствами;
5) удельной поверхностью;
6) механическими свойствами (упругостью, пластичностью, сопротивлением разрыву, сжатию и прочими видами деформаций);
7) насыщением пород водой, нефтью и газом.
Пористость горных пород. Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот (пор). Пористость оценивается коэффициентами полной и открытой пористости.
Коэффициентом полной (или абсолютной) пористости m п называется отношение суммарного объема пор V пор в образце породы к объему образцаV:
m п = V пор / V
Вместе с коэффициентом полной пористости введены еще понятия коэффициента открытой пористости.
Коэффициентом открытой пористости m о принято называть отношение объема открытых соединенных пор V отк.пор к объему образца V .
m оп = V окр.пор / V
Свойства пористых сред зависят также от размеров поровых каналов. По величине поровые каналы нефтяных пластов условно разделяются на три группы:
1) сверхкапиллярные – более 0,5 мм;
2) капиллярные – от 0,5 до 0.0002 мм;
3) субкапиллярные – менее 0,0002 мм (0,2 мкм).
Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от величины пористости, практически непроницаемы для жидкостей и газов (глина, глинистые сланцы).
Хорошие коллекторы нефти располагаются в породах, поры которых представлены в основном капиллярными каналами достаточно большого сечения, а также сверхкапиллярными порами.
Пористость пород нефтяных и газовых коллекторов может изменяться в широких границах – от нескольких процентов до 52%. В большинстве случаев пористость составляет 10-20%.
Проницаемость горных пород. Проницаемость – это фильтрационный параметр горной породы, характеризующий ее способность пропускать через себя нефть, газ и воду.
Абсолютно непроницаемых тел в природе не существует. В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений встречаются разные виды фильтрации в пористой среде жидкостей и газов или их смесей – общее движение нефти, воды и газа или воды и нефти, нефти и газа, или только нефти, или только газа. При этом проницаемость одного и того же пористого пространства для данной фазы в зависимости от количественного и качественного состава фаз в нем будет разной. Поэтому для характеристики проницаемости пород пластов введены понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и относительной проницаемости.
Для характеристики физического свойства пород используется абсолютная проницаемость.
Под абсолютной принято понимать проницаемость пористой среды, которая определяется при наличии в ней только одной какой-либо фазы, химически инертной по отношению к породе. Абсолютная проницаемость не зависит от свойств фильтрующейся жидкости или газа и перепада давления, если нет взаимодействия флюидов с породой. На практике жидкости часто взаимодействуют с породой (глинистые частицы разбухают в воде, смолы забивают поры). Поэтому для оценки абсолютной проницаемости обычно используют воздух или газ, так как при движении жидкостей в поровой среде на ее проницаемость влияют физико-химические свойства жидкостей.
Фазовой называется проницаемость пород для данного газа или жидкости при наличии или движении в порах многофазовых систем. Значение ее зависит не только от физических свойств пород, но также от степени насыщения порового пространства жидкостями или газом и от их физико-химических свойств.
Относительной проницаемостью поровой среды называется отношение фазовой проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной.
Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости:
где v – скорость линейной фильтрации; Q– объемный расход жидкости за единицу времени; F – площадь фильтрации; μ – динамическая вязкость жидкости; Δр – перепад давления; L– длина пористой среды.
В этом уравнении возможность породы пропускать жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности k, который называется коэффициентом проницаемости:
При измерении проницаемости пород по газу в формуле нужно подставить средний расход в условиях образца:
где 
– объемный расход газа, приведенный к среднему давлению и средней температуре газа в образце.
В Международной системе единиц величины, которые входят в формулу проницаемости, имеют следующие размерности:
[L] = м; [F] = м2; [Q] = м3/с; [р] = Па; [µ] = Па·с.
Следовательно;
При L=1 м, F=1 м2, Q= 1 м3/с, р= 1 Па, μ= 1 Па·с получим значение коэффициента проницаемости k= 1 м2.
1,02 м2=1,02*1012мкм2=1012Д, или 1Д=1,02мкм2=1,02*10-12м2 , 1Д=103мД.
Таким образом, в Международной системе за единицу проницаемости в 1 м2 принимается проницаемость такой пористой среды, при которой при фильтрации через образец площадью 1 м2, длиной 1 м и перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1Па·с составляет 1 м3/с.
Пластовые флюиды. Нефть – этосмесь разных углеводородных и неуглеводородных (гетероатомных) соединений. В нефти присутствуют углеводороды метанового, нафтенового и ароматического рядов, содержащие кислородные, серные и другие соединения. Соотношение основных углеводородных соединений может быть разным.
Метановые, или парафиновые, углеводороды (СnН2n+2) в нормальных условиях представлены газами (СН4 – С4Н10), жидкими (С5Н12 – С15Н32) и твердыми телами (С16Н34 и более). Парафиновые углеводороды могут иметь или нормальное – в виде неразветвленной цепи, или изометрическое – в виде разветвлённой цепи – строение.
Нафтеновые углеводороды (полиметиленовые, циклопарафины, цикланы) характеризуются циклическим строением. Простые моноциклические соединения имеют общую формулу СnН2n. В нефти встречаются преимущественно углеводороды с пяти- и шестичленной структурой. Во фракциях нефти с высокой температурой кипения содержатся также полициклические углеводороды (СnН2n-2…СnH2n-4), состоящие из двух- четырех циклов. Большинство нафтеновых углеводородов – жидкости, только высокомолекулярные углеводороды являются твердыми телами.
Ароматические углеводороды также подразделяются на моноарены (бензол и его гомологи СnН2n-2) и полиарены (СnН2n-12, СnН2n-18, СnН2n-24). Наличие одного или более бензольных колец в ароматических углеводородах позволяет присоединить (замещением атома водорода) другие радикалы.
Неуглеводородные соединения нефти – это в основном органические соединения кислорода, серы и азота.Сера в нефти может встречаться в малых количествах в свободном состоянии, в виде сероводорода, растворенного в нефти, и в органических соединениях.
Смолы и асфальтены являются наиболее сложными соединениями в нефти, где углеводородные радикалы связаны между собой, а также с серой, кислородом и азотом. Содержание смолисто-асфальтеновых веществ в нефти колеблется от 1-2 до 60-70%. Смолы имеют полужидкую консистенцию, а асфальтены являются порошкообразными веществами и нерастворимы в легких углеводородах. Смол в нефти значительно больше, чем асфальтенов. Смолы под действием разных факторов (при нагревании, под действием света и др.) могут перейти в асфальтены.
Газовые конденсаты имеют состав, аналогичный составу нефти, однако у них асфальтенов и смол нет.
Нефти по преимущественному содержанию тех или иных углеводородов подразделяют на следующие группы: метановые, метано-нафтеновые, нафтеновые, метано-нафтено-ароматические и нафтено-ароматические. Различают также другие классификации нефтей: по содержанию твердых парафинов – малопарафинистые (до 1,5%), парафинистые (до 1,5-6%) и высокопарафинистые (более 6%), по содержанию серы – малосернистые (до 0,5%), сернистые (0,5-2%) и высокосернистые (более 2%), по содержанию смолистых веществ – слабосмолистые (до 8%), смолистые (8-28%) и сильносмолистые (более 28%) и т.д.
Природный газ – это смесь разных, главным образом углеводородных газов: метана (СН4), этана (С2Н6), пропана (С3Н8), бутана (С4Н10) и др. Основной составляющей частью природного газа является метан, содержание которого в большинстве случаев превышает 80-90% и иногда достигает 97-99%. Только в газах, растворенных в нефти, доля метана может уменьшаться и быть ниже 60%. Примесями к углеводородным газам в нефти могут быть азот, водород, сероводород, углекислый газ и инертные газы (гелий, аргон и др.).
Газы, в 1 м3 которых содержится более 100 г тяжелых углеводородных газов (этан, пропан и др.), называют «богатыми», а менее 100 г – «сухими». Химический состав природных газов зависит от типа месторождения.
Вода в горных породах может пребывать в связанном и свободномсостояниях. В зависимости от природы связывающих сил воду делят на капиллярную связанную, в которой имеют место преимущественно капиллярные силы, адсорбционно связанную, которая удерживается молекулярными силами на поверхности скелета породы, и пленочно связанную, которая покрывает гидрофильные участки поверхности скелета породы. Связанная вода существенно влияет на характер движения жидкости и газа в пластах.
Свободную пластовую воду по размещению относительно нефтегазовых горизонтов называют верхней, если она насыщает пласт, расположенный выше продуктивного, нижней, если насыщает пласт, расположенный ниже продуктивного, подошвенной, если вода заполняет пласт-коллектор под залежью нефти или газа, и промежуточной, если насыщает пропласток в продуктивном пласте.
Характеристика пластовых вод определяется общей минерализацией воды, содержанием основных ионов и другими показателями. Пластовые воды делят на пресные, слабосоленые, соленые, солевые и рассолы – с содержанием солей соответственно менее 1, 1-5, 5-10, 10-50 и более 50 г/л.Основными ионами в природных водах являются анионы Сl-, НСО3, СО2-3, SO2-4 и катионы Na+, K+, Ca2+, Mg2+. Для пластовых вод нефтегазовых месторождений характерно повышенное содержание ионов йода, брома, аммония и нафтеновых кислот. Воды нефтяных месторождений бывают кислыми и щелочными гидрокарбонатно-натриевого, а иногда хлоридно-сульфатно-натриевого состава.Пластовые воды содержат растворенный газ. Наиболее часто встречается природный газ, азот и углекислый газ.
Нефтеотдача пластов. Нефтеотдача (η) - отношение количества извлечённой из пласта нефти ( Q и ) к первоначальным её запасам в пласте ( Q з ), т.е. η= Q и/ Q з. Различают текущуюηт и конечнуюηк нефтеотдачу. Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлечённой из пласта нефти на данный момент разработки пласта к первоначальным геологическим запасам. Конечная нефтеотдача - отношение количества накопленной добычи нефти в конце разработки залежи к первоначальным запасам. Вместо термина «нефтеотдача» употребляют также термин «коэффициент нефтеотдачи», который следует применять по отношению к конечной нефтеотдаче. На рис.1 показана зависимость текущей нефтеотдачи от времени.
Рисунок 1 - Зависимость текущей нефтеотдачи ηт от времени t
Существенное влияние на нефтеотдачу оказывает вязкость нефти, соотношения вязкостей нефти и вытесняющего агента, содержания в нефти парафина. Здесь существует единое мнение о том, что высокая вязкость нефти, большое содержание в нефти парафина - одно из главных препятствий на пути достижения высокой нефтеотдачи пласта.
Отметим, что в первые годы нефтеотдача составляла 0,1-0,2. Совершенствованием контроля и регулированием разработки удалось повысить нефтеотдачу на ряде месторождений до 0,5-0,6.
Весь срок разработки месторождения принято делить на три основных этапа.
На первом этапе для добычи нефти максимально используется естественная энергия пласта (упругая энергия, энергия растворённого газа, энергия законтурных вод, газовой шапки, потенциальная энергия гравитационных сил). На втором этапе реализуются вторичные методы поддержания пластового давления путём закачки воды или газа. Эти методы принято называть вторичными.На третьем этапе для повышения эффективности разработки месторождений применяются третичные методы увеличения нефтеотдачи (МУН), которые принято называть современными.
Опыт показывает, чем на более ранней стадии начинают применяться третичные, в частности термические методы, тем достигается большая эффективность.
Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Классификация известных методов увеличения нефтеотдачи пластов выглядит следующим образом.
Гидродинамические методы:
• изменение направления фильтрационных потоков;
• вовлечение в разработку недренируемых запасов;
• нестационарное (циклическое) заводнение;
• форсированный отбор жидкости.
Физико-химические методы:
• вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы);
• вытеснение нефти растворами полимеров;
• вытеснение нефти щёлочными растворами;
• вытеснение нефти композициями химических реагентов, в т.ч. мицеллярные, мицеллярно-полимерные растворы;
• вытеснение нефти растворителями.
Газовые методы:
• воздействие на пласт двуокисью углерода;
• воздействие на пласт углеводородным газом (в том числе ШФЛУ);
• воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др.
Тепловые методы:
• паротепловое воздействие на пласт;
• внутрипластовое горение;
• вытеснение нефти горячей водой;
• пароциклические обработки скважин.
Волновые (вибросейсмические, электромагнитные, акустические).
Микробиологические методы.
В большинстве случаев реализуется комбинированный принцип воздействия, при котором сочетаются гидродинамический и тепловой методы, гидродинамический и физико-химический, тепловой и химический (термохимические) и так далее.
Нефтеотдача на всех этапах добычи и эффективность МУН зависят от качества первичного и вторичного вскрытия коллекторов. Правильный выбор технологических жидкостей для первичного и вторичного вскрытия, а также при проведении ремонтных работ скважины обеспечивает увеличение текущей нефтеотдачи в ранней стадии добычи и конечной нефтеотдачи за счет применения МУН.
ТЕМА2. 2.Основные причины ухудшения фильтрационных характеристик продуктивного пласта. Естественные и искусственные факторы ухудшения фильтрационных характеристик околоскважиной зоны (ОСЗ) пласта. Ухудшение фильтрационных характеристик ОСЗ при первичном, вторичном и последующих вскрытиях продуктивного пласта.
Эффективность эксплуатации скважин во многом зависит от фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта (ПЗП), являющимся важнейшим соединительным звеном в единой гидродинамической системе пласт-скважина.
Факторы, вызывающие ухудшение фильтрационных характеристик ПЗП, можно условно разделить на две группы:
- естественные, или природные;
- искусственные.
К естественным относятся факторы, обусловленные самим процессом извлечения нефти и газа из пласта при изменении пластовых условий, например, уменьшение проницаемости ПЗП добывающих скважин происходит за счет уменьшения запасов углеводородного сырья и падения пластового давления, увеличения водонасыщенностии гидрофилизации породы, роста капиллярных сил в процессе естественного обводнения пласта; в результате образования органических и неорганических отложений и др.
К искусственным относятся факторы, обусловленные техногенными воздействиями на ПЗП при бурении и эксплуатации скважин. Ухудшение фильтрационных характеристик ПЗП происходит вследствие внедрения в поровое пространство коллектора, а также образования в нем различных загрязняющих веществ (твердых, жидких и вязкопластичных) при первичном вскрытии продуктивного пласта бурением, цементировании скважины, вторичном вскрытии пласта перфорацией, в процессе освоения скважины, при последующей ее эксплуатации и ремонтах.
Основные искусственные факторы ухудшения фильтрационных характеристик ПЗП в добывающих скважинах считаются следующие:
1.при бурении (первичное вскрытие пласта), перфорации (вторичном вскрытии пласта) и ремонтах скважин;
- проникновение фильтрата бурового раствора на водной основе и, как следствие, снижение фазовой проницаемости пород по нефти и газу, набухание содержащихся в породах глинистых минералов, образование вязких эмульсий и малорастворимых осадков в порах породы при смешении с пластовыми флюидами;
- проникновение твердой фазы бурового раствора и цементного растворов и закупоривание (кольматация) ими поровых каналов;
2.при эксплуатации скважин;
- образование органических и неорганических отложений в пористой среде пород (асфальтосмолпарафиновых отложений – АСПО и солей) при изменении термобарических пластовых условий.
Борьба с перечисленными факторами ведется по двум направлениям:
- профилактика и предупреждение ухудшения фильтрационных характеристик ПЗП;
- улучшение фильтрационных характеристик ПЗП.
Для реализации первого из этих направлений применяют различные технические средства и технологические способы, предотвращающие проникновение в ПЗП или образование там загрязняющих веществ (бурение, цементирование и глушение скважин при пониженных давлениях; применение забойных отсекателей; использование технологических жидкостей, совместимых с горной породой и пластовыми флюидами, и др.). Второе направление предусматривает проведение специальных обработок ПЗП.
Особую актуальность, проблема улучшения фильтрационных характеристик ПЗП приобретает при разработке залежей аномальных (неньютоновских) нефтей, отличающихся повышенным содержанием структурообразующих компонентов – асфальтенов и парафинов. Наличие этих компонентов в нефти придает последней особые реологические (структурно-механические) и тиксотропные свойства, выраженные соответственно в проявлении аномалий вязкости при движении и росте вязкости в состоянии покоя. Кроме того, очевидно, что с ростом содержания в нефти асфальтенов и парафинов, являющих природными поверхностно-активными веществами, возрастают вероятность проявления и уровень влияния двух других, ранее упоминавшихся негативных факторов – образование в призабойной зоне пласта АСПО и водонефтяных эмульсий.
Повышенная доля асфальтенов содержится в залежах девонских и каменноугольных отложений – основных объектах разработки Волго-Уральского региона.
Улучшение фильтрационных характеристик ПЗП на залежах аномальных нефтей возможно при учете особых реологических свойств этих нефтей.
ТЕМА3. 3.Оценка загрязнения продуктивных пластов. Коэффициент восстановления проницаемости. Скин-эффект. Характерные значения скин-эффекта.
В лабораторных условиях выбор технологической жидкости для конкретного продуктивного пласта и коллектора производят путем исследования кернового материала и определения коэффициента восстановления проницаемости. Коэффициент восстановления проницаемости (Кв) определяют отношением фактической проницаемости после воздействия технологической жидкости (Пф) к первоначальной проницаемости (Пп).
Кв=Пф/Пп
При вскрытии продуктивного пласта фильтрационные свойства околоскважиной зоны (ОСЗ) изменяются под воздействием различных технологических жидкостей (буровой раствор, цементный раствор, жидкость перфорации и др.) и их фильтратов, проникающих под действием дифференциального давления. Загрязнение продуктивных пластов приводит к формированию скин-зоны и значительному снижению производительности нефтяных и газовых скважин (рис.2). Скин-зона характеризуется толщиной загрязненной зоны (скин-слой) и нарушением проницаемости коллектора.
| Околоскважинное пространство с ухудшенной проницаемостью ks пласта | Околоскважинное пространство с естественной проницаемостью kпласта |
Рисунок 2 – Схема формирования загрязненной скин-зоны
Рпл-пластовое давление; Рз(k)-давление у стенки скважины (забойное давление) при естественной проницаемости k пласта; Рз(ks)-забойное давление при фильтрации жидкости с ухудшенной проницаемостью ks пласта; РRs– давление пласта на контуре Rs; rc– радиус скважины; Rk– радиус контура питания; Rs– радиус контура с нарушенной проницаемостью; (Rs-rc)- скин-слой; (Rk-Rs)- интервал контура питания; S- скин–фактор; μ- динамическая вязкость пластовой жидкости; k –коэффициент естественной проницаемости пласта; ks– коэффициент проницаемости пласта при наличии скин–слоя; F – площадь фильтрации жидкости; h – мощность пласта;
Поведение фильтрации углеводородов значительно зависит от геометрии радиального притока к скважине. На больших расстояниях от скважины Rkплощадь фильтрации F при заданном дебите 
велика, при этом скорость фильтрации относительно низка. Градиент давления (МПа/м) пропорционален скорости фильтрации и будет иметь низкие значения при больших значениях радиуса.На близком расстоянии от скважины(Rs-rc) площадь фильтрации значительно меньше и градиент давления фильтрации будет намного больше.
Более 50 % общего снижения давления фильтрации происходит в ОСЗ радиусом ≈6м. В случае, если отсутствует зона повреждения пласта, то 25 % снижения давления фильтрации происходит в ОСЗ радиусом≈0,3-1 м. Так как площадь фильтрации в ОСЗ относительно мала, то любое повреждение коллектора может быть причиной значительного снижения эффективности работы скважины.
За рубежом за показатель загрязнения продуктивного пласта принят скин-эффект S (или скин-фактор), причем, чем меньше значение S тем выше качество вскрытия:
,
Скин-эффект может быть определен на основании результатов гидродинамических исследований в скважинах (ГДИ) и косвенно по данным экспериментальных исследований на натурных кернах из изучаемого объекта вскрытия. Однако в промысловой практике ГДИ проводятся нерегулярно. Величину S можно уменьшить путем повышения качества технологических жидкостей и примененияновых технологий по повышению нефтеотдачи пластов – снижение депрессии на продуктивный пласт, горизонтальное бурение, кислотные обработки, гидроразрыв пласта и т.д.
Потенциальный дебит ( 
п) идеальной скважины (уравнения Дюпии) равен:
, гдеРпл-Рз(k) = ΔР k– потеря давления в идеальной скважине.
Тогда, фактический дебит ( 
ф) с учетом скин-фактора равен:
где, Рпл-Рз(ks) = ΔР s– потеря давления с учетом скин-фактора
С увеличением глубины проникновения фильтрата бурового раствора ухудшается проницаемость коллектора. В комплексе это сказывается на фактическом дебите скважины. Теоретически изменение дебита нефти для горизонтальной скважины при потенциальном дебите нефти 1717 т/сут определено количественно через два параметра – глубина проникновения фильтрата бурового раствора и проницаемость коллектора (рис.3).
Рисунок 3 - Изменение фактического дебита скважины от глубины проникновения фильтрата бурового раствора и снижения проницаемости ОСЗ
Например, при глубине проникновения фильтрата около 406 мм и снижении проницаемости на 90% в зоне проникновения, дебит скважины уменьшается в 2 раза (858 т/сут вместо 1717 т/сут), а при снижении проницаемости на 60% - дебит скважины снижается в 1,2 раза (до 1431 т/сут). Уменьшение проницаемости на 20-40% при различных глубинах проникновения фильтрата можно считать предельно допустимым, так как дальнейшее снижение проницаемости и глубины фильтрата приводит к резкому падению дебита скважины.
Значения скин-эффекта меняются в широких пределах. Наиболее характерные величины скин-эффект представлены в таблице 1.
Таблица 1 – Характерные величины скин-эффектов
| Численное значение скин-эффекта | Примечание |
| 500…20 | Катастрофическое загрязнение |
| 20…2 | Загрязненные скважины |
| 2…0 | Высокое качество заканчивания |
| 0…-2 | Кислотная обработка |
| -3…-7 | Гидроразрыв пласта |
ТЕМА4. 4.Буровые растворы для заканчивания скважин. Заканчивание скважин. Методика выбора бурового раствора для заканчивания скважин. Буровые растворы для заканчивания скважин в сложных геолого-технических условиях. Выбор компонентного состава и показателей раствора. Примеры водных базовых составов для заканчивания скважин. Технологические показатели буровых растворов. Приготовление и обработка буровых растворов. Циркуляционная система. Потребное количество раствора для заканчивания скважины.
Первой рабочей жидкостью, входящий в контакт с продуктивным горизонтом является буровой раствор, используемый для первичного вскрытия, основной целью которого является максимальное сохранение естественной проницаемости коллекторов. Буровые растворы для заканчивания делятся: водные, водно-спиртовые и углеводородные (безводные и гидрофобные эмульсии).
Заканчивание скважин включает:
- первичное вскрытие и разбуривание продуктивных пластов;
- испытание скважин в процессе бурения;
- подготовка ствола, спуск обсадной колонны;
- цементирование;
- вторичное вскрытие продуктивных пластов;
- опробование перфорированных объектов.
Дата: 2019-02-25, просмотров: 251.
