Методы и средства геофизических исследований скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

курсовая работа

Методы и средства геофизических исследований скважин

Оглавление

Введение

1. Технологическая часть

1.1 Анализ коллекторских свойств пород

1.2 Выбор и обоснование комплекса геофизических методов для выделения пластов-коллекторов

1.3 Выделение пластов-коллекторов по комплексу геофизических данных

1.4 Анализ условий вскрытия, выбор и обоснование метода вскрытия пластов

1.4.1 Давление и температура окружающей среды

1.4.2 Характеристика промежуточных преград, преодолеваемых при вскрытии пластов перфорацией

1.4.3 Выбор метода вскрытия пласта и типоразмера перфоратора в зависимости от геолого-технических условий

2. Методы вызова притока

3. Организационная часть

3.1 Подготовка аппаратуры

3.2 Охрана труда

3.4 Охрана недр

Заключение

Библиографический список

Введение

пласт геофизический коллектор перфоратор

Основной этап разведки месторождений большинства полезных ископаемых - бурение скважин. При помощи скважин производится и эксплуатация месторождений таких полезных ископаемых, как нефть, газ, вода, каменная соль.

Трудности, связанные с изучением разрезов скважин и определением содержания полезных ископаемых во вскрытых породах, привели к созданию геофизических и геохимических методов исследования, которые позволяют оперативно и достаточно полно решать указанные задачи. Эти геофизические и геохимические методы исследования скважин получили название каротажа.

Каротаж заключается в измерении вдоль ствола скважины при помощи специальной установки (зонда) или другим способом какой-либо физической или химической величины, характеризующей свойства горных пород. Поэтому по его результатам можно получить представление о том, какие породы пройдены скважиной и каковы их особенности. В зависимости от изучаемых физических или химических свойств пород различают следующие виды каротажа: электрический, радиоактивный, акустический, магнитный, газовый, механический и др.

Данные каротажа оказывают существенную помощь в оценке характера пройденных скважиной пород и последовательности их залегания, позволяют обнаруживать полезные ископаемые (нефть, газ, уголь, руды, минеральное сырье).

Наиболее благоприятные результаты дает каротаж нефтяных и газовых скважин. В большинстве случаев по его данным удается выделить пласты, в которых могут быть встречены нефть или газ (коллекторы), получить приближенную оценку их возможной нефтегазоносности и наметить перспективные объекты для опробования и эксплуатации. Каротаж нефтяных и газовых скважин позволяет во многих случаях обходиться без отбора керна в процессе бурения.

Каротаж помогает успешно выявлять в разрезе скважины пласты угля, оценивать их мощность и строение, позволяет существенно дополнить и уточнить оценку запасов угля разведуемого месторождения. Большую помощь оказывает он и при поисках других полезных ископаемых, хотя здесь область применения и эффективность использования его данных в целом пока еще меньше, чем на нефтяных, газовых и угольных месторождениях.

Применение каротажа позволяет повысить эффективность изучения геологического разреза скважин и тем самым эффективность бурения. Геофизические методы являются в настоящее время основным способом геологической документации вскрываемых скважиной пород.

1. Технологическая часть

1.1 Анализ коллекторских свойств пород

Пористые проницаемые породы, обладающие способностью вмещать нефть и газ и отдавать их при разработке, называют коллекторами. Ими являются в основном пески и песчаники (в том числе глинистые), алевролиты, пористые доломиты и известняки, конгломераты, трещинные и кавернозные породы (доломиты, известняки, мергели, сланцы). К непроницаемым породам относятся глины, аргиллиты, песчанистые глины и песчанистые аргиллиты, соли, гипсы, ангидриты, малопористые известняки и доломиты.

Качество коллектора определяется его фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), называемыми также коллекторскими: пористостью, проницаемостью, нефтегазонасыщенностью, глинистостью и др.

Пористость горной породы -- наличие в ней пустот (пор). Пористость характеризуется коэффициентом пористости k_п--отношением суммарного объема пор к объему породы. Различают следующие виды пористости:

а) общую (физическую, абсолютную), определяемую общим объемом пор в породе (коэффициентом k_п);

б) открытую, образованную поровыми каналами, сообщающимися между собой, и характеризуемую коэффициентом открытой пористости k_п0;

в) эффективную, отражающую объем пор, способный вместить нефть и газ, определяемую коэффициентом k_п.эф.

Пористость нефтесодержащих пород достигает 40 %.

В лабораторных условиях общая пористость определяется пикнометрическим способом, открытая пористость -- методом насыщения образцов жидкостью под вакуумом. Абсолютная погрешность оценки в обоих случаях не превышает 0,2 %.

В естественном залегании пород их пористость может быть найдена по данным геофизических исследований скважин (ГИС): общая пористость -- по данным нейтронного каротажа, открытая пористость -- по удельному сопротивлению, данным ПС и др. Относительная погрешность определения пористости по данным ГИС зависит от характера порового пространства, глинистости коллектора и других факторов.

По характеру порового пространства различают следующие типы коллекторов:

1) гранулярные (обычная--межзерновая пористость);

2) кавернозные, в которых поровое пространство обычно представлено разнообразными по форме и размерам кавернами, соединенными каналами;

3) трещинные;

4) смешанные.

Кавернозные и трещинные коллекторы чаще встречаются среди карбонатных пород (доломитов, известняков, мергелей). Каверны в основном являются результатом процесса растворения (вторичными), но могут быть и сингенетичными (первичными). Они разделяются на открытые, частично заполненные (стенки каверн обросли кристаллами) и полностью заполненные. Заполняющим материалом служат кальцит, доломит, гипс, ангидрит, пирит, свободная сера и др.

Каверны по размерам делятся на:

· Малые _____________<1 мм

· Средние ___________1--4 мм

· Большие ___________4--10 мм

· Очень большие______>10 мм

Трещинами называют нарушения целости породы, протяженность которых больше зерен минералов, слагающих породу. Трещины бывают открытые, закрытые, частично заполненные. Заполняющий материал такой же, как у каверн.

Размеры трещин изменяются в пределах 10--40 мкм, редко достигая 100 мкм.

Глинистость коллектора характеризует содержание в них высокодисперсных материалов -- глин, гидроокислов железа и алюминия и др.

Массовая глинистость С_гл- отношение массы глинистой фракции к полной массе жесткого скелета породы.

Объемная глинистость k_гл -- отношение объема глинистого материала ко всему объему породы, включая объем пор.

Относительная глинистость з_гл= k_гл/( k_гл+ k_п) характеризует степень заполнения пор породы глинистым материалом.

По распределению глинистого материала различают глинистость тонкослоистую (слоистую) С_гл.т и рассеянную (дисперсную) С_гл.р. Слоистую глинистость определяют прослои глин в коллекторе (обычно песчанике). Рассеянная глинистость характеризует наличие глинистого материала в порах и цементе. Глинистый песчаник может иметь глинистость обоих типов.

По типу глинистости глинистые песчаники разделяют на слоистые, дисперсные и со смешанной глинистостью.

Проницаемость коллектора -- способность его пропускать через себя жидкость или газ при наличии градиента давления.

Под абсолютной проницаемостью понимают проницаемость для однородной жидкости, не взаимодействующей с породой. Под эффективной или фазовой проницаемостью понимают проницаемость породы для какой-либо фазы при наличии в породе покоящегося или движущегося многофазного флюида. Относительной проницаемостью называют отношение эффективной проницаемости породы для той или иной фазы к абсолютной проницаемости.

Проницаемость пород характеризуется коэффициентом проницаемости k_п, выражаемым в мкм².

Проницаемость коллекторов может достигать нескольких мкм². Коэффициент проницаемости пород определяется в основном по данным лабораторного исследования керна. Получаемые результаты ненадежны, необходима разработка способов определения проницаемости в естественных условиях залегания пород. Перспективными для оценки проницаемости коллекторов являются гидродинамические исследования (измерения восстановления пластового давления в процессе испытания скважин или опробования пластов приборами на кабеле). В благоприятных геологических условиях коэффициент проницаемости коллекторов может быть оценен по удельному сопротивлению пород.

Удельная поверхность пород -- суммарная поверхность частиц, содержащихся в единице объема породы; выражается в м²/см³ или см²/см³, т. е. см ^-1. Величина S_уд зависит от проницаемости и пористости и может быть определена; по эмпирическим формулам, например:

S_уд =K,

где К -- некоторая постоянная; наиболее часто считают (при k_п в долях единицы, k_пр в мкм²,S_уд в см--¹), что К =7000.

Другим способом определения S_уд является расчет по данным гранулометрического анализа образцов коллектора. Если учитывать удельную поверхность очень малых глинистых частичек, то можно считать, что фактическая S_уд существенно больше значений S_уд, получаемых указанными выше способами.

Насыщенность коллектора -- степень заполнения его порового пространства водой, нефтью и газом. Насыщенность определяется коэффициентами водо-, нефте- и газонасыщенности (k_в, k_н,k_г). Их численное значение равно отношению объема пор, занятых соответственно водой, нефтью или газом, к общему объему пор.

В случае, когда нельзя раздельно определить k_н и k_г насыщенность характеризуют коэффициентом нефтегазонасыщенности k_нг.[1]

1.2 Выбор и обоснование комплекса геофизических методов для выделения пластов-коллекторов

Под рациональным геофизическим комплексом понимается геологически и экономически обоснованное сочетание геофизических методов и сопровождающих их геологических и геохимических видов исследований для наиболее полного решения целевой геологической задачи.

При формировании рационального геофизического комплекса используют следующие принципы:

а) принцип аналогии, базирующийся на опыте геофизических работ в сходных геологических условиях;

б) принцип последовательных приближений, заключающийся в последовательном (стадийном) изучении территорий путем закономерного укрупнения масштабов геофизических съемок, что приводит к закономерному совершенствованию физико-геологической модели объекта исследований;

в) принцип максимальной эффективности, требующий достижения наиболее полного решения целевой геологической задачи при минимально возможных затратах средств и времени. Данный принцип предполагает оптимизацию геофизического комплекса на основе расчета геолого-экономической эффективности различных сочетаний методов.

Для успешного решения поставленной задачи при выборе геофизического комплекса учитывают следующие положения:

а) включают в состав геофизического комплекса методы, позволяющие измерять элементы разных физических полей, и методы, которые дают информацию о физико-геологических моделях;

б) строго соблюдают стадийность работ, что приводит к возрастающей детальности изучения. В свою очередь, это усложняет и удорожает комплекс и увеличивает количество информации о целевых геологических объектах;

в) подразделяют методы на основные и детализационные, что существенно снижает затраты на производство работ;

г) многократно чередуют геологические, геофизические, геохимические и горно-буровые работы.

Целесообразность включения в комплекс того или иного геофизического метода определяется путем сравнительных оценок геологической и экономической эффективности на основе опытных работ. Эффективность геофизического комплекса оценивают путем отбора тех методов, которые решают целевую задачу наиболее полным образом на основе сравнения с принятой физико-геологической моделью (геологически эффективный комплекс), а затем из этого числа отбирают те методы, на производство работ которыми затрачивается минимум средств и времени (экономически эффективный комплекс) [1].

1.3 Выделение пластов-коллекторов по комплексу геофизических данных

Коллекторами называют пласты, представленные породами, способными содержать нефть и газ и отдавать их.

Коллекторы в разрезе пробуренной скважины, прежде всего, могут быть выделены путем сопоставления полученных для данной скважины каротажных диаграмм с типовым геолого-каротажным разрезом и диаграммами соседних скважин, в которых положение коллекторов известно. Коллекторы могут быть также определены по результатам оценки литологического характера пород непосредственно по данным каротажа.

Надежным указанием на коллектор является также проникновение раствора в пласт, которое может быть установлено по следующим данным:

1. Если запись кривой сопротивления произведена дважды в разное время, то по существенному изменению показаний за время между первым и вторым замерами, связанному с дополнительным проникновением фильтрата бурового раствора в пласт за это время (если, конечно, это изменение не обусловлено другими причинами -- изменением сопротивления бурового раствора или диаметра скважины).

Изменение показаний может быть вызвано: 1) дополнительным проникновением в пласт бурового раствора другой минерализации; 2) изменением глубины проникновения раствора (диаметра зоны проникновения), вызываемым задавливанием последнего в скважину, или испытанием пласта.

В результате дополнительного проникновения в пласт бурового раствора, минерализация которого меньше минерализации пластовой воды, в водоносных пластах наблюдается повышение, а в нефтеносных -- обычно некоторое снижение показаний.

2. По материалам бокового каротажного зондирования или результатам измерений установками с различной глубиной исследования. В последнем случае указанием на проникновение раствора служит различие между удельным сопротивлением прилегающей к скважине части пласта, полученным по показаниям установок с малой глубиной исследования, и удельным сопротивлением, определенным по замерам установками с большой глубиной исследования.

Однако, если зона проникновения не была обнаружена, то это еще не значит, что пласт не является коллектором. Удельное сопротивление зоны проникновения может быть близко к удельному сопротивлению пласта, и тогда проникновение раствора в пласт вообще не будет сказываться на показаниях электрического каротажа по методу сопротивления. Кроме того, по тем или иным причинам (большое пластовое давление, высокое качество глинистого раствора и т. д.) может не быть значительного проникновения фильтрата бурового раствора в коллектор.

Другими указаниями на наличие коллектора могут служить следующие признаки.

1. Сужение диаметра, отмечаемое по кавернограмме или по кривым, записанным микроустановками.

2. Увеличение интервального времени пробега и затухания волны при акустическом каротаже.

3. Уменьшение показаний нейтронного гамма-каротажа.

Однако наличие глинистой корки не является ни необходимым, ни достаточным признаком коллектора. Так, при бурении на высококачественных растворах глинистая корка против коллектора может быть небольшой и нехарактерной. В то же время в некоторых случаях глинистая корка может быть и против плотных пластов.

Рассмотрим особенности выделения коллекторов при различных геолого-геофизических условиях.

Выделение песчаных коллекторов. В песчано-глинистых (терригенных) отложениях коллекторы часто выделяют по кривой ПС. В обычно наблюдаемом случае, когда минерализация пластовых вод больше минерализации бурового раствора (прямая ПС), песчаные и алевролитовые пласты, являющиеся коллекторами, выделяются минимумами на кривой ПС, глины (непроницаемые породы) -- максимумами.

Обычно значения потенциалов ПС против глин располагаются на одной линии -- линии глин, соответствующей участкам кривой с наиболее высоким потенциалом. Величины потенциала против песчаных и алевролитовых пластов располагаются на некоторой другой линии. В зависимости от того, к какой из этих линий ближе показания кривой ПС для данного пласта, его следует считать или коллектором, или глинистым пластом. Однако, если минерализация пластовых вод различна, то значения потенциала против песчаных и алевролитовых пластов не будут находиться на одной линии. Это обстоятельство можно учесть в том случае, когда известно изменение минерализации пластовых вод по разрезу скважины.

Если минерализация бурового раствора больше минерализации пластовой воды, то ПС получается обратной: глины отмечаются минимумами, а песчаные и алевролитовые пласты (коллекторы) -- максимумами кривой ПС.

Наличие обратной ПС можно установить по показаниям кривой ПС против пластов известного литологического характера или сравнением данных о минерализации пластовых вод и бурового раствора.

В ряде случаев, например, если минерализация пластовой воды близка к минерализации бурового раствора (это часто наблюдается при заполнении скважины сильно минерализованным буровым раствором), а также при изменении ПС со временем, кривая ПС не может быть использована для расчленения разреза на песчаные и глинистые пласты. В этих случаях коллекторы выделяют по гамма-каротажной кривой. На гамма-каротажной кривой глины отмечаются максимумами, а песчаные и алевролитовые пласты (коллекторы) -- минимумами.

В песчано-глинистом разрезе встречаются малопористые сцементированные (плотные) пласты, неотносящиеся к коллекторам. Эти пласты могут быть представлены плотными песчаниками и алевролитами, малопористыми карбонатными породами (мергелями, известняками, доломитами) и т. д. Малопористые сцементированные пласты имеют сравнительно большое удельное сопротивление и по этому признаку их можно отличить от глинистых пластов и от водоносных песчаных коллекторов. Однако по кривым сопротивления разделить малопористые пласты и нефтегазоносные коллекторы не представляется возможным, так как они имеют удельное сопротивление одного и того же порядка.

Иногда малопористые пласты можно отличить от песчано-алевритовых коллекторов, в том числе и от нефтегазоносных, по ПС: против плотных пород значения потенциала ПС получаются близкими к значению потенциала против глин. Однако часто малопористые пласты отмечаются на кривой ПС так же, как и проницаемые песчаные пласты. При этом существенную помощь могут оказать перечисленные ниже виды каротажа, позволяющие отличать малопористые пласты от проницаемых по следующим признакам.

1. Микрокаротаж -- по сильно изменяющимся с глубиной высоким показаниям, значительно превышающим показания против коллекторов и глин; такой характер диаграмм микрозондов связан с отсутствием против малопористых пластов глинистой корки.

2. Акустический каротаж -- по большим скоростям распространения упругих волн.

3. Нейтронный каротаж -- по высоким показаниям, обусловленным малым водородосодержанием малопористых пластов; исключение из этого составляют газоносные коллекторы, также отмечаемые повышенными показаниями на кривой нейтронного каротажа.

Рис. 1 Литологическое расчленение и выделение коллекторов по данным каротажа. I -- обычным способом с использованием керна; II-- на ЭВМ методом классификации по диагностическим кодам; ГМЗ-- градиент-микрозонд А0,025М0,025N; ПМЗ - потенциал микрозонд А0,05М; КВ- кавернограмма; 1- глина; 2- песчаник нефтеносный; 3- плотная песчано-алевритовая порода; 4- известняк; 5- плотная песчано-алевритовая порода; 6- коллектор; 7 - малопористая плотная порода

На рис.1 показано выделение малопористых пород. Глинистые породы (глины, аргиллиты) отмечаются низкими показаниями КС, отклонением кривой ПС в сторону положительных потенциалов и особенно четко увеличением диаметра. Из неглинистых пород по минимумам кривой ПС и низким показаниям на диаграмме микрозондов выделяются пористые породы, а по высоким показаниям на диаграмме микрозондов -- плотные породы (известняки, малопористые песчаники и алевролиты). Против плотных пород кривая ПС обычно такая же, как и против глин, что является дополнительным признаком их, однако имеются исключения. Так, известняк на глубине 2013--2022 м отмечается хорошо выраженным минимумом ПС.

Выделение глинистых коллекторов. Отдельную группу составляют песчаные коллекторы, содержащие значительное количество глинистого материала. Глинистый материал может быть рассеян по пласту или находиться в виде включений и пропластков. Одним из часто встречаемых типов глинистого коллектора является пласт, представленный тонким переслаиванием глинистых и песчаных прослоев.

Выделение глинистых коллекторов усложняется тем, что амплитуда отклонения кривой ПС против них значительно меньше, чем против неглинистых (чистых) песчаных пластов при том же отношении минерализации пластовой воды и бурового раствора. Поэтому глинистые коллекторы по ПС отмечаются менее четко, чем чистые; при большой относительной глинистости показания против них получаются близкими к показаниям против глин. Недостаточно характерно отмечаются они и на диаграммах других видов каротажа.

Глинистые коллекторы выделяются путем сопоставления и количественного анализа данных, получаемых при различных видах каротажа: амплитуды отклонения кривой ПС, удельного сопротивления зоны проникновения и пласта, показания гамма-каротажиой кривой и микрокаротажа.

Большую помощь в выделении глинистых коллекторов оказывают кавернограмма: против глин обычно наблюдается увеличение диаметра скважины, против коллектора -- сужение (за счет образования глинистой корки).

Необходимо помнить, что глинистые коллекторы, особенно при большой относительной глинистости их, не всегда удается выделить по данным каротажа.

Рис. 2 Пример выделения коллекторов в карбонатных отложениях по комплексу каротажных данных. 1 -- глинистая порода; г -- малопористые разности известняков; 3 и 4 -- нефтеносный и водоносный коллекторы (высокопористые известняки)

Карбонатные коллекторы условно можно подразделить на высокопористые (с межзерновой пористостью) и трещинно-кавернозные.

Карбонатные коллекторы с высокой пористостью имеют такую же геофизическую характеристику, как и песчаные; их выделяют следующим способом (рис. 2).

1. Отмечают в разрезе глины, аргиллиты и глинистые карбонатные породы. Для этого в основном используют данные ПС и ГК: против глинистых пород на кривой ПС наблюдаются максимумы потенциала, а на кривой ГК -- высокие показания. Для глин, аргиллитов и сильно глинистых карбонатных пород характерно также низкое удельное сопротивление их и увеличение диаметра скважины.

2. Оставшиеся неглинистые породы разделяют на малопористые и пористые; последние могут рассматриваться как возможные коллекторы.

Среди малопористых пород карбонатной толщи по большим временам пробега (малыми скоростями) па кривой акустического каротажа и минимумами на кривой НТК (см. пример на рис. 3).

Удельное сопротивление не является характерным параметром для карбонатных коллекторов. Исключение составляют очень низкие удельные сопротивления (до 10--20 Ом*м), обычно соответствующие высокопористым водоносным пластам и очень высокие удельные сопротивления (порядка нескольких тысяч Ом * м), типичные для плотных карбонатных пород; в связи с содержанием остаточной воды удельное сопротивление нефтеносных пород не достигает столь больших значений.



Рис. 3 Пример выделения трещинного коллектора в карбонатном разрезе. Дt-- интервальное время; А₁/А₂ -- отношение амплитуды колебаний, регистрируемых при акустическом каротаже соответственно на первом и втором приемниках; КС -- кривая, снята» зондом N7,5М0,75А; МБК -- кривая, полученная боковым микрозондом; 1 -- известняк; 2 -- глинистый известняк; з -- доломит; 4 -- трещинная порода

Карбонатные коллекторы малой мощности, а также пласты, представленные частым чередованием пористых и плотных разностей, в принципе выделяются так же, как и рассмотренные выше мощные высокопористые коллекторы. Однако геофизическая характеристика таких коллекторов менее благоприятна; по каротажным кривым не всегда удается отметить тонкие прослои пористых пород и определить соответствующие им параметры. Поэтому выделить по данным каротажа карбонатные коллекторы малой мощности, а также коллекторы, представленные переслаиванием пористых и плотных разностей, весьма трудно. В данном случае особое значение приобретает определение положения коллекторов путем сопоставления разреза скважины с типовым геолого-геофизическим разрезом ближайших скважин, где коллекторы известны.

Трещинные и трещинно-кавернозные коллекторы, к которым, в частности, относится значительное число карбонатных пластов, часто не имеют четко выраженной каротажной характеристики и выделить их непосредственно по данным каротажа довольно трудно. Лишь в отдельных районах трещинные породы имеют отличительные признаки на кривых тех или иных видов каротажа, достаточные для их распознавания. Так, трещинные породы могут быть отмечены по показаниям акустического каротажа, микрокаротажа и кавернограммы.

Данные акустического каротажа против трещинных пород отличаются большим затуханием акустических колебаний и уменьшением амплитуды их при относительно большом интервальном времени пробега (рис. 3).

Кривые бокового микрокаротажа и кавернограммы обычно изрезаны; кажущиеся сопротивления, замеренные обычными зондами, боковым микрозондом и другими зондами, значительно меньше значений их против окружающих плотных пород. Показания ГК и НТК такие же, как против неглинистых плотных пород.

В благоприятных случаях (неглинистые и негазоносные породы) наличие трещинных коллекторов может быть установлено путем сопоставления и количественного анализа данных электрического каротажа, нейтронного каротажа и результатов анализа керна [2].

1.4 Анализ условий вскрытия, выбор и обоснование метода вскрытия пластов

1.4.1 Давление и температура окружающей среды

Под условиями вскрытия понимают такие гидродинамические условия (t⁰, p и т.д.), исходя из анализа которых выбирают метод вскрытия и тип перфоратора, то есть решаются два основных вопроса: как и чем вскрывать пласт.

Существующее буровое оборудование позволяет сооружать скважины глубиной свыше 11 км, а в ближайшие 10 лет глубина разведочного бурения достигнет, по-видимому, 15 км. На этих глубинах максимальное гидростатическое давление в скважинах при предельной плотности раствора до 2,3 г/см³ в случаях вскрытии пластов с аномально-высокими пластовыми давлениями (АВПД) составит 300--350 МПа.

На территории Российской Федерации и стран СНГ градиент температуры, измеренный на глубинах до 7 км, в зависимости от геотермических условий колеблется в пределах 10--100°С/км. Наибольшие (свыше 45°С/км) геотермические градиенты наблюдаются в районах Северного Кавказа, Закавказья. Крыма, Средней Азии, Западной Сибири и Камчатки. Максимальная (223⁰ С) температура на забое зафиксирована в 1968 г. в скв. 2 на Медведевской разведочной площади в Западном Предкавказье на глубине 6318 м. Минимальные геотермические градиенты наблюдаются в некоторых районах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции и в большинстве месторождений Сибири. В США максимальная (305 °С) температура зарегистрирована на глубинах 6100--6400 м в скважинах, расположенных на границе с Мексикой, в других районах (230--250°С) на глубинах 8300--9160 м, причем повышенные температуры связаны с АВПД.

Согласно практике работ стреляющие перфораторы, спускаемые на кабеле, должны сохранять работоспособность при действующих давлении и температуре на глубинах до 7 км в течение 6 ч, т. е. в интервале времени, необходимого для спуска аппарата на полную глубину, на возможные задержки при спуске и установку в заданном интервале, и не срабатывать самопроизвольно в течение 24 ч (с учетом времени на ликвидацию аварий, извлечение из скважины отказавшего аппарата и т. п.). В случае спуска аппарата на трубах эти времена соответственно увеличиваются.

Температуру и давление в скважинах необходимо также учитывать при определении прочностных характеристик промежуточных преград на пути создания канала, идущего в пласт горной породы. В условиях совместного действия давления и температуры стреляющие перфораторы должны быть стойкими к агрессивным средам, часто заполняющим скважину: нефти, нефтяному газу, сероводороду, кислотам, щелочам и т. п [3].

1.4.2 Характеристика промежуточных преград, преодолеваемых при вскрытии пластов перфорацией

Перфорируемая скважина может быть заполнена различными жидкостями: промывочным раствором с значениями плотности р_ж от 0,8 г/см³ (раствор на нефтяной основе) до 2,3 г/см³ (утяжеленный раствор), водой (в том числе минерализованной) с р_ж=1.00--1,2 г/см3, нефтью с рж = 0,72-- 0,98 г/см3, а также углеводородным газом под давлением. Толщина слоя жидкости зависит от соотношения диаметров аппарата и колонны и от расположения аппарата в колонне. Так как аппарат, если он специально не центрирован, обычно лежит на стенке колонны (поскольку ось скважины в редких случаях бывает идеально вертикальной), то толщина простреливаемого слоя жидкости будет различной по окружности колонны.

В случае вскрытия пластов перфоратором, проходящим через насосно-компрессорные трубы, при герметизированном устье слой жидкости из-за большой разницы в диаметрах аппарата и колонны для части зарядов может достигать 90--100 мм. Однако при этом плотность жидкости обычно не превышает 1,0 г/см3.

Толщина стенок обсадных труб, которые необходимо пробить при перфорации, колеблется от 6--8 мм (в трубах диаметром 114 мм) до 7--12 мм (в трубах больших диаметров). Для крепления скважин, в которых возможны разрушения обсадных колонн от взаимного перемещения пластов, как, например, в районе Баку, применяют трубы толщиной до 16 мм, изготовляемые но специальному заказу. В местах муфтовых соединений общая толщина стенок может доходить от 17 мм (в трубах диаметром 114 мм) до 26 мм (в трубах больших диаметров).

Толщина стенок труб в бурильной колонне колеблется в пределах 7--11 мм, но в замковых соединениях толщина пробиваемой стали может доходить до 54 мм, а в утяжеленных бурильных трубах (УБТ) 28,0--99,5 мм. Трубы нефтяного сортамента изготовляют из углеродистых легированных и высоколегированных сталей семи групп прочности со следующими значениями механических характеристик: временное сопротивление разрыву у_в =550--1100 МПа, предел текучести у_т= 320--500 МПа, ударная вязкость а_k >=40 Дж/см² (у утяжеленных бурильных труб а_k = 60Дж/см²).

Клепаные или сварные колонны в старых скважинах, пробуренных (до 30-х годов) ударным способом, изготовлены из котельного железа толщиной 5--8 мм; в местах соединений толщина удвоена.

Толщина слоя затрубного цементного камня определяется соотношением диаметров ствола скважины и обсадной колонны и при концентрическом расположении колонны труб в стволе составляет 23--50 мм. С учетом того, что обсадная колонна при отсутствии центрирующих фонарей может располагаться эксцснтрично, толщина цементного слоя может удваиваться с одной стороны. Кроме того, в условиях неустойчивых пород возможны каверны в стволе скважины и толщина цементного слоя может доходить до 150 мм и более.

Физико-механические характеристики тампонажного цемента и затрубного цементного камня изучены недостаточно особенно в условиях скважины. Плотность минеральных частиц сухого порошкообразного цемента составляет 3,1 г/см³. Плотность р_ц цементного камня при водоцементном отношени 1: 2, обычно применяемом при цементировании обсадной колонны, равна 1,8 г/см³ (в случае отсутствия водоотдачи в пласт). Плотность наиболее легкого цементною камня (с диатомитовой землей) -- 1,3 г/см³, наиболее тяжелого (при плотности утяжелителя 4,45 г/см³) -- 2,3 г/см³.

Механическая прочность, плотность и проницаемость цементного камня существенно зависят от его состава, качества цементирования обсадной колонны, состояния цемента, температуры, всестороннего давления и времени существования. Механическая прочность шлако-песчаных цементов зависит от содержания песка. Например, предел прочности на сжатие у_сж достигает максимума (20--27 МПа) при 30 %-ном содержании песка при температуре Т=150°С и гидростатическом давлении р_г = 50 МПа. Механическая прочность обычных портландцементов сильно зависит от водоцементного отношения, с возрастанием которого уменьшается прочность и повышается проницаемость цементного камня.

Скорость с_ц распространения упругих продольных волн в процессе затвердевания различных цементных растворов в условиях атмосферного давления и Т=20°С резко повышается в пределах 100--3200 м/с в течение первых 24--36 ч, затем темп роста с_ц замедляется и по истечении 2 сут стабилизируется в диапазоне 2900--3600 м/с.

Таким образом, при вскрытии пласта перфорацией необходимо преодолеть в лучшем случае небольшой слой жидкости, стенку стальной трубы толщиной 6--12 мм и слой цемента толщиной 23--50 мм, а в сложных условиях--слой жидкости толщиной до 100 мм, до 50 мм стали (в многоколонных конструкциях скважин с учетом встречающихся муфтовых соединений), слой цемента толщиной до 150 мм и более, т. с. свыше 300 мм сложной разнородной преграды, из которой 200 мм твердой преграды [3].

1.4.3 Выбор метода вскрытия пласта и типоразмера перфоратора в зависимости от геолого-технических условий

В зависимости от направления перепада давления между пластом и скважиной применяют следующие основные методы вскрытия нефтегазовых пластов перфорацией: при репрессии и депрессии. Кроме того, используют вскрытие пластов при равновесии этих давлений.

Наиболее прогрессивным является метод вскрытия пласта в условиях депрессии. Однако он требует применения специального оборудования для герметизации устья скважин и малогабаритных кумулятивных перфораторов, спускаемых через насосно-компрессорные трубы, или специальных устройств с целью приведения о действие перфораторов, спускаемых непосредственно на трубах. В последнем случае уменьшаются пределы допускаемых температур и давлений окружающей среды из-за длительности операции. Поэтому в тех случаях, когда геолого-технические условия позволяют обеспечить высокую эффективность вскрытия пластов перфорацией при репрессии, этот метод является предпочтительным и имеет широкое применение.

Вскрытие пластов в условиях репрессии целесообразно проводить, если пласт обладает хорошими коллекторскими свойствами, мало загрязнен при бурении и обладает способностью самоочищаться в процессе дальнейшего освоения. В случае, когда вскрытие пласта бурением производилось с применением промывочной жидкости на водной основе, наиболее благоприятными условиями для применения данного метода являются следующие:

1) по окончании бурения нефтегазонасыщенность в прискважинной зоне низка, что свидетельствует о возможности движения жидкостей и газожидкостных систем в пористой среде без образования кристаллогидратов и малоподвижных эмульсий, способных загерметизировать пласт;

2) в процессе простоя скважины нефтегазонасыщенность прискважинной зоны пласта изменяется, что указывает на способность к расформированию области проникновения фильтрата промывочной жидкости;

3) пластовая нефть содержит большое количество органических спиртов и кислот, снижающих каталитическую активность твердой поверхности минералов в отношении формирования в порах породы кристаллогидратов и стойких новообразований, способных загерметизировать пласт.

Для обеспечения высокой эффективности вскрытия пластов при репрессии особое внимание следует обратить на выбор промывочной или перфорационной жидкости и величины репрессии.

Применение определенных типов жидкостей приводит к необратимой потере пропускной способности перфорационных каналов. Распространенное мнение о том, что вскрытие пластов в условиях репрессии во всех случаях следует проводить в присутствии той же жидкости, которую использовали при вскрытии пластов бурением, и соответствующая ему широкая практика являются глубоко ошибочными.

Основным требованием к перфорационной жидкости является отсутствие взаимодействия с породообразующими минералами, а также с флюидами, насыщающими породу в момент перфорации, которое может привести к необратимой герметизации зон, окружающих каналы перфорации, в результате чего будет исключена возможность расформирования загрязненной прискважинной зоны и достижения требуемой отдачи или приемистости пласта. Перфорационная жидкость должна иметь минимально допустимую водоотдачу, минимально возможное содержание твердой фазы и малую плотность (обеспечивая возможно меньшую репрессию).

Важным требованием к перфорационным жидкостям в условиях репрессии является также неизменность их физико-химических свойств в случае воздействия ударных волн, возникающих при отстреле перфораторов. Предпочтительны не содержащие твердой фазы «чистые» жидкости, не закупоривающие поры пласта, например гомогенные углеводородные жидкости и жидкости на их основе, метанол (метиловый спирт), ракетные топлива. растворы различных солей, ингибированные растворы, растворы с добавками ПАВ, пены и т. п. Хорошие результаты дает применение инвсртных (обращенных) водонсфтяных эмульсий (эмульсия воды в нефти), обладающих нулевой водоотдачей.

При выборе жидкостей особое внимание следует уделять их плотности, что обеспечит безопасное проведение перфорации и отсутствие выбросов флюидов. Имеются жидкости, не содержащие твердой фазы, которые обладают высокой плотностью, например водные растворы солей МаС1 (до 1,2 г/см³), СаСl₂ (до 1,4 г/см^З),СаВr₂ (до 1,82 г/см³), СаI₂ (до 2,04 г/см³), ZпСl₂ (до 1,92 г/см³), но многие из них (за исключением NаСl, СаСl₂^) являются дефицитными и дорогими.

Глинистые растворы на водной основе допустимо применять при вскрытии пластов, характеризующихся высокой проницаемостью и не содержащих глинистых набухающих частиц. В других случаях можно использовать глинистые растворы, обязательно содержащие хлористый кальций СаСl₂. благодаря которому происходит замещение межслоевых катионов на двухвалентные, снижаются заряды на возникающих в глинистых минералах дислокациях и заряженные дислокации в породе не закрепляются в слое, окружающем перфорационный канал.

Согласно лабораторным исследованиям введение даже небольших (до 0,5%) количеств СаСl₂ в воду обеспечивает после вскрытия пласта бурением почти полное восстановление проницаемости закольматированной глинистым раствором породы. Однако изучение пропускной способности каналов перфорации и производственный опыт показывают, что содержание СаСl₂ в промывочной жидкости на водной основе при перфорации следует увеличивать до 0--10 %.

На Долинском месторождении УССР при капитальных ремонтах скважин успешно применяют нефильтрующуюся задавочную эмульсионную жидкость на углеводородной основе с содержанием 30--50 % СаСl₂.

При применении в качестве перфорационной жидкости глинистых растворов рекомендуется добавление поверхностно-активных веществ и стабилизаторов. Во всех случаях необходимо обеспечить высокую чистоту жидкости, для чего следует производить ее тщательную фильтрацию, предварительную промывку емкостей, коммуникаций и самой скважины.

Следует иметь в виду, что морская вода содержит микроорганизмы, являющиеся одним из лучших кольматирующих материалов, имеет высокую концентрацию сульфатов, что в присутствии кальция и бария может привести к герметизации пласта твердым сернокислым кальцием или барием. Сырая (пластовая) нефть может содержать выпавшие тяжелые углеводороды - (асфальтены и парафины) в виде множества мелких частиц, легко проникающих в пласт и вызывающих его герметизацию; в пресной воде могут быть глинистые минералы.

Для предотвращения выбросов флюидов в процессе перфорации часто применяют закачку в интервал вскрытия пласта перфорационной жидкости с малой плотностью под столб утяжеленного глинистого раствора. Однако по данным работы широко распространенное мнение о том, что можно удержать легкую жидкость в данном интервале достаточно долгое время, чтобы успеть произнести в ее среде перфорацию, является заблуждением. В зависимости от свойств глинистый раствор и перфорационная жидкость могут раствориться или образовать эмульсию.

Во избежание перемешивания жидкостей рекомендуется закачивать жидкости повышенной плотности через НКТ снизу вверх (обычным способом). Легкие жидкости следует закачивать путем нагнетания в кольцевое пространство между обсадной колонной и НКТ сверху вниз (в обратном направлении). Существует положительный опыт отделения перфорационной (в данном случае эмульсионной) жидкости от глинистого раствора буферным слоем воды (150 м), а также перфорации в среде жидкого азота.

Для правильного выбора перфорационной жидкости рекомендуется производить лабораторные исследования на совместимость перфорационных жидкостей с породой пласта и с насыщающими ее промывочной жидкостью углеводородами и другими жидкостями, в частности применявшимися до повторного вскрытия пласта, при капитальных ремонтах, так как смешивание некоторых указанных жидкостей может привести к образованию соединений, способных герметизировать пласт. Инвертные эмульсии. обладающие весьма малой водоотдачей даже при сравнительно высоких (до 7 МПа) депрессиях, в случаях смешивания с другими скважинными жидкостями теряют свои положительные свойства.

Величина репрессии на пласт при перфорации должна быть как можно ниже и составлять 0,5-1,0 МПа, а в исключительных случаях не превышать 5% от величины пластового давления.

По окончании перфорации вызов притока должен производиться незамедлительно. Вызов притока следует проводить, как правило, плавно во избежание разрушений прискважинной зоны пласта и конструкции скважины в соответствии с рекомендациями в работах.

Рекомендуется устанавливать начальный темп отбора флюида исходя из расчета извлечения в течение первых нескольких дней примерно половины перового объема прискважннной зоны с ухудшенной проницаемостью. Режим запуска скважины в эксплуатацию следует устанавливать опытным путем.

Во всех случаях перед вызовом притока перфорированную скважину вновь тщательно промывают соответствующими жидкостями и, когда это допустимо, кислотой. Особое внимание должно быть уделено промывке скважины после применения разрушающихся кумулятивных перфораторов типов КПРУ и ПР, алюминиевые осколки которых могут образовывать пробки в среде слабоминерализованных глинистых растворов.

Предложен и разрабатывается ряд механических способов очистки перфорационных каналов. Например, с помощью корпусного кумулятивного перфоратора, прижимаемого к стенке колонны подобно опробователю пластов на кабеле, который обеспечивает «выметание» посторонних частиц из перфорационного канала в полость перфоратора при предельной депрессии; комбинации пулевого и кумулятивного перфораторов, создающих перекрывающиеся самоочищающиеся каналы и др.

В некоторых случаях при условии высокой устойчивости продуктивного пласта и хорошего качества крепления ствола скважины, когда естественная проницаемость прискважинной зоны в процессе испытания или освоения скважины не восстанавливается, применяют метод ударной депрессии. Принцип метода заключается в мгновенном (и в том числе многократном) открывании доступа жидкости из скважины в колонну насосно-компрессорных труб, из которой полностью или частично эвакуирована жидкость.

При вскрытии пластов в условиях репрессии можно применять все типы кумулятивных и нулевых перфораторов с учетом особенностей их устройства и действия, пробивной способности, воздействия на обсадную колонну, термобаростойкости, поперечного габарита и других характеристик. Выбирая типоразмер перфоратора, руководствуются «Технической инструкцией по прострелочно-взрывным работам в скважинах».

Тип перфоратора выбирают так, чтобы пробивная способность аппарата давала возможность преодолеть промежуточные преграды и создать каналы в породе пласта с обеспечением высокого гидродинамического совершенства скважины. Необходимо учитывать влияние на размеры каналов перфорации различных факторов.

В соответствии с имеющимся опытом при выборе стреляющих перфораторов, для вскрытия пластов в условиях репрессии можно дать следующие рекомендации по их применению.

1. Корпусные кумулятивные перфораторы многократного использования типа ПК предпочтительны в следующих случаях: геологический разрез характеризуется сравнительно небольшой мощностью отдельных продуктивных пластов, часто перемежающихся глинистыми прослойками; предъявляются жесткие требования к сохранности колонны и затрубного цементного камня; действуют сравнительно высокие температуры и давления окружающей среды (например, в районах Башкирии, Татарии, Закавказья, Средней Азии, Казахстана применение этих перфораторов составляет 75--95%).

2. Корпусные кумулятивные перфораторы однократного использования типов ПКО, ПКОТ предпочтительны при большой (>5 м) мощности вскрываемых пластов в случаях: геологический разрез в продуктивной толще разнообразен, действуют высокие температуры и давления окружающей среды, большая глубина скважин, например в районах Северного Кавказа, Азербайджана, Казахстана применение этих перфораторов составляет 45 % (применение перфораторов ПК--50%).

3. Ленточные кумулятивные высокопроизводительные перфораторы типа ПКС предпочтительны при преобладании продуктивных пластов большой (>5 м) мощности, средних глубинах залегания и допустимости повышенных деформаций обсадной колонны (например, в районах Западной Сибири, Украины, Белоруссии применение этих перфораторов достигает 80--90%).

4. Пулевые перфораторы с вертикально-криволинейными стволами ПВН90, ПВТ73, ПВК70 предпочтительны в случае необходимости получить длинные каналы с сеткой трещин вокруг них в пластах с плохими коллекторскими свойствами или при большой толщине зоны со сниженной по время бурения скважины проницаемостью, большой толщине затрубного цементного камня, наличии двух-трех обсадных колонн в зоне перфорации, при подготовке к гидроразрыву пласта и солянокислотной обработке, в нагнетательных скважинах и т. п. Область применения таких перфораторов ограничена пластами, сложенными породами с твердостью р_ш < 450 МПа. Перфораторы ПВТ73 по сравнению с перфораторами ПВК70 предпочтительны в случаях необходимости этих типов успешно применяют в районах Украины, Поволжья, Средней Азии, Азербайджана, Сибири).

5. Разрушающиеся кумулятивные перфораторы типов КПРУ, ПР предпочтительны в случаях: плохой проходимости других типов перфораторов, необходимости проведения перфорации на репрессии в короткие сроки из-за опасности нефтегазопроявлений в условиях высоких пластовых давлений, но при допустимости оставления в скважине большого количества алюминиевых осколков от перфоратора, наличия зумпфа достаточных размеров (например, перфораторы типа КПРУ успешно применяют в районах Средней Азии, Азербайджана).

6. Корпусные кумулятивные перфораторы типа ПКОС предпочтительны в условиях сверхглубоких скважин.

Вскрытие пластов в условиях депрессии производят при герметизированном устье скважины, сниженном уровне жидкости или применении облегченных жидкостей, а также в газовой среде. Этот способ вскрытия пластов предпочтителен в следующих случаях:

1) перфорация при репрессии на пласт не обеспечивает гидродинамической связи с пластом;

2) наблюдается несоответствие между данными геофизических исследований и результатами испытания пласта после проведения первичной перфорации при репрессии (в частности, когда вскрытие пласта бурением производили в условиях репрессии с применением слабоминерализованных растворов на водной основе);

3) ожидаемое пластовое давление аномально-высокое или аномально-низкое;

4) при дострелах в процессе капитальных ремонтов скважин.

Особое предпочтение необходимо отдать применению данного метода при вскрытии пластов в газовых скважинах.

Депрессия Др_д в момент перфорации должна быть ограничена прочностными характеристиками обсадной колонны, затрубного цементного камня и их фактическим состоянием. Оптимальным давлением является Др_д=2,0--3,5 МПа и не более 10 МПа.

Величину депрессии следует устанавливать в соответствии с планируемой при дальнейших испытаниях или эксплуатации скважины.

В случае вскрытия пластов перфоратором, спускаемым через НКТ, величину Др_д следует ограничить до 3,5 МПа во избежание подбрасывания перфоратора и кабеля.

Учитывая, что пласт вскрывается при депрессии, тип перфорационной жидкости с позиций кольматации породы пласта не имеет существенного значения, поскольку немедленно после первой же операции простреливания скважина начинает работать.

Если вскрытие пласта в условиях депрессии производят после неудачной перфорации при репрессии, то необходимо выждать достаточно продолжительный промежуток времени, так как в случае образования зоны трещиноватости за счет применения мощных перфораторов фильтрат промывочной жидкости, проникая в пласт за пределы прискважинной зоны с измененными свойствами, создает новую малонроннцаемую область. Слабые возмущения при последующей перфорации в условиях депрессии могут оказать влияние на эту область только после достаточного изменения свойств твердой поверхности минералов.

Выбор типа стреляющего аппарата зависит от способа его спуска в скважину -- на кабеле или на трубах--и от условий, действующих в скважине. Применение малогабаритных перфораторов типов ПР, КПРУ, ПКОС, спускаемых на кабеле через лубрикатор, установленный на устье скважины, предпочтительно в следующих случаях:

1) колонна насосно-компрессорных труб остается в скважине «навечно», т. е. последующие капитальные ремонты, дострелы, переход на вышележащие горизонты и т. п. планируют производить под давлением, не извлекая колонны НКТ;

2) после перфорации планируют спуск через насосно-компрессорные трубы геофизических, дебитометрических и других приборов и инструмента;