10.4.3 Розкриття і випробування перспективних об’єктів

Необхідно розрізняти розкриття перспективного об’єкта в процесі буріння свердловини і розкриття після закінчення її буріння.

При розкритті перспективних об’єктів і в наступний період відбувається зміна фільтраційних властивостей продуктивних пластів у навколосвердловинній зоні під впливом ряду факторів, які залежать від:

1) фізико-хімічних властивостей промивної рідини та часу її контакту з гірськими породами;

2) протитиску на пласт, що створюється буровим розчином у процесі його розкриття;

3) взаємодії фільтрату цементного розчину з поровим або тріщинним простором гірських порід;

4) зміна властивостей свердловинної зони під впливом охолодження пласта при бурінні та при взаємодії фільтрату з породою.

Радіальна фільтрація приводить до утворення глинистої кірки, зони кольматації або внутрішньої кірки та зони проникнення фільтрату. При інтенсивному заповненні порового або тріщинного просторів сторонньою речовиною відбувається неконтрольована зміна нафтогазопроникності, яка призводить до істотного зменшення нафтовіддачі. У результаті попадання фільтрату промивної рідини в пласт відбувається набухання глинистої речовини, випадання в осад солей, колоїдів та інших частинок, утворення стійких емульсій, збільшення залишкової водонасиченості. Швидкість кольматації більша в високопроникних пластах. При незначних розмірах зони кольматації (1–3 мм) втрати продуктивності можуть складати лише 5– 8 %, а при проникненні дисперсних частин у пласт на глибину 20–40 см і більше продуктивність зменшується в 5–10 і більше разів. Ступінь впливу фільтрату промивної рідини на втрату продуктивності залежить від фільтраційно-ємнісних властивостей колектора. У зв’язку з цим в процесі буріння пласти, в яких очікується нафта (газ) необхідно розкривати на якісному буровому розчині, бажано обробленому поверхнево-активними речовинами (ПАР). У колекторах, які вміщують велику кількість бурового матеріалу, погіршення колекторських властивостей може бути зумовлено розбуханням глинистих частин за рахунок води, відфільтрованої з бурового розчину.

У процесі буріння продуктивної частини пласта необхідно забезпечувати стабільність розрахункової густини бурового розчину. Максимально допустиме коливання густини по всьому циклу промивки не повинно перевищувати 20 кг/м³.

Для зменшення гідравлічних опорів при промивці свердловини в буровий розчин треба вводити нафту (до 10–15 %), графіт, СМАД-1 та інші змащуючі добавки в кількості 0,5–2,0 %. Крім того, за 50 м до входу в продуктивний пласт рекомендується переходити на роторний спосіб буріння та зменшити, по можливості, діаметр і довжину УБТ до 50–70 м.

Додатковим заходом, який спрямований на зменшення радіусу проникнення фільтрату в пласт, є також підсилення кіркоутворюючих і кольматуючих властивостей бурового розчину, які зменшують швидкість поступлення фільтрату в пласт.

У процесі спуску колони труб в свердловину виникають також додаткові гідродинамічні тиски, які регулюються як властивостями бурового розчину, так і швидкістю їх спуску, а також продуктивністю бурових насосів при розкритті продуктивних горизонтів.

Вибір об’єктів для випробування проводиться із залученням всього комплексу геологічних і геофізичних даних, отриманих як в даній свердловині, так і в інших свердловинах на площі. При цьому враховуються зони поглинання промивної рідини, провалів інструмента, газо-, нафто- і водопроявів.

Випробовування проводиться, як в процесі буріння, так і після обладнання вибою свердловини. Для випробування об’єктів в процесі буріння у відкритому стовбурі використовуються два способи випробування пластів: випробовування пластів з пакерами (рис. 10.6) на бурильних трубах і на каротажному кабелі.

Рис. 10.6 – Розміщення випробовувача пластів у свердловині

1 – заглушки; 2 і 9 – бурові труби; 3 – манометри; 4 – фільтр; 5 – пакер; 6 – яс; 7 і 10 – нижній і верхній клапанні вузли; 8 – перевідник з манометром; 11 – другий перевідник з манометром

Попри всі розбіжності в технології випробування завданням цих методів є отримання кривих припливу і кривих відновлення тиску.

Випробовувачі пластів дозволяють випробувати пласт через бурильні труби. Випробовувач забезпечує ізоляцію пласта від стовбура свердловини і створює різке зниження тиску на пласт, що забезпечує приплив флюїдів. Якість випробування з використанням випробувача пластів істотно залежить від літології розрізу. В теригенній частині розрізу випробовувач дає менш надійні результати, ніж у щільних карбонатних породах.

Випробування випробовувачами пластів на каротажному кабелі, наприклад, балонами ОП-7-10, дозволяє точно прив’язати відібрану пробу до розрізу, так як проводиться безпосередньо після електрокаротажу.

При роботі випробовувача пластів на кабелі виконуються такі операції:

а) ізоляція невеликої випробовувальної ділянки на стінці свердловини від решти частини стовбура за допомогою селекторного притискного герметичного елемента;

б) сполучення порового простору випробовуваної ділянки породи з балоном для відбору проби і створення (при необхідності) дренажного каналу в пласті;

в) відбір проби рідини і газу із пласта в балон та її герметизація;

г) вирівнювання тиску на ділянці відбору проби з гідростатичним, що забезпечує безперешкодний підйом приладу.

Наявність припливу і зміна тиску при випробуванні контролюються та реєструються на поверхні за допомогою дистанційних датчиків.

На результати випробування у свердловинах обсаджених колонами істотно впливають умови розкриття пласта в процесі буріння, якість цементування, спосіб перфорації колони, спосіб виклику припливу в свердловину, способи обробки привибійної зони.

Надійне цементування колони забезпечує якісне випробування кожного із пластів. Всі випробування пластів проводяться згідно плану, в якому розписаний порядок операцій та основні їх технічні особливості.

Розкриття пласта перфорацією в обсаджених свердловинах є однією з важливих операцій при їх будівництві, оскільки від неї залежить подальший успіх випробування та отримання припливу пластового флюїду.

Назагал, при розкритті пластів перфорацією необхідно подолати шар свердловинної рідини (5–10 мм), стінку стальної труби (6–12 мм), товщину цементного каменю (в залежності від фактичного діаметра свердловини – 25–50 мм і більше), а також частково розкрити зони привибійної закупорки колектора, яка в залежності від типу колектора і впливу на нього негативних факторів в процесі буріння може досягати від 40–50 мм до 100–150 см і більше.

Для перфорації колон використовують стріляючі і гідропіскоструминні перфоратори різної конструкції. За останні роки знаходять все більше застосування свердлильні перфоратори та різні прорізувальні пристрої, які дозволяють утворювати в обсадних колонах та цементному камені різні щілини. У практиці знаходять застосування хімічне розчинення алюмінієвих або мідних затичок, які встановлюються в тій частині обсадної колони, що розміщується в інтервалі залягання продуктивних відкладів. Проте, основним видом перфорації на сьогодні є кумулятивна.

Корпусні кумулятивні перфоратори проявляють найменшу небажану дію на обсадну колону і затрубне цементне кільце, оскільки основну частину енергії вибуху заряду сприймає на себе корпус перфоратора. При цьому, в залежності від особливостей корпусу, перфоратори поділяються на корпусні багаторазового використанння типу ПК і корпусні одноразового використання типу ПКО. З перфораторів типу ПК найбільш поширеними є перфоратори ПК-105-ДУ, ПК-85-ДУ, ПК-95-Н, а з перфораторів типу ПКО – перфоратори ПКО-89, ПКО-73. На сьогодні широко використовуються найбільш технологічні безкорпусні перфоратори ПКС-105, ПКС-100, ПКС-80, які дозволяють за один спуск розкрити до 35 м товщини пласта із щільністю прострілу 6–10 отворів на 1 п.м.

Щільність отворів при кумулятивній перфорації залежить від характеру колектора. Для добре проникних рихлих пластів робиться 6–10 отворів на 1 м інтервалу перфорації. Для неоднорідних колекторів щільність доводиться до 12–36 отворів 1 п.м.

Метод піскоструминної перфорації заснований на здатності струменю, насиченого піском, під великим тиском руйнувати як стальну колону, так і породу за колоною. Ефективність розкриття пласта різними методами ілюструється на рис. 10.7.

Рис. 10.7 – Розкриття пластів різними способами перфорації

а – кумулятивна; б - піскоструминна

Похибка визначення глибини перфорації не повинна перевищувати 1м при глибині до 2000 м і 1,5 м при глибинах понад 2000 м. З метою підвищення достовірності визначення положення продуктивності горизонту використовується “метод радіоактивного репера”.

Перед перфорацією устя свердловини повинно бути обладнане спеціальною перфораційною засувкою, а експлуатаційна колона разом з засувкою повинна бути опресована тиском, який приблизно на 25 % перевищує максимально очікуваний пластовий тиск.

Освоєння свердловини та виклик припливу рідини і газу з пласта проводять різними способами в залежності від характеру колекторів, режиму покладу і величини пластового тиску.

При високому пластовому тиску приплив рідини і газу зумовлюється пониженням тиску на продуктивний пласт шляхом заміни в свердловині бурового розчину на воду або на нафту. Якщо заміна бурового розчину на воду чи нафту не дає результатів, рівень понижується желонкою, свабом або компресором. Найбільш ефективним є компресорний спосіб, який забезпечує в короткий термін значне пониження рівня бурового розчину .

Заміну рідини проводять зворотною промивкою, тобто воду подають в затрубний простір, а буровий розчин витісняють на поверхню через колону НКТ. Якщо буровий розчин, яким заповнена свердловина, має велику густину (1500 кг/м і більше) і високе статичне напруження зсуву, то його заміняють водою не відразу, а поступово. Спочатку в затрубний простір напомповують буровий розчин з густиною на 200–300 кг/м³ меншою від густини розчину, який знаходиться в свердловині. При цьому здійснюється повний цикл циркуляції в свердловині. Аналогічні операції здійснюють до того моменту, поки різниця густини між розчином, який виходить з НКТ, і водою буде становити 200–300 кг/м³. З цього моменту в затрубний простір можна подавати воду. Якщо після промивки водою пласт не проявляє, тоді воду в свердловині замінюють нафтою.

Під час робіт із заміни бурового розчину водою, нафтою тиск в затрубному просторі не повинен перевищувати тиску опресовки експлуатаційної колонки.

Для нагнітання газу (повітря) в свердловину застосовують пересувні компресори, які підключають до затрубного простору свердловини. У більшості випадків тиск, що підтримується в затрубному просторі, є таким, якого не вистачає для видалення рідини з затрубного простору в труби. В інших випадках міцнісна характеристика експлуатаційної колони не дозволяє створювати в затрубному просторі свердловини великих тисків, які необхідні для пуску свердловин в роботу. Тому доводиться вдаватися до таких засобів, які дозволяють знижувати пускові тиски. До найбільш розповсюджених відноситься поінтервальне зниження рівня рідини в свердловині за допомогою “повітряної подушки” – аерації рідини.

Рівень рідини в свердловині зменшують за допомогою спеціального поршня (сваба) з оберненим клапаном, який допускає перетік рідини через поршень лише в одному напрямку при спуску його в свердловину. Цей спосіб освоєння свердловини використовують при спущених в свердловину насосно-компресорних трубах і встановленої на гирлі арматури .

Поршень, закріплений на штанзі спускають в НКТ на стальному канаті за допомогою лебідки від тракторного підйомника, або бурового верстата на 100–300 м під рівень рідини із максимально можливою швидкістю підіймають вверх, видаляючи із свердловини рідину, яка знаходиться над поршнем. Ці операції повторюють до зниження рівня на задану глибину або до отримання пластового флюїду.

Виклик припливу здійснюється також за допомогою струмінних апаратів (Я.С. Яремійчук, Ю.Д. Качмар, 1997) шляхом зниження тиску в підпакерній зоні до величин, менших від гідростатичного. Технологічний процес дає змогу створювати багаторазові депресії та репресії на пласт, вимірювати криві відновлення тиску. Але застосовувати їх рекомендують за певних умов: пористість і проникність продуктивних відкладів повинна бути нижча від критичних значень для даного родовища, продуктивний горизонт має складатися зі стійких порід, що не руйнуються при створенні багаторазових миттєвих депресій в межах визначених технологічним процесом величин тощо.

Обробка привибійної зони пласта при пошуках і розвідці застосовується в тих випадках, коли немає припливу флюїдів із можливо продуктивних або водоносних горизонтів. З цією метою застосовуються різні методи відновлення первісних фільтраційних властивостей порід або їх покращення. Одні з них діють на всю фільтраційну систему пласта в пристовбурній зоні (метод гідромеханічного впливу), інші вибірково впливають на систему порода–флюїд хімічною дією, треті поєднують в собі фізико-хімічну дію. Окремим, надзвичайно важливим процесом покращення фільтраційних властивостей порід є гідравлічний розрив.

При гідророзриві в пласті під дією тиску, близького до гірського або більшого, утворюється тріщина, яка заповнюється відсортованим кварцовим піском або штучним зернистим матеріалом. Використання гідророзриву істотно підвищує ефективність розвідки, особливо покладів у слабкопроникних колекторах.

Кислотна обробка свердловин (КОС) заснована на здатності соляної кислоти розчиняти карбонатні породи і тому використовується для отримання припливу до вибою або підвищення його інтенсивності. Розчиняючи карбонатні породи, кислота створює каверни, розширює канали, по яких рідина чи газ поступає в свердловини і в декілька раз збільшує їх приплив.

Газотермохімічний метод дії при горінні порохового заряду навпроти пласта дає ефект за рахунок підвищення тиску при розширенні порохових газів, підвищенні температури в зоні горіння, фізико-хімічної дії порохових газів на породи-колектори.

Дія на пласти методом змінних тисків (МЗТ) досягається численними різкими посадками гумового пакеруючого елементу. В результаті привибійна частина пласта піддається гідравлічному удару інтенсивністю до 10 МПа. Такі удари разом з подальшими миттєвими зняттями навантаження після зриву пакера, забезпечують перепад тиску на пласт до 150–200 МПа, що призводить до великої швидкості припливу рідини в свердловину.

Один з методів змінних тисків був заснований і впроваджений в практику на промислах в Україні К.В. Гаврилкевичем. З його використанням на свердловині №1 Орівської площі у Бориславському управлінні в 1961 р. було вилучено близько 10 тон гематиту .

Випробування пластів у пошукових і розвідувальних свердловинах проводиться поступово знизу догори з встановленням цементних мостів після кожного освоєння, що дає приплив рідини або газу. Використання пластовипробовувачів в обсаджених свердловинах дозволяє швидко випробовувати значну кількість горизонтів без встановлення цементних мостів. Мости при такому способі випробовування встановлюють в таких випадках, коли це необхідно для охорони надр .

Відбір проб проводиться після того як свердловина заповнена пластовою рідиною з однаковим складом по всьому стовбуру. Для цього використовують апарат Яковлєва з невеликими желонками або глибинний пробовідбірник. Проби відбираються навпроти інтервалу перфорації або вище, але не більше як на 10–15 м.

Кількість відібраної води залежить від концентрації розчинених солей. Для повного аналізу слабко мінералізованої води достатньо 2–3 л; для визначення K, Br, I, Ba, Sr та інших елементів потрібно до 20 л води. Сірководневі води необхідно консервувати хлороформом (1– 2 см³ на 1 л води).

У випадку відбору проб желонкою на місці відбору проби води визначаються рН, всі леткі і швидкоокиснювані компоненти – H₂S, NO₂, Fe, а також радіоактивність. Кількість відібраного газу повинно бути не менше 1 л.

Для визначення властивостей нафт у пластових умовах проби відбираються глибинним пробовідбірником. Для проведення елементарного аналізу і фракційної перегонки в лабораторних умовах необхідно відбирати пробу об’ємом не менше 3 л.

Для технічного аналізу проба відбирається після встановлення дебітів нафти і промислової цінності горизонту.

Геолог бере безпосередню участь в проведенні робіт з розкриття продуктивних пластів та їх освоєння. Він дає замовлення промислово-геофізичній партії на проведення перфорації, в яких вказуються інтервали прострілу та загальну кількість отворів, глибина і конструкція свердловини, готовність свердловини до виконання вказаних робіт. У процесі самих перфораційних робіт в присутності геолога робиться вимір кабелю і визначається достовірність спуску перфораторів на задану глибину. Проводиться спостереження за поводженням рівня рідини в колоні (падіння його або перелив рідини, поява плівки нафти, бульбашок газу тощо). Якщо із свердловини почне збільшуватись перелив рідини і на її поверхні з’явиться плівка нафти або бульбашки газу, то незважаючи на кількість прострілених отворів, потрібно відразу ж призупинити перфорацію і закрити засувку.

Виклик припливу із пласта в свердловину потребує особливого спостереження геолога. Насамперед, контролюється замір глибини спуску насосно-компресорних труб і правильність їх встановлення .

Під час продувки геолог фіксує тиск на компресорі і в буфері свердловини, час продувки, поведінку свердловини – першу появу нафти, газу та пластової води. При свабуванні підраховується кількість рейсів і відкачаної рідини, занурення свабу під рівень, стан свабу кожного рейсу. Особливо необхідно спостерігати за зміною рівня в свердловині і появою пластових рідин.

З початком фонтанування нафтою чи газом, роботи з виклику припливів призупиняються і засувка закривається. На усті свердловини встановлюється фонтанна арматура, відвідна труба, після чого засувка знову відкривається і фонтанування продовжується в спеціальні амбари або ємності до повного очищення стовбура свердловини від технічної рідини.

При випробуванні у відкритому стовбурі свердловини випробовувачем пластів геолог визначає глибину встановлення гумових ущільнюючих пакерів (по кавернограмі) і разом з інженером буріння конструкцію низу колони бурових труб. Контролюється встановлення випробовувача, проводиться розвантаження бурильної колони і відкриття випробовувача пластів. При підйомі випробовувача необхідно зафіксувати якість і кількість рідини, що попала всередину труб, визначити співвідношення нафти, газу і бурового розчину в цій рідині і відібрати проби.