Обоснование выбора конструкции призабойного участка скважины. Проектирование конструкции скважины, страница 7

Итоговая конструкция скважины показана на рис. 7.

Рис.7. График совмещенных давлений и конструкция скважины

3.ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА СОСТАВА И СВОЙСТВ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ ДЛЯ ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОЙ ЗАЛЕЖИ.

Проблема качественного вскрытия продуктивного пласта весьма глубока, хотя до настоящего времени понимается довольно ограниченно – главным образом уделяется внимание буровым растворам, минимально снижающим проницаемость призабойной зоны. Это наиболее доступный для изменения фактор – обработка буровых растворов с целью снизить или довести даже до нулевого значения их водоотдачу.

При бурении в продуктивном коллекторе в связи с нарушением напряженного состояния пород в приствольной зоне, проникновением фильтрата бурового раствора в пласт, взаимодействием с пластовой газожидкостной смесью и горной породой происходят сложные физико-химические процессы.

Если при разрушении долотом горных пород водоотдача способствует росту механической скорости проходки, то фильтрат, проникая в продуктивный пласт, резко уменьшает проницаемость последнего для нефти и газа, что приводит к ряду необратимых процессов. Частично проникает в пласт и твердая фаза буровых растворов; при гидроразрывах пластов значительное количество бурового раствора поступает в пласт, блокируя продвижение флюида к скважине.

Существуют следующие основные виды загрязнения пласта:

реакция глин, содержащихся в пласте, с водой, поступающей из бурового раствора, с последующим набуханием глин;

кольматация пор пласта твердыми частицами глинистого раствора.

Все известные буровые растворы в той или иной степени отрицательно влияют на призабойную зону пласта (ПЗП). Зная основные причины снижения проницаемости ПЗП в естественных условиях, можно, если и не предотвратить их влияние, то хотя бы максимально снизить их негативный эффект. 

Продуктивные пласты являются гидродинамическими системами, в которых физические, химические и физико-химические процессы до их вскрытия находятся в относительно равновесном состоянии. После вскрытия пластов бурением вследствие воздействия буровых растворов равновесное состояние нарушается, и в призабойной зоне пластов возникают многообразные явления – проникновение фильтрата, кольматация пор и другие возможные последствия, которые зависят от геолого-физической характеристики коллекторов, физико-химических свойств насыщающих их жидкостей и газов, а также от способа воздействия на пласты в процессе вскрытия.

Разнообразен минералогический состав пород коллектора – кварцевые и полимиктовые песчаники, алевролиты, аргиллиты, карбонатные породы. Некоторые минералы взаимодействуют с буровым раствором и изменяют характеристики каналов фильтрации. Нефтегазонасыщенные пласты всегда содержат воду, насыщенную различными веществами, солями, которые при взаимодействии с буровым раствором или его фильтратом могут давать осадок, закупоривающий фильтрационные каналы.

Установлено, что состав и свойства буровых растворов, применяемых для вскрытия продуктивных пластов, должно удовлетворять следующим требованиям:

обладать способностью быстро формировать на стенках скважины практически непроницаемую фильтрационную корку, препятствующую проникновению фильтрата в пласт;

фильтрат бурового раствора должен быть таким, чтобы в случае проникновения его в призабойную зону пласта не происходило набухания глинистого материала, соле – и пенообразования в пористой среде горных пород;

иметь такой состав жидкой фазы, который при практикуемых в настоящее время значениях депрессии, создаваемых при освоении скважины, позволял бы уже в первые часы работы скважины ликвидировать, без заметных остаточных явлений, последствия проникновения фильтрата в призабойную зону;

гранулометрический состав твердой фазы бурового раствора должен обеспечивать минимальное количество проникновения раствора в трещины (поры) пласта за счет образования закупоривающих тампонов на входе в трещину, т.е. для предотвращения глубокой кольматации содержание частиц диаметром большим на 30 % размера поровых каналов или трещин должно быть не менее 5 % от общего объема твердой фазы промывочного агента;