Продуктивные (нефтяные и газовые) пласты вскрывают, как пра­вило, дважды. Первый раз при бурении и второй раз - после крепления обсадной колонной. На технологию вскрытия пласта преобладающее влияние оказывает величина пластового давления.

По величине пластового давления коллекторы делят на:

    - с аномально высоким пластовым давлением (АВПД), когда

     р_{пл >>} р_ст,

   - с давлением, близким к гидростатическому, когда р_{пл >} р_ст;

   - с давлением меньше гидростатического, когда р_{пл  <}  р_ст

   - и очень редко с аномально низким пластовым давлением (АНЦД), когда р_{пл <<}  р_ст .

Коллекторы с АВПД вскрываются с применением бурового рас­твора высокой плотности. Столб раствора в скважине должен создать на вскрываемый пласт давление, несколько превышающее пластовое.

Коллекторы второй группы вскрывают с использованием буро­вых глинистых растворов, растворов с низким содержанием твердой фазы, растворов на нефтяной основе (РНО), технической воды, обра­ботанной ПАВ. Коллекторы третьей группы вскрывают с применением РНО, аэрированных буровых растворов, местной промывки, а также продувки воздухом или газом.

Вскрытие продуктивных пластов первой и второй группы ведут с репрессией на пласт, т.е. с созданием на него давления бурового рас­твора большего, чем давление в пласте. При наличии репрессии в по­ры, каналы и трещины в пласте проникают фильтрат бурового раство­ра и мелкие частицы твердой фазы, а при возникновении поглощения и буровой раствор. Все это вызывает изменение естественных парамет­ров пласта в призабойной зоне - уменьшается проницаемость пласта, изменяется величина нефтегазонасыщенности и др.

Призабойной зоной называют примыкающую к стволу скважины часть пласта, в которой при вскрытии происходят изменения естест­венных параметров. Главной задачей любого способа вскрытия про­дуктивного пласта является максимально возможное сохранение его естественных параметров, основным из которых является проницае­мость. Прежде всего, принимают меры по предотвращению поглоще­ния бурового раствора пластом. При поглощении буровой раствор глубоко проникает в пласт, не только расширяет призабойную зону пласта, но и может ухудшить необратимо ее проницаемость, что при­ведет к падению нефтеотдачи пласта.

Под влиянием репрессии в проницаемый коллектор отфильтро­вывается жидкая фаза бурового раствора, вместе с которой в поры т каналы пласта попадают твердые частицы, которые, оседая в них, снижают проницаемость пласта. Действие фильтрата (главным обра­зом, воды) отрицательно. Вода замещает нефть и газ в порах и каналах и тем самым препятствует их движению к скважине, способствует на­буханию глинистых пород (уменьшает проницаемость), образует стой­кие и высоковязкие водонефтяные эмульсии, блокирующие каналы и образующие на стенках пор и каналов пленки, препятствующие дви­жению углеводов. Минерализованный фильтрат, вступая в химическое взаимодействие с пластовой водой, может образовывать труднорас­творимые и нерастворимые вещества, закупоривающие каналы и поры в пласте.

Для сохранения естественной проницаемости пласта наиболее эффективно использовать РНО (известково-битумные, гидрофобные эмульсии и др.). Фильтратом этих растворов является углеводородная жидкость, имеющая ту же природу, что нефть и газ.

Сегодня обычной, несмотря на все недостатки, является техноло­гия бурения с репрессией на вскрываемые пласты, в т.ч. продуктив­ные. Эти недостатки следующие: ухудшение коллекторских свойств пласта, значительное снижение дебитов скважин относительно воз­можных, длительные сроки освоения скважин, низкий коэффициент нефтегазоотдачи пластов, затруднения в подсчете запасов углеводо­родного сырья и др.

Кроме того, бурение с репрессией сопряжено с осложнениями в виде поглощений раствора и прихватами бурильного инструмента.

Технология вскрытия продуктивных горизонтов на депрессии с использованием газожидкостных смесей, так и традиционных буровых растворов предотвращает проникновение этих агентов в проявляющий пласт и тем самым обеспечивает сохранение его коллекторских свойств. В настоящее время одним из наиболее перспективным ис­пользованием бурения на депрессии является вскрытие продуктивных пластов с низким и аномально-низким пластовом давлении (АНПД), с использованием газовых и газожидкостных смесей, а в области вскры­тия пластов с нормальным и АВПД давлением с применением буровых растворов с минимально допустимой плотностью и реологическими параметрами, удовлетворяющими требованиям этой технологии. В отличие от традиционной газожидкостная технология позволяет регу­лировать забойное давление в ходе бурения, следовательно, снижать дифференциальное давление вплоть до нуля, создавая равновесие в системе скважина - пласт, или до получения депрессии на пласт. Вме­сте с тем эта технология позволяет быстро переходить на жидкостную технологию в течение одного цикла циркуляции. Эта технология вы­сокоэффективна для большинства нефтегазовых регионов России, т.к.

кратно повышает добычные и буровые показатели, предупреждает осложнения, ускоряет освоение скважин, вскрывает пласт в режиме равновесия или депрессии, дает возможность вскрывать пласт перфо­рацией при депрессии и осваивать скважины с высокой депрессией и др.

В настоящее время большое внимание уделяется вопросу борьбы с загрязнением призабойной зоны пласта (ПЗП) при вскрытии продуктивного горизонта. В развитие проведенных исследований В.Н. Полякова, Н.П. Гу- касова и др. А.Ш. Янтуриным была исследована интенсивность загрязнения пласта при производства спуско-подьемных операций за счет возникнове­ния гидродинамического давления в призабойной зоне. По результатам исследований им уточнены режимы СПО для различных характеристик продуктивных коллекторов. А.Ш. Янтуриным также исследованы причины возникновения интенсивного загрязнения ПЗП за счет призабойных коле­баний долота, при которых шарошки перемещаясь по ухабообразному за­бою периодически сближаются в ним вызывая возникновение гидродина­мического давления. Другой причиной загрязнения ПЗП являются попе­речные колебания низа колонны бурильных труб, при которых УБТ или забойный двигатель, подверженные в наклонной скважине продольно- поперечному изгибу, под действием различного рода колебаний, всегда имеют определенную зону периодического сближения со стенкой скважи­ны. Таким образом, результаты исследований А.Ш. Янтурина показывают, что низ бурильной колонны является своеобразным, «вибронасосом», пере­качивающим жидкость из скважины в ПЗП, обычно на глубину до 5+8 м, что хорошо совпадает с результатами, полученными Р.С. Яремийчуком, М.М. Аглиуллиным и др. на основе промысловых исследований по объе­мам инфильтрата, отбираемым пластоиспытателями.

Конечная цель бурения скважин - получение нефти и газа из продуктивного горизонта. Получение начального притока нефти и газа из пласта зависит от технологии бурения, состава и свойств промывочной жидкости, схемы вскрытия и длительности воздейст­вия на продуктивный пласт. Все это относится к этапу заканчива- ния строительства скважины.

В настоящее время большое развитие получило бурение горизон­тальных и многозабойных скважин, поэтому необходимо заметить, что, обеспечивая высокие экономические показатели, эффективности этих скважин в некоторых случаях оказывается ниже планируемы это объясняется, тем, что при строительстве таких скважин применяют традиционную технологию вскрытия продуктивного пласта, которая основана на создании репрессии на этот пласт, т.е. когда гидростати­ческое давление столба жидкости в скважине превышает пластовое давление. В этом случае наблюдается загрязнение пласта за счет фильтрации в него промывочного раствора. При горизонтальном буре­нии время воздействия промывочной жидкости на пласт по сравнению с вертикальными и наклонными скважинами на много больше и, сле-

довательно, наблюдается и большее его загрязнение, а это ведет к снижению эффективности технологии бурения ГС и РГС скважины. При этом в большей степени загрязняется начальный интервал буре­ния ГС и РГС скважин, откуда поступает до 70 % пластового флюида.

В связи с этим была разработана технология бурения в пласте на равновесии давлений или при депрессии на пласт. Бурение в условиях равновесия или депрессии на пласт служит, прежде всего, сохранности коллекторных свойств пласта и, следовательно, повышению его дебита и нефтеотдачи.

В настоящее время почти все фирмы мира используют такую тех­нологию вскрытия, особенно в США.

Российские нефтедобывающие предприятия также применяют технологию вскрытия пласта на депрессии, увеличив дебит скважин в 3-4 раза. При повышении на 25 % стоимость бурения скважин на де­прессии затраты на одну тонну добываемой нефти составляют 30 % от типового варианта. При этом установлено, что срок окупаемости за­трат на бурение почти в три раза ниже, чем при использовании обыч­ной технологии. При этом решается и проблема безопасности буровых работ при вертикальном и наклонном вскрытии пласта, но при буре­нии горизонтального участка резко увеличивается вероятность откры­того нефтегазового выброса, так как постоянно производится спуско- подъемные операции, что каждый раз приводит к нарушению герме­тичности системы «скважина - бурильная колонна».

Это факт, а также возможность загрязнения окружающей среды, ограничивают применение и сдерживают темпы внедрения такой тех­нологии.

В этом случае буровая установка с использованием гибкой бу­рильной трубы, намотанной на барабан сведет к минимуму риск неф­тегазового выброса из скважины при бурении на депрессии к горизон­тальным окончаниям ствола. В этом случае бурильная колонна остает­ся герметичной за все время бурения.

В будущем целесообразно применять бурение на депрессии боко­вых ответвлений из основной скважины. В этом случае использование гибких труб будет актуально как при бурении, так и, что более важно, в стадии заканчивания и ремонта скважин. Необходимо заметить, что в результате широкого применения бурения на депрессии, открывается новый ранок бурения с применением непрерывной гибкой трубы.

11.1. Требования к составу и свойствам промывочной жидкости для вскрытия продуктивного горизонта [29]

1. Состав промывочной жидкости должен быть таким, чтобы ее фильтрат не способствовал набуханию глинистых частиц, увеличе-

нию гидрофильности породы, увеличению количества физически связанной воды в порах пласта.

2. Состав фильтрата бурового раствора должен соответствовать составу фильтра, заполняющего пласт, чтобы при проникании фильтрата в пласт не происходили такие физические или химиче­ские взаимодействия, в результате которых могут образовываться нерастворимые осадки.

3. В составе промывочной жидкости необходимо иметь доста­точное количество грубодисперсной твердой фазы, способной соз­давать закупоривающие мостики в трещинах и тем самым препятст­вовать глубокому проникновению промывочной жидкости в пласт.

4. Соленость и солевой состав фильтрата должны соответство­вать солености и солевому составу пластовой воды.

5. Фильтрат промывочной жидкости, используемый для вскры­тия нефтяных пластов, должен уменьшать поверхностное натяже­ние на границе фильтрат - нефть.

6. Водоотдача бурового раствора в забойных условиях должна быть минимальной.

7. Плотность промывочной жидкости должна быть такой, чтобы дифференциальное давление было близким к нулю или, если вскрыва­ется пласт с аномально низким давлением, - меньше нуля.

11.2. Коэффициент резерва плотности жидкости для вскрытия продуктивного горизонта

Для удобства дальнейших расчетов введем некоторые термины, используемые в физике нефтегазового пласта.

Гидростатическое давление р_СТ - давление столба жидкости высотою от рассматриваемого сечения скважины до устья скважины:

где р_ГСТ - гидростатическое давление, Па; р_ж - плотность промывочной жидкости, кг/м³; g - ускорение свободного падения. 9,8 м/с²; Z - рас­стояние от поверхности до рассматриваемого сечения, м.

Для практических расчетов пользуются упрощенной формулой

где р_ГСТ - гидростатическое давление, МПа; р_ж - плотность промывоч­ной жидкости, кг/м³; q - ускорение свободного падения, 9,8 м/с²; Z- расстояние от поверхности до рассматриваемого сечения, м.

Пластовое давление р_ПЛ - давление, под которым жидкость со­держится в порах проницаемой горной породы.

Коэффициент аномальности пластового давления к_а — отноше­ние пластового давления к статическому давлению столба жидкости пресной воды (р_ж = р_в = 1) высотою от рассматриваемого сечения до устья скважины:

Пластовое давление считают нормальным, если к_а = 1. Если к_а > 1, то пластовое давление считают повышенным или аномально высоким; при

 к_а < 1 - пониженным или аномально низким.

Индекс давления поглощения к_П  - отношение давления, при кото­ром возникает поглощение промывочной жидкости в пласт, к статиче­скому давлению столба пресной воды высотою от рассматриваемого сечения поглощения до устья скважины:

где р_П - давление поглощения пласта, МПа; Z_П - расстояние от поверх­ности до рассматриваемого сечения, м.

Относительная плотность промывочной жидкости р_о - отно­шение плотности промывочной жидкости к плотности пресной воды:

где р_ж - плотность промывочной жидкости, кг/м³; р_в - плотность пре­сной воды, кг/м³.

Рекомендуется во избежание газонефтепроявлений и поглощений в процессе бурения соблюдать следующее неравенство:

а необходимую величину относительной плотности промывочной жидкости определять по формуле

где к_р - коэффициент резерва, значения которого приведены ниже.

Рекомендуемые коэффициенты резерва

Глубина скважины, м                                 0-1200   1200-2500  >2500

Дифференциальное давление пласта, МПа  1,5     2,5 3,5

Допустимое значение к_р                   1,1-1,15    1,05-1,10   1,04-1,07

Методы вхождения в продуктивную толщу

Метод вхождения — это порядок операций, проводимых в скважине непосредственно перед бурением и во время разбурива- ния продуктивной толщи. В практике бурения применяют следую­щие методы (рис. 11.1).

Рис. 11.1. Методы вхождения в продуктивную толщу:

1 - обсадная колонна; 2 - цементный камень; 3 - нефтеносные пласты; 4 - водоносные пласты; 5 - открытый ствол; 6 - пакер; 7 - фильтр; П - продуктивный пласт

Метод 1 (рис. 11.1, а). Продуктивный горизонт вскрывается долотами того же диаметра, что и вышележащие породы. В сква­жину спускают эксплуатационную колонну, нижняя часть которой перфорирована и выполняет функцию фильтра. Скважина цемен­тируется выше продуктивной толщи. Метод применяют при вскры­тии неустойчивых пород, продуктивный горизонт содержит одну жидкость, т.е. однороден, параметры промывочной жидкости при вскрытии продуктивной толщи и прохождении вышележащих по­род практически одинаковые.

Метод 2 (рис. 11.1, б). Отличается от первого тем, что после разбуривания в скважину спускают эксплуатационную колонну до забоя, затем цементируют. Для сообщения полости эксплуатаци­онной колонны с продуктивным пластом ее перфорируют (простре­ливают большое число отверстий). Метод применяется при вскры­тии неоднородных по составу флюидов, малых и перемещающихся пропластков, т.е. когда требуется селективная эксплуатация. Пара­метры промывочной жидкости, как правило, при вскрытии не меняются.

Метод 3 (рис. 11.1, в). Перед вскрытием продуктивной толщи вышележащую породу обсадной колонной, а также колонну цемен­тируют. Затем продуктивную толщу проходят долотом меньшего диаметра, оставляя ствол открытым. Метод применяется при вскрытии устойчивых пород и однородного флюида. Параметры промывочной жидкости подбирают только с учетом характеристики продуктивной толщи.

Метод 4 (рис. 11.1, г). В отличие от предыдущего метода ствол скважины в продуктивной толще оборудуют фильтром, под­вешенным в обсадной колонне и изолированным пакером. Метод применяется при вскрытии слабоустойчивых пород и однородных флюидов.

Метод 5 (рис. 11.1, д). При этом методе после спуска обсад­ной колонны до кровли продуктивного пласта и ее цементирования вскрывают продуктивную толщу долотами меньшего диаметра, а затем перекрывают хвостовиком. Хвостовик цементируют по всей длине и перфорируют против заданных интервалов. Метод приме­няется при необходимости селективной эксплуатации различных пропластков.