Первичное вскрытие продуктивных пластов. Изменение гидродинамического давления в скважине. Буровые растворы для вскрытия продуктивного пласта. Причины изменения проницаемости призабойной зоны. Характеристика принципов выбора типа бурового раствора.
Аннотация к работе
Традиционно применяемая в настоящее время технология вскрытия продуктивных пластов при репрессии изза отрицательного воздействия буровых растворов на призабойную зону продуктивного пласта не способствует получению потенциальных дебитов скважин и ведет к снижению конечной величины коэффициента нефтеотдачи пластов. Анализ состояния проблемы показал, что бурение при отрицательном перепаде давления в системе «скважина-пласт» (ОПД) является единственной технологией первичного вскрытия, позволяющей сохранить естественные фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта при одновременном повышении скорости бурения. Эффективность добычи нефти и газа из скважин и разработки нефтяных и газовых месторождений в значительной степени определяется состоянием призабойной зоны пласта (ПЗП) в период заканчивания скважин. Физико-механическое воздействие на продуктивный горизонт при его вскрытии оказывают следующие факторы: разгрузка горного массива в результате разбуривания пласта; изменяющееся противодавление столба бурового раствора (впоследствии изменяющееся активное давление столба цементного раствора) ; фильтрация фильтрата бурового (и цементного - при цементировании) раствора; Частично проникает в пласт и твердая фаза буровых растворов; при гидроразрывах пластов значительное количество бурового раствора поступает в пласт, блокируя продвижение флюида к скважине.На качество вскрытия продуктивного пласта оказывают влияние ряд факторов, которые совместно или по отдельности ухудшают проницаемость продуктивного пласта. Для качественного вскрытия продуктивного пласта необходимо соблюдать следующие требования к составу и свойствам бурового раствора: состав промывочной жидкости должен быть таким, чтобы ее фильтрат не способствовал набуханию глинистых частиц, увеличению гидрофильности породы, увеличению количества физически связанной воды в порах пласта; состав фильтрата бурового раствора должен соответствовать составу фильтра, заполняющего пласт, чтобы при проникании фильтрата в пласт не происходили такие физические или химические взаимодействия, в результате которых могут образовываться нерастворимые осадки; в составе промывочной жидкости необходимо иметь достаточное количество грубодисперсной твердой фазы, способной создавать закупоривающие мостики в трещинах и тем самым препятствовать глубокому проникновению промывочной жидкости в пласт; В результате можно сделать вывод, что для качественного вскрытия продуктивных пластов наиболее подходят безглинистые буровое растворы, так как они не содержит твердой фазы, что сокращает время на освоение и обеспечивает прирост дебита в среднем на 20 %.