Вскрытие и опробование продуктивного пласта в процессе бурения

1.

Вскрытие и опробование
продуктивного пласта
в процессе бурения

2.

3.

4.

5.

Влияние твердой фазы бурового раствора
Проникновению твердой фазы бурового раствора в породу пласта способствуют:
• большой диаметр пор породы пласта;
• наличие трещин и естественных разрывов в коллекторе;
• большое содержание шлама в буровом растворе;
• маленький размер частиц твердых компонентов бурового раствора (утяжеляющие
реагенты и материалы, понижающие водоотдачу бурового раствора, исходные частицы
которых крупные по размеру и могут быть раздроблены буровым долотом);
• низкая механическая скорость проходки, следствием которой являются разрушение
глинистой корки (увеличение поглощений бурового раствора) и длительный контакт
бурового раствора с пластом;
• высокая скорость циркуляции бурового раствора (эрозия глинистой корки);
• высокая плотность бурового раствора, обуславливающая большой перепад давления;
• соскабливание глинистой корки, обусловливающее появление волн повышения
давления и возрастание времени контакта пласта и бурового раствора в процессе спуска
и подъема долота.

6.

Влияние твердой фазы бурового раствора
Способы предупреждения
Для предупреждения негативного влияния твердой фазы бурового раствора к нему предъявляются
следующие требования:
• Содержание твердой фазы должно быть минимальным.
• Гранулометрический состав твердой фазы бурового раствора должен соответствовать структуре
порового пространства, 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.
• Твердая фаза бурового раствора или большая ее часть должна полностью растворяться в кислотах
(нефти), что позволит удалять ее со стенок скважины и зоны кольматации пласта при освоении (эффективны
водные растворы солей, буровые растворы с водорастворимой твердой фазой).
• Для вскрытия продуктивных горизонтов содержание выбуренного шлама не должно превышать 2%.
Фильтрационная корка раствора при неграмотном (слева) и грамотном (справа)
выборе гранулометрического состава твердой фазы бурового раствора

7.

Влияние фильтрата бурового раствора
Влияние фильтрата бурового раствора зависит от его состава, а также от состава химических примесей и их
концентрации.
По характеру воздействие фильтрата на породу-коллектор можно подразделить на механическое, физикохимическое и химическое.
Механическое воздействие фильтрата вызывает перемещение подвижных частиц скелета породыколлектора (песчинок) и оттеснение пластовой жидкости от стенок ствола скважины под напором фильтрата.
Причем частицы скелета породы могут диспергировать под воздействием фильтрата и, отрываясь от
поверхности, при миграции флюидов насыщающих поровое пространство, будут скапливаться в местах
сужений и тем самым кольматировать каналы связи. Сродство фильтрата с минеральными зернами
(гидрофильность породы) и действие капиллярных сил могут усиливать напор фильтрата на пластовую
жидкость, причем фронтальная поверхность распространяющегося по породе фильтрата может иметь очень
сложные очертания.
Физико-химическое воздействие фильтрата сводится к развитию физических и физико-химических
процессов на границе раздела фильтрат-горная порода, фильтрат-пластовая жидкость, фильтрат-пленки
пластового флюида на минеральных зернах, а также к взаимодействию фильтрата с глинистым веществом в
породе-коллекторе. Поверхностные явления развиваются в том случае, когда фильтрат по своему составу
(природе) существенно отличается от пластовой жидкости.
Химическое воздействие фильтрата заключается в образовании нерастворимых соединений в порах
коллектора, гидрофобных и гидрофильных эмульсий.

8.

Ргидр > Рпл – бурение на депрессии
Ргидр < Рпл – бурение на репрессии
Ргидр = Рпл – бурение на равновесии

9.

10.

11.

12.

13.

14.

15.

16.

17.

Опробование и испытание пласта
• Под опробованием пласта понимается комплекс работ, проводимых в целях вызова притока из пласта, отбора проб
пластовой жидкости, оценки характера насыщенности пласта и
определения его ориентировочного дебита.
• Под испытанием пласта понимается комплекс работ, обеспечивающий вызов притока, отбор проб пластовой жидкости и
газа, выявление газонефтесодержания пласта, определение
основных гидродинамических параметров пласта (пластовое
давление, гидропроводность, коэффициент продуктивности и
др.).

18.

Испытание скважин проводят с целью:
• получения
достоверной
информации
для
оценки
коллекторских свойств продуктивных пластов;
• определения основных гидродинамических параметров
(продуктивности и т.д.);
• определение степени загрязнения объекта;
• выбора способа и оптимального режима эксплуатации
скважины и месторождения в целом.

19.

Испытатели пластов трех типов:
• спускаемые в скважину на колонне бурильных труб,
• спускаемые на кабеле в скважину
• Спускаемые внутрь бурильной колонны.
Наибольшее распространение получили испытатели пластов,
спускаемые в скважину на бурильных трубах — трубные
испытатели.

20.

Перед проведением опробования пластов необходимо:
• 1. Уточнить глубину интервалов, из которых будет производится приток пластовой
жидкости.
• 2. Уточнить место установления пакеров.
• 3. Определяют состав комплекта пластоиспытателя.
• 4. Определяют величину депрессии для каждого объекта.
• 5. Подготавливают скважину для избежания возникновения осложнений во время
спуска и подъема пластоиспытателя и во время испытания.
• 6. Оборудуют устье скважины.
• 7. В ГТН обязательно указываются горизонты, подлежащие опробованию.

21.

Принцип работы трубного пластоиспытателя
1, 4 – бурильные трубы;
заключается в том, что при помощи пакера (при
2 – циркуляционный клапан; селективном испытании двух пакеров) изолируют
3 – верхний манометр;
интервал, подлежащий испытанию, от остальной
5 – запорный клапан;
части ствола. Затем снижают давление для
6 – пластоиспытатель;
получения
необходимой
депрессии
в
7 – ясс;
подпакерном или междупакерном пространстве.
8 – пакер;
Величину депрессии регулируют за счет высоты
9, 12 – УБТ;
столба жидкости в колонне бурильных труб, а
10 – нижний манометр;
также ее плотности. Под влиянием депрессии
11 – фильтр;
пластовые флюиды поступают в скважину, а из
13 – упорный башмак.
нее — через фильтр в колонну бурильных труб.
Глубинный
манометр,
установленный
в
испытателе пластов, записывает все происходящие в скважине изменения в давлении.
Специальным пробоотборником отбирают пробы
поступивших в колонну бурильных труб
пластовых флюидов (нефть, вода) или поднимают
их на поверхность непосредственно в испытателе
пластов.
Термометр,
установленный
в
специальном кармане пластоиспытателя, фиксирует забойную температуру.