Особенности заканчивания горизонтальных скважин.

Выбор варианта заканчивания горизонтальных скважин опреде­ляется типом пластов, их однородностью, прочностью, характером флюидов и другими факторами, поэтому основная задача (и основная трудность) состоит в получении этих данных.

В зарубежной практике опробованы разные варианты заканчива­ния горизонтальных скважин с использованием перфорированной по­тайной колонны: горизонтальный дренирующй участок не обсажен; потайная колонна полностью зацементирована; предварительно пер­форированная потайная колонна частично зацементирована или осна­щена внешними пакерами.

В случае одного дренирующего коллектора, который обнажается горизонтальным участком ствола скважины, и если геомеханическая характеристика пласта позволяет, неповрежденный горизонтальный ствол не цементируется, но может быть обсажен предварительно пер­форированной потайной колонной. В противном случае при наличии трещин, пересекающих несколько пластов, газовых шапок, водонос­ных горизонтов, в проекты закладывают обычно один из следующих методов.

1. Использование внешних пакеров, которыми весь вскрытый ствол может быть разбит на несколько секторов, что позволяет стиму­

лировать выбираемую зону, изолировать зону, заполненную водой или газом из газовой шапки. Цементирование не исключается при наличии пакеров.

2. В случае необходимости проведения гидроразрыва хвосто­вик цементируется (в том числе при наличии специальных пакеров). Цементирование (с пакерами или без них) необходимо для изоляции верхней части пласта (горизонтальное напластование), в который не­желательно поступление газа из газовой шапки (или поступает верхняя вода). При изоляции газовой шапки рекомендуется частичное цемен­тирование горизонтального участка, при гидроразрыве пласта требует­ся цементировать весь участок.

Вскрытие продуктивного пласта следует осуществлять с исполь­зованием специальных жидкостей, требования к которым должны быть более жесткими, чем в случае вскрытия продуктивного пласта вертикальным стволом скважины. Такое требование обусловлено тем, что вскрытие (образование дренажного канала) пласта проводится на значительном участке и, следовательно, загрязнение пласта тоже мо­жет быть весьма существенным (более длительным по времени).

Спуск сплошной (или потайной) колонны при современных тех­нико-технологических возможностях сложен. Но важнейшим вопро­сом является ее цементирование, поэтому наибольшее внимание должно быть уделено специальным (по всей вероятности, жестким) центраторам.

Цементирование обсадной колонны (лайнера) должно обеспечить равномерное вытеснение бурового раствора цементным из заколонно- го пространства. В зарубежной практике удовлетворительное цемен­тирование колонны достигается применением стабилизаторов и жест­ких центраторов, в отечественной - жестких центраторов.

Если основные технологические параметры процесса цементиро­вания следует уточнять по мере накопления опыта применительно к различным площадям и геолого-физическим условиям, то тампонаж­ные растворы подбирают конкретно к каждой скважине по известным методикам. Но общими и обязательными для всех условий должны быть седиментационная устойчивость, нулевая водоотдача. Примени­тельно к цементированию горизонтальных стволов скважин необхо­димо радикально изменить требования к цементному раствору. После цементирования в горизонтальном дренажном канале не должна скап­ливаться вода; объем тампонажного раствора не должен уменьшаться (при переходе раствора в гелеобразное состояние); тампонажный рас­твор должен быть равноплотным по диаметру; скоплений бурового раствора в горизонтальном стволе не должно быть во избежание его обезвоживания и образования каналов при контакте с твердеющим цементным раствором - камнем.

Однако при проведении горизонтального канала в однородном пласте жесткие требования к тампонажному раствору и технологии цементирования могут быть распространены на краевые участки; в случае фациально-неоднородного пласта, наличии терщиообразований, перемежаемости требования должны выдерживаться по всем пра­вилам технических условий.

Необходимо применять буферные разделительные жидкости ме­жду вытесняемым буровым и вытесняющим тампонажным раствора­ми. Объем буферной жидкости и ее характеристика должны быть та­кими, чтобы обеспечить вытеснение бурового раствора. Если ее при­менение чем-либо ограничено, то следует увеличивать объем тампо­нажного раствора (для тех же целей).

Важнейший этап работы - контроль качества цементировочных работ; приборы, спускаемые в скважину, необходимо центрировать (используют специальные прокладки под приборы в обсадной колон­не, но их установка не должна помешать сигналу датчика).

Перфорацию обсадной колонны и цементного кольца следует проводить с использованием специальных жидкостей и перфораторов, спускаемых на НКТ. В зарубежной практике (с 2000 г. в США 40 % нефти и газа планируется добывать с помощью горизонтальных сква­жин) обычно заканчивают скважины традиционным способом с ис­пользованием жидкосей глушения, которые нередко ухудшают кол- лекторские свойства пласта в приствольной зоне. Применяют также сбалансированное бурение. Основная цель таких операций - защита продуктивных пластов от загразнения скважин скважинными жидко­стями во время бурения и заканчивания. Вторичная цель - предупреж­дение чрезмерных потерь таких жидкостей в пласт. Эта технология предполагает ряд спциальных мер, которые будут рассмотрены далее.

В США большое внимание уделяют сохранению коллекторских свойств продуктивных пластов при их вскрытии. Решающее значение при этом имеет выбор бурового раствора при заканчивании скважин. Буровые растворы специально приготовляют для вскрытия продуктив­ного пласта, при цементировании, перфорации, возбуждении притока, а также для создания столба жидкости над пакером и перед ним.

С учетом этого специальные буровые растворы подразделяют на две большие группы.

- Жидкости, не созданные специально для заканчивания сква­жин, но применяемые в процессе этих работ ввиду соответствия их свойств требованиям, предъявляемым к определенной операции, или вследствие доведения этих свойств до требуемого уровня специальной обработкой.

- Жидкости, специально созданные для заканчивания скважин, в частности для конкретного вида работ. Они имеют низкую водоотда­ча»

чу; компоненты таких жидкостей растворимы в нефти, кислоте, воде либо способны биологически разлагаться (любое загрязнение в резуль­тате их применения может быть устранено). Сюда можно отнести рас­солы со специальной системой утяжеления или со специально подоб­ранными наполнителями, выполняющими в процессе заканчивания скважин определенные функции, а также меловые эмульсии и ста­бильные пены.

Углеводородные растворы нашли широкое применение в практи­ке заначивания скважин, они обеспечивают их максимальную естест­венную производительность. Наибольший интерес среди этих раство­ров представляют растворы на нефтяной основе (РНО), в которых в качетсве дисперсионной среды используется нефть и которые в каче­стве дисперсной фазы могут содержать воду. Из РНО нашли примене­ние два различных типа: собственно растворы на нефтяной основе и обращенные эмульсии. В обращенных эмульсиях содержится 20 - 75% воды, которая позволяет регулировать реологические и фильтрацион­ные свойства. Для улучшения реологических и фильтрационных свойств этих растворов при бурении в условиях действия высоких температур вводят модифицированные глины. Обращенные эмульсии имеют нулевую статическую водоотдачу. При обратном отмыве керна качественные эмульсионные растворы обеспечивают 90 - 98% - ный возврат к начальной скорости фильтрации.

В растворах на нефтяной основе может содержаться до 20 % во­ды. Для поддержания фильтрационных и реологических свойств в этих растворах используют материалы с коллоидными системами (окислен­ный на воздухе битум).

Широкие возможности для применения в области заканчивания скважин имеют меловые эмульсии. Эмульсии готовят на основе нефти, а ее стабилизация достигается с помощью тонко измельченного мела. Меловые эмульсии легко растворяются в кислоте, имеют малую водо­отдачу. Их применяют при вскрытии карбонатных пластов (в которых почти всегда проводят кислотные обработки), для разбуривания водо- восприимчивых песчаников и т.д.

В США при заканчивании скважин для вскрытия продуктивных горизонтов с низким пластовым давлением широко используют пены.

Методы вскрытия продуктивных отложений для эффективного сохранения коллекторских свойств продуктивных горизонтов должны отвечать ряду основных требований:

- формировать в проницаемых стенках ствола гидроизолирующий слой, фильтрационные и прочностные характеристики которого прак­тически исключают гидравлическую связь всех вскрываемых бурени­ем пластов со скважиной как при положительных, так и при отрица­тельных забойных дифференциальных давлениях, изменяющихся в технологически допустимых пределах;

- обеспечивать долговременную изоляцию непродуктивных гори зонтов на стадии подготовки ствола к креплению;

- создавать условия для эффективного восстановления гидравли ческой связи нефтегазовых пластов со скважиной на стадиях освоения и эксплуатации.

На основании изложенного можно обосновывать следующие по­казатели для сравнительной оценки качества вскрытия продуктивных отложений:

1.коэффициент полной приемистости интервала продуктивных отложений;

2.градиент давления испытания ствола на гидромеханическую прочность;

3.максимальные дифференциальные забойные давления при вскрытии продуктивных отложений;

4.сравнительные геолого-физические характеристики и пара­метры пластов продуктивных отложений (толщина пластов и гидро­изолирующих перемычек, пластовые давления и температура, удель­ный дебит, коэффициенты продуктивности и гидропроводноти, ПЗГ1, скин-фактор, обводненность продукции);

5. показатели качества разобщения продуктивных горизонтов в заколонном пространстве от водоносных пластов (однородность це­ментного камня по плотности и сплошность по высоте, отсутствие или наличие заколонных перетоков, притока чуждых пластовых флюидов к фильтру скважины).

Указанные показатели обеспечивают получение корректных сравнительных оценок качества вскрытия продуктивных отложений на основе сопоставимости геолого-технических условий заканчивания, освоения и эксплуатации скважин и учета влияния технологических факторов на коллекторские свойства призабойной и удаленной зон нефтегазовых пластов.

Контрольные вопросы к разделу 11.

1.Требования к составу и свойствам промывочной жидкости для вскрытия продуктивного горизонта.

2. Методы вхождения в продуктивную толщу.

3. Методы обработки призабойной зоны пласта.

4.Способы исследования продуктивных пластов.

5.Испытатели пластов. Их назначение и конструктивные особенности.

6.Технология опробования и испытания объекта.

7.Какими фильтрами оборудуются скважины.

8.Заканчивание скважины.