|
Несмотря на это, вместо совершенствования методов гидроизоляции флюидонасыщенных пластов и укрепления неустойчивых стенок скважины, такие интервалы относят к несовместимым по условиям бурения и для их разделения ствол скважины крепят промежуточными обсадными колоннами [12-14]. Хотя такой подход относится к общепринятым в промысловой практике, во многих случаях слепое копирование его для различных геологотехнических условий строите л ьства скважин навряд ли можно считать оправданным, поскольку при этом усложняется конструкция скважин, сужаются границы оптимизации гидравлических программ бурения и крепления, ухудшаются гидродинамические условия производства буровых операций, негативные последствия которых затем отражаются на качестве и технико-экономических показателях работ при заканчивании и эксплуатации скважин. Заканчивание скважин, включающее операции первичного вскрытия продуктивной толщи, крепление ствола и разобщение комплекса флюидонасыщенных пластов, вторичное вскрытие продуктивных пластов, освоение и ввод скважин в эксплуатацию, по геолого-техническим условиям кардинально отличаются от первого этапа работ бурения скважины до кровли продуктивных отложений. Связано это со следующими основными природными и техногенными факторами. Глубина расположения продуктивной толщи, определяющая величину и пределы изменения гидромеханических нагрузок (репрессия, депрессия) на забой и стенки скважины при производстве в ней различных операций. Из промыслового опыта известно, что при глубине скважин более 2000 м величина гидродинамических репрессий при бурении, СПО и цементировании обсадных колонн составляет 8-25 МПа, а депрессий при подъеме инструмента 1,8-4,0 МПа [1, 15, 16]. Многопластовость сложнопостроенных нефтегазовых залежей с небольшой толщиной водоизолирующих перемычек (в большинстве случаев 25 м), наличием пластов с аномально высоким и низким пластовым давлением, обусловливающими высокие градиенты давления между разнонапорными пластами (0,9-2,5 МПа/м и более) и связанные с этими факторами межпластовые перетоки и заколонные проявления. Фильтрационные характеристики разнонасыщенных пластов. изменяющиеся в широких и непрогнозируемых пределах (от 0,1 до 20,0 мкм2 и более). Это определяет различные по механизму и степени негативного воздействия на призабойную и удаленную зоны продуктивных пластов промывочных, тампонажных растворов и специальных жидкостей в процессе первичного вскрытия, крепления, вторичного вскрытия, освоения и эксплуатации скважин. Одновременно осложняются гидродинамические условия заканчивания скважин из-за высокой вероятности гидроразрыва горных пород, возникновения поглощений, газонефтеводопроявлений и выбросов, нарушения устойчивости стенок скважины. 11 |
(газ, нефть, вода, газоконденсат), толщины, размера каналов фильтрации, пластового давления и температуры, гидромеханической прочности скелета пород, количества одновременно вскрываемых в интервале проницаемых зон. Дестабилизируя технологические процессы, эти факторы существенно осложняют условия по борьбе с поглощениями, газонефтеводопроявлениями, снижая качество и показатели применяемых методов. Характерным для первого этапа строительства скважин в аномальных геолого-промысловых условиях являются значительные по протяженности интервалы горных пород, разделяющие пласты с АНПД и АВПД, а также породы неустойчивые и с низким градиентом давления гидроразрыва. Несмотря на это, вместо совершенствования методов гидроизоляции флюидонасыщенных пластов и укрепления неустойчивых стенок скважины, такие интервалы относят к несовместимым по условиям бурения и для их разделения ствол скважины крепят промежуточными обсадными колоннами [12-14]. Хотя такой подход относится к общепринятым в промысловой практике, во многих случаях слепое копирование его для различных геологотехнических условий строительства скважин навряд ли можно считать оправданным, поскольку при этом усложняется конструкция скважин, сужаются границы оптимизации гидравлических программ бурения и крепления, ухудшаются гидродинамические условия производства буровых операций, негативные последствия которых затем отражаются на качестве и технико-экономических показателях работ при заканчивании и эксплуатации скважин. Заканчивание скважин, включающее операции первичного вскрытия продуктивной толщи, крепление ствола и разобщение комплекса флюидонасыщенных пластов, вторичное вскрытие продуктивных пластов, освоение и ввод скважин в эксплуатацию, по 9 геолого-техническим условиям кардинально отличаются от первого этапа работ бурения скважины до кровли продуктивных отложений. Связано это со следующими основными природными и техногенными факторами. Глубина расположения продуктивной толщи, определяющая величину и пределы изменения гидромеханических нагрузок (репрессия, депрессия) на забой и стенки скважины при производстве в ней различных операций. Из промыслового опыта известно, что при глубине скважин более 2000 м величина гидродинамических репрессий при бурении, СПО и цементировании обсадных колонн составляет 8-25 МПа, а депрессий при подъеме инструмента 1,8-4,0 МПа [1,15,16]. Многопластовость сложнопостроенных нефтегазовых залежей с небольшой толщиной водоизолирующих перемычек (в большинстве случаев 2-5 м), наличием пластов с аномально высоким и низким пластовым давлением, обусловливающими высокие градиенты давления между разнонапорными пластами (0,9-2,5 МПа/м и более) и связанные с этими факторами межпластовые перетоки и заколонные проявления. Фильтрационные характеристики разнонасыщенных пластов. изменяющиеся в широких и непрогнозируемых пределах (от 0,1 до 20,0 мкм2 и более). Это определяет различные по механизму и степени негативного воздействия на призабойную и удаленную зоны продуктивных пластов промывочных, тампонажных растворов и специальных жидкостей в процессе первичного вскрытия, крепления, вторичного вскрытия, освоения и эксплуатации скважин. Одновременно осложняются гидродинамические условия заканчивания скважин из-за высокой вероятности гидроразрыва 10 горных пород, возникновения поглощений, газонефтеводопроявлений и выбросов, нарушения устойчивости стенок скважины. Приуроченность большой доли запасов к водонефтяным зонам, затрудняющим извлечение углеводородов с повышенным коэффициентом нефтеи газоотдачи (более 0,5) и производство водоизоляционных работ с высокой эффективностью, а также снижающим качество разобщения продуктивных пластов от водонасыщенных при креплении скважин. Значительная литолого-Фаииальная изменчивость пластов по разрезу и площади, приводящая к ранней обводненности промежуточных и верхних отдельных прослоев, а также пластов, осложняющей их разобщение при креплении скважин и изоляцию в процессе эксплуатации. Все отмеченные особенности геологического строения залежей углеводородов оказывают негативное влияние на технологию, качество и технико-экономические показатели заканчивания скважин и относятся к природным факторам. Вместе с тем, в процессе разработки нефтегазовых месторождений происходят необратимые изменения их гидродинамического состояния и поведения. Широко применяемые системы заводнения и поддержания пластового давления привели к формированию площадных и блоковых систем выработки запасов, а также разделению по отдельным пластам. Следствием этих нестационарных гидродинамических процессов стали дифференциация текущего пластового давления по разрезу и площади, нарушение природного насыщения пластов флюидами, изменение в широком диапазоне коллекторских свойств нефтеи водонасыщенных пластов и т. д. 11 |