Бурение горизонтальных стволов скважин, как метод повышения нефтеотдачи

ign="justify">      - временная изоляция, которая затем разрушается (механическим или химическим способом).                                                                                     

    Буровые растворы выполняют функции, которые определяют не только успешность механической скорости бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью.                                                

      Наиболее  перспективными для вскрытия продуктивного  пласта, в настоящее время, являются растворы на основе биополимерных систем (например, фирмы IKF, FLO-PRO и т.п.).                                                               

      Вскрытие продуктивного пласта  должно проводиться в короткие  сроки с минимально возможными  по времени промывками. Количество спуско-подъемных операций должно быть минимальным, наилучшим является вскрытие пласта за одно долбление. Скорость спуска бурильной колонны должна предотвращать возникновение дополнительных колебаний гидродинамических давлений.

    На  величину зоны проникновения фильтрата  в пласт оказывает влияние  перепад между пластовым и  забойным давлениями, который при различных технологических операциях может изменяться от минимального, при статических условиях, до максимального, в процессе спуско-подъемных операций или при интенсивной промывке скважины.

    Минимальная плотность бурового раствора при  бурении в условиях репрессии  на пласт определена требованиями безопасности и зависит от глубины скважины, вида флюида во вскрываемых пластах  и коэффициента аномальности пластового давления. Условия разбуривания разнообразны, и для каждой конкретной скважины минимальная плотность рассчитывается с учетом текущей ситуации.

    Снижение  репрессии на пласт обеспечивает повышение производительности скважин  и позволяет вскрыть продуктивную толщу с минимальным нарушением коллекторских свойств продуктивного пласта.

    В целом, при рекомендации того или  иного бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта следует исходить из того, что степень снижения проницаемости  пласта зависит от состава и свойств фильтрата, характеристик коллектора и должна определяться экспериментальными исследованиями в условиях, близких к пластовым.

    Существенное  влияние на качественное вскрытие горизонтального  участка продуктивного пласта оказывают выбор типа профиля и его фактическая траектория в нефтенасыщенной части залежи.

    В продуктивных пластах (однородных и  неоднородных) небольшой толщины (10-15м  на глубине залегания 800-2000м) целесообразно  вписывание горизонтального участка  в средней по толщине части пласта по траектории, параллельной кровле и подошве пласта.

    В продуктивных пластах мощностью  более 20м проводка горизонтального  участка может быть осуществлена также по выпуклому профилю.

    Пласты  целесообразно вскрывать волнообразно, когда толщина пласта и прослоев меняется по площади, продуктивный разрез недостаточно устойчив, а в непосредственной близости над ним залегают породы, требующие надежной изоляции обсадными трубами с цементированием.

      Вскрытие пласта параллельным  или полого наклонным стволом может оказаться нецелесообразным.

    Волнообразный профиль рекомендуется применять  при отсутствии в кровле и подошве  активных водоносных, газоносных и  поглощающих пластов.

    В условиях слоисто неоднородных пластов  небольшой толщины, при переслаивании  песчаников с глинами, эффективнее пересекать продуктивный пласт полого-наклонным горизонтальным стволом от кровли до его подошвы.

    Протяженность и форму горизонтального участка  следует уточнять по мере накопления статистического материала и  выявления степени точности работы КНБК для локальных участков месторождения.

2.7 Заканчивание скважин

      Основным вариантом заканчивания  БГС является создание эксплуатационного  забоя открытого типа. В скважину  спускается «хвостовик» с пакерующим  элементом (пакером типа ПДМ, манжетой и т.п,) и фильтровой частью в интервале эксплуатационного горизонтального забоя.

    Пакетирующий  элемент устанавливается в начале горизонтального участка, обеспечивая  возможность крепления «хвостовика» и изоляции вышележащих проницаемых  горизонтов, включая водогазоносные пласты, а также сохранность эксплуатационного объекта от воздействия цементного раствора.

    Фильтровая  часть «хвостовика» может быть представлена фильтрами типа ФГС или комплексом регулируемого разобщения пластов (многопакерной системой) и другими элементами управляемой конструкции эксплуатационного горизонтального забоя.

    Расстановка фильтров в горизонтальном участке  рассчитывается, исходя из коллекторских  свойств эксплуатационного объекта  и обеспечения необходимой пропускной способности гидродинамических каналов, в соответствие с потенциальной продуктивностью пласта.

    Фильтрующие элементы «хвостовика» центрируются жесткими центраторами соответствующего размера.

    В интервале пакерующего элемента с целью обеспечения качества крепления колонны устанавливаются центраторы турбулизирующего типа.

    Фильтровая  часть оборудуется специальными заглушками, обеспечивающими герметичность  фильтровой части и возможность  осуществления технологических  промывок во время спуска «хвостовика».

    В интервал продуктивного пласта помещаются специальные перфорационные среды (ИЭР и другие), обеспечивающие предотвращение загрязнения эксплуатационного горизонтального забоя в процессе заканчивания скважин. Перфорационная среда закачивается в интервал продуктивного пласта в процессе цементирования «хвостовика». После спуска, подвески и крепления «хвостовика» производится разбуривание пробки муфты манжетного цементирования и сбитие заглушек на ФГС-101.6мм с применением малогабаритных объемных двигателей Д1-54 Д-43, установки «гибкая труба» или комбинированной компоновки бурильных (насосно-компрессорных) труб.

    Размеры бурильных труб для проведения технологических  операций в «хвостовике» (диаметром 101.6мм и 110; 114 мм, соответственно) приведены  в табл. 3.3.1.

    В случае необходимости, обусловленной геолого-физическими характеристиками пласта, условиями его залегания, неизбежностью или высокой степенью вероятности пересечения водогазоносных горизонтов, создается конструкция эксплуатационного забоя закрытого типа.

    Осуществляется  сплошное цементирование «хвостовика». В интервале эксплуатационного забоя, а также водогазоносных пластов «хвостовик» обязательно центрируется.

    После ОЗЦ производится промывка забоя  скважины и при необходимости  замена жидкости в скважине. Осуществляется необходимый комплекс геофизических исследований, после чего проводится подготовка к вторичному вскрытию пласта. Устье скважины оборудуется малогабаритным превентором и опрессовывается совместно с колонной.

    Закачка перфорационной среды (КПС-1, КПС-1М) возможна в процессе цементирования «хвостовика» или в процессе освоения при промывке забоя перед вторичным вскрытием пласта.

    Объем перфорационной среды выбирается из условия заполнения «хвостовика» на 100-150 м выше интервала перфорации. Вторичное вскрытие пласта производится малогабаритными перфораторами типа ПРК-42С, ПРК-54С; ПКТ-50, ПКТ-73 на «гибкой трубе» или на насосно-компрессорных трубах, жестком геофизическом кабеле. Рекомендуется перфорацию осуществлять в условиях депрессии на пласт. Плотность перфорации зависит от геолого-физической характеристики продуктивного пласта и характеристик перфораторов.

    Вызов притока производится пенной системой или методом компрессирования азотной  установкой ПАКК-9/160, свабированием, УГИС с обязательным проведением гидродинамических исследований скважин.

    По  согласованию с геологической службой  НГДУ, вызов притока допускается  производить механизированным способом.

    Величина  депрессии на пласт выбирается с  учетом конкретных геолого-физических характеристик пласта, степени загрязнения его в процессе вскрытия и ограничений по допустимому перепаду давлений в зоне эксплуатационного объекта. Для продуктивных пластов, эксплуатируемых в ОАО «Сургутнефтегаз» в условиях горизонтального эксплуатационного забоя, эта величина может составлять от 1.0 МПа до 5.0 МПа,

    В начальный период эксплуатации (в  течение шести месяцев) рекомендуется  осуществлять гидродинамические исследования БГС на установившемся и нестационарном режимах течения жидкости с целью  определения гидродинамических  параметров пласта (продуктивности, гидропроводности), оценки состояния околоствольной зоны продуктивного пласта, сопротивлений в фильтре скважины (скин-фактора).

    По  результатам этих исследований определяется влияние технологических параметров заканчивания скважин на добывные возможности эксплуатационного объекта и проводится корректировка применяемой технологии.

2.8 Комплекс геофизических исследований при зарезке боковых стволов

      Перед проведением зарезки бокового ствола проводится комплекс ГИС:

геофизические исследования при помощи гироскопа  от устья скважины до забоя с целью  определения наиболее оптимального места для зарезки бокового ствола.

        Если колонна не герметична, то ГИС проводятся под  закачкой солевого раствора с целью  определения места не герметичности обсадной колонны.

        После установки  моста в основном стволе скважины, ГИС проводятся с целью привязки забоя. Привязка забоя производится с записью ГК, ЛМ.

      При спуске отклонителя не доходя  10 метров до текущего забоя ГИС проводятся с целью ориентации отклонителя.

      Также при бурении бокового ствола проводится следующий комплекс ГИС.  

      Стандартная электрометрия необходима для литологического  расчленения и корреляции разрезов скважин. Производится каждый раз от фактического забоя до башмака колонны.

      Боковое электрическое зондирование (БЭЗ), ПС проводится для детального литологического  расчленения, определения УЭС, зон  и характера проникновения фильтрата  промывочной жидкости.

      Микрозондирование  необходимо для детального расчленения  геологического разреза скважин, выделения пластов коллекторов и оценки видимой толщины продуктивных горизонтов, уточнения интервалов отбора проб перфорации.

      Боковой метод позволяет детально расчленить геологический разрез, вместе с данными  других зондов помогает выделять пласты-коллекторы, уточнить их строение и удельное электрическое сопротивление, а при глубоком проникновении фильтрата – приближенно определить сопротивление зоны проникновения.

      Микробоковой  метод позволяет точно определить сопротивление промытой зоны пласта. Индукционый метод является надежным методом для определения сопротивления пород в низкоомных разрезах  при малой толщине пласта и высоким сопротивлении бурового раствора.

      Резистивиметрия используется для интерпретации  материалов бокового электрического зондирования, кривых бокового метода  и микрозондов, определение минерализации пластовых вод по кривым ПС, мест притоков,  мест поглощения бурового раствора в скважине  нарушения обсадных колон.

      Коверно- и профилеметрия  проводится для  измерения диаметра скважины, уточнения геологического разреза пород, выделение проницаемых пластов и определения их толщины, корреляция разрезов, интерпретация материалов, контроль технического состояния скважины, точного определения места установки башмака колонны, подсчета   объема затрубного пространства  скважины при определении количества цементного раствора необходимого для цементирования обсадной колонны.

      Термометрия  проводится для изучения  градиента  или ступени температуры, для определения высоты подъема цементного кольца, выделения газоносных пластов, установления места поглощения бурового раствора, притока и затрубной циркуляции жидкости, оценки температурных условий работы бурового инструмента, а также для изучения  теплофизических характеристик пород, слагающих разрез с целью их патологического расчленения.

      Инклинометрия. Искривления скважины исследуется  с целью определения  истинной глубины залегания пластов, правильного  построения  геологических разрезов,  определения положения забоя, ввода  поправки на определение  нормальной мощности пластов, контроль смещения оси скважины с  заданного направления в наклонно- направленных  и горизонтальных скважинах.