3.6. Ускладнення

В ПРОЦЕСІ БУРІННЯ СВЕРДЛОВИН, РОЗКРИТТЯ

І ВИПРОБУВАННЯ ПРОДУКТИВНИХ ГОРИЗОНТІВ

Ускладнення під час буріння свердловин можуть бути по­в'язані з геологічними і технічними причинами.

Геологічні ускладнення. 1. Поглинання промивальної рідини, які пере­важно відбуваються в процесі буріння в тріщинуватих, кавернозних або сильно пористих породах за умови, що пластовий тиск в породах менший за тиск стовпа промивальної рідини у свердловині. Характер поглинання може бути різним: від слабкого в крупнозернистих або тонкотріщинуватих пластах з низьким пластовим тиском до катастрофічного, коли вихід про­мивальної рідини на поверхню із свердловини в процесі буріння повністю не відсутній, а в породах спостерігається наявність великих каверн і роз­критих тріщин.

2. Обвали і осипання порід у свердловині, які виникають в інтервалах, складених пластичними глинами, глинистими сланцями (здатними до на­ бухання під дією водяної основи промивальної рідини) або крихкими пі­ сковиками та пісками. Глини і глинисті сланці, що обвалюються, злипа­ ються між собою, розбухають під дією води і утворюють сальники на до­ лоті та пробки у свердловині, товщина яких досягає інколи декількох де­ сятків метрів.

Для попередження обвалів використовують промивальні рідини з міні­мальною водовіддачею і підвищеною густиною. Інколи ці інтервали обса­джують і цементують після їх розкриття.

3. При розкритті нафтогазоносних пластів обвали і осипання порід ду­ же часто призводять до прихоплень доліт і бурових труб у свердловинах, що спонукає до ліквідації їх за технічними причинами. У разі надходження у промивальну рідину значної кількості нафти або газу в цих інтервалах знижується тиск на вибій, що може спричинити викид і відкрите фонтану­ вання свердловини. Це засвідчує розкриття високонапірних пористих плас-

тів, насичених одним із вихідних флюїдів. Для попередження викидів під час розкриття зон газонафтопроявів, а також водопроявів потрібно підви­щити масу промивальної рідини до величини, за якої тиск на вибої сверд­ловини має перевищувати пластовий. Для збільшення густини промиваль­ної рідини використовують барит, гематит та інші обважнювачі.

Технічні ускладнення. Вони пов'язані переважно з порушенням основ­них положень режиму буріння свердловин: невідповідністю швидкості буріння, встановленої для конкретного геологічного розрізу; перевищен­ням тиску на долото, внаслідок чого виникають поломки бурильного інст­рументу; перевищенням швидкості спускання бурильного інструменту, що призводить до удару нижньої частини бурильного інструменту на уступах в свердловині, коли над щільними породами розмиваються м'які породи, а також обвалюються або осипаються нестійкі породи. Тоді колона буриль­них труб затримується, навіть вигинається і набирає вигляду "македонів", за образним виразом нафтовиків.

Крім того, до суто технічних причин ускладнення і навіть аварій слід віднести порушення норм поведінки буровиків на бурових, наприклад: за­лишання металевих предметів на бурових містках, у колисці верхового ро­бочого, що призводить до падіння цих предметів (плашок, кувалд, метале­вих "сухарів" тощо) у свердловину і заклинювання бурильного інструмен­ту, тобто до аварії.

Проте основна причина технічних ускладнень при бурінні свердло­вин — неврахування геологічних особливостей району, де проводяться бу­рові роботи, що зумовлює затягування та "мертві" прихвати бурильного інструменту, коли внаслідок осипань або обвалів порід стає неможливим звільнити бурильний інструмент із свердловини. У такому разі доводиться здійснювати повторне буріння свердловини, тобто бурити знову від нуля до проектної глибини.

Велика кількість ускладнень відбувається в процесі розробки продук­тивних нафтогазоносних горизонтів, причому ці ускладнення істотно впли­вають на точність оцінки продуктивних горизонтів.

Аналіз стану розкриття нафтових і газових пластів на розвідувальних і експлуатаційних площах, систематичні дослідження впливу різних бурових розчинів на проникність пористого середовища, які достатньою мірою проведені в Україні та за кордоном, дають змогу дійти висновку, що про­дуктивні пласти розкривають бурінням, переважно не враховуючи геолого-фізичні особливості колектору та фізико-хімічної характеристики рідин, які його насичують. Це призводить до технічних ускладнень, які потребу­ють тривалого часу для їх ліквідації.

Слід використовувати такі методи розкриття і випробування перспек­тивних ділянок розрізу, які б забезпечили збереження природного стану колектору та, як наслідок, достатню надійність результатів випробування. Для оцінки загальних та видобувних запасів нафти і газу можна викори­стовувати лише ці дані, що відображують фактичний стан колектору. Не­достатнє врахування геолого-фізичних властивостей колектору і фізико-хі­мічної характеристики рідин, що його насичують, у процесі розкриття бу­рінням може призвести до хибних висновків щодо нафтогазонасиченості

об'єкта і навіть до того, що деякі продуктивні горизонти можуть бути не виділені.

У нафтопромисловій практиці були випадки, коли із свердловин з доб­рими ознаками нафтогазоносності, які були встановлені в процесі розві­дувального буріння, після вводу цих свердловин в експлуатацію не було одержано або одержано дуже слабкий приплив нафти або газу.

Значною мірою на це все негативно впливає глибина проникнення промивальної рідини або її фільтрату в колектор при розкритті.

Глибина проникнення фільтрату і промивальної рідини в пласт та її кількість переважно визначаються перепадом тиску на пласт в процесі його розкриття. Як правило, продуктивні пласти розкриваються з тиском, що значно перевищує пластовий. Наприклад, на площах Прикарпаття (Віль-хівська, Росільна, Рожнятів) репресії на пласт під час буріння досягали 15—20 МПа, товщини зон проникнення глинистого розчину в пласт — 1 м.

Вплив таких явищ збільшується за значних коливань тисків у свердло­вині в процесі спуско-підіймальних операцій. Інтенсивність зміни гідроди­намічного тиску підвищується зі збільшенням глибини свердловини, швидкості підіймання або спускання інструменту, в'язкості і статичного напруження зсуву промивальної рідини та зі зменшенням зазору між стін­кою свердловини та інструментом. Як показала практика, під час спускан­ня інструменту може виникнути тиск, який дорівнює статичному тиску, що може призвести до гідравлічного розриву пласта і внаслідок цього до про­никнення у пласт великої кількості промивальної рідини, тобто його за­бруднення.

Найбільше проникнення фільтрату і твердої фази промивальної рідини відбувається у процесі розкриття тріщинних колекторів. На Речицькому родовищі (Біларусь) глибина проникнення бурового розчину в колектори девону досягала 20—70 м. Отже, проникнення в пласт фільтрату і бурового розчину негативно впливає на колекторні властивості продуктивних плас­тів. У результаті збільшується час освоєння свердловин, знижується їх про­дуктивність, нерівномірно розробляється поклад, зменшується коефіцієнт нафтовіддачі, а на розвідувальних площах з цієї причини можуть бути не виявлені окремі пропластки і цілі продуктивні пласти.