Способ вскрытия продуктивных пластов

 

1. СПОСОБ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ путем бурения с промывкой полимерными растворами без твердой фазы на основе полиакриламида при перепаде давления на пласт, отличающийся тем, что, с целью повышения коэффициента восстановления первоначальной проницаемости продуктивных пластов и улучшения геофизической информативности о них, промывку осушествляют при перепаде давления на пласт, равном 40-100 кг/см. 2. Способ по п. I, отличающийся тем, что промывку производят полимерным раствором с содержанием полиакриламида 0,2- 0,4 вес.%.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ

РЕСПУБЛИК (51) Е 21 В 21/08

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К А BTOPCKOMY СВИДЕТЕЛЬСТВУ

СР 3

CO

Ю сФ

1Ь

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (21) 3466654/22-03 (22) 06.07.82 (46) 30.01.84. Бюл. № 4 (72) А. У. Шарипов, Б. 3. Кабиров, Г. П. Бочкарев, К. С. Раянов, К. В. Антонов, М. Х. Зарипов и М. Г. Усманов (71) Башкирский государственный научноисследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (53) 622.243.13 (088.8) (56) 1. Авторское свидетельство СССР № 286883, кл. С 09 К 7/02, 1966.

2. Патент США № 3921733, кл. 175 — 65, опублик. 1975 (прототип).

„„SU„„1070296 Д (54) (57) 1. СПОСОБ ВСКРЫТИЯ 11РО

ДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ путем бурения с промывкой полимерными растворами без твердой фазы на основе полиакриламида при перепаде давления на пласт, отличающийся тем, что, с целью повышения коэффициента восстановления первоначальной проницаемости продуктивных пластов и улучшения геофизической информативности о них, промывку осуществляют при перепаде давления на пласт, равном 40 — !00 кг/см .

2. Способ по и. 1, отличающийся тем, что промывку производят полимерным раствором с содержанием полиакриламида 0,2—

0,4 вес %.

1070296

25

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к вскрытию продуктивных пластов.

Многолетняя практика применения для вскрытия продуктивных пластов промывочных жидкостей на водной основе и лабораторные исследования показали, что проникновение в пласт фильтрата и твердой фазы промывочной жидкости являются основными причинами снижения естественной проницаемости коллектора. В результате этого удлиняются сроки освоения скважин и снижается их продуктивность, затрудняется интерпретация геофизических материалов и т.д.

С целью предотвращения кольматации пор коллектора твердой фазой в настояшее время применяются способы вскрытия продуктивных пластов с использованием промывочных жидкостей без твердой фазы (особенно для вскрытия продуктивных пластов с низкими пластовыми давлениями). В качестве таких промывочных жидкостей используется пресная (техническая) или минерализованная (пластовая) вода, обработанная поверхностно-активными веществами (ПАВ) или полимерами (полиакриламидом, гипаном, КМЦ и др.).

Известен способ вскрытия продуктивных пластов с использованием промывочных жидкостей без твердой фазы на основе воды и ПАВ (1 .

Недостатком известного способа является то, что в продуктивный пласт попадает большое количество фильтрата, в результате чего удлиняются сроки освоения скважин, снижается их производительность и иска- 35 жаются геофизические характеристики исследуемых интервалов (разрезов).

Известен также способ вскрытия продуктивных пластов путем бурения с промывкой полимерными растворами без твердой 40 фазы на основе полиакриламида при перепаде давления на пласт. Указанный способ предусматривает вскрытие продуктивного пласта с наименьшим перепадом давления на пласт (не более 15 — 20 кг/см ) с целью наименьшего его загрязнения фильтратом при 45 использовании полимерных растворов без твердой фазы. Для создания такого перепада давления регулируют плотность полимерного раствора добавкой солей: хлористого натрия, хлористого кальция, бромистого кальция и цинка (2).

Недостатками этого способа вскрытия продуктивных пластов является то, что он не обеспечивает предотвращения проникновения соленого фильтрата и полимера в коллектор, в результате чего ухудшается его естественная проницаемость и возникает трудность определения по геофизическим материалам границ продуктивного пласта.

Цель изобретения — повышение коэффициента восстановления первоначальной проницаемости продуктивных пластов и улучшение геофизической информативности о них.

Указанная цель достигается тем, что согласно способу вскрытия продуктивных пластов путем бурения с промывкой полимерными растворами без твердой фазы на основе полиакриламида при перепаде давления на пласт, промывку осушествляют при перепаде давления на пласт, равном 40 — 100 кг/см

Кроме того, промывку производят полимерным раствором с содержанием полиакриламида 0,2 — 0,4 вес. о/o.

На чертеже показана схема осушествления способа.

Способ осуществляют следуюшим образом.

До кровли продуктивного пласта бурение производится с промывкой водой или полимерным раствором с низкой плотностью.

Перед вскрытием продуктивного пласта, исходя из ожидаемого пластового давления, производится повышение плотности (утяжеление) полимерного раствора до значений плотности, при которых,бы гидростатическое давление промывочной жидкости было на

40 — 100 кг/см выше пластового. Например, до плотности 1,20 г/смз полимерный раствор без твердой фазы может быть приготовлен на основе пластовой минерализованной воды, либо на основе пресной (технической воды с добавкой хлористого натрия NaC1).

Плотности до 1,40 г/смз можно достичь добавками хлористого кальция, плотности до 1,70 г/смз — добавками хлористого цинка или бромистого кальция. Если с помощью утяжеления полимерного раствора солями не удается достичь необходимого перепада давления на продуктивный пласт (например, на месторождениях с высокими пластовыми давлениями), то вскрытие пласта осушествляют с применением превентора, установленного на кондукторе, как показано на чертеже.

При этом до кровли продуктивного пласта 1 бурение производят с промывкой водой или полимерным раствором с низкой плотностью и при полностью открытом превенторе 2. Перед вскрытием продуктивного пласта производят утяжеление полимерного раствора солями до максимально возможной плотности. Далее спускают бурильный инструмент с долотом 3 на забой скважины, включают насос, прокачивают промывочную жидкость по бурильной колонне 4 и затрубному пространству 5 и начинают долбление с частично закрытыми плашками 6 превентора 2. Тем самым создают недостающий перепад давления на продуктивный пласт (в пределах 40 — 100 кг/см ) в результате дополнительного сопротивления

1070296 выходя шему по за трубному пространству полимерному раствору. После завершения долбления превентор полностью открывают, производят подъем инструмента, смену долота и вновь спускают инструмент. Новое долбление производят опять с частично перекрытым превентором.

В табл. 1 приведены результаты экспериментальных исследований по определению коэффициента восстановления первоначальной проницаемости естественных песчаников 10 и глубины проникновения фильтра с помощью установки УИПК вЂ” 1М с использованием минерализованных полимерных растворов без твердой фазы при различных перепадах давления на керн (песчаник угленосной свиты) .

Как следует из данных табл. 1 фильтрация полимерной промывочной жидкости (состав:ПАА 0,3 /p, хлористый натрий 25 /р, вода остальное) при перепадах давления ниже заявляемых пределов (опыты — 1 — 3) приводят к значительной глубине проникновения ее в керн, в результате чего первоначальная проницаемость керна восстанавливается лишь на 53 — 68 /р. Фильтрация той же промывочной жидкости при перепадах давления 40 — 100 кг/см (опыты 4 — 7) позволяет предотвратить проникновение жидкости в керн (она проникает лишь на глубину 5—

10 мм), в результате чего проницаемость восстанавливается на 88 — 97 /р.

Как следует из данных лабораторных исследований водоотдача полимерного раствора без твердой фазы и толщина фильтрационной полимерной пленки при перепадах давления 40 — 100 кг/см значительно меньше, чем при перепадах давления ниже 40 кг/см .

В условиях низких пластовых давлений (ниже гидростатического) проведены промысловые испытания способа при вскрытии продуктивных пластов в 5 скважинах с использованием минерализованных полимерных растворов без твердой фазы. Раствор готовился из пластовой минерал изован ной воды с добавкой 0,2 — 0,4 /< негидролизованного полиакриламида (ПАА) . Параметры растворов: плотность 1,15 — 1,18 г/см з, условная вязкость 30 — 40 с, водоотдача 20 — 25 смз

В табл. 2 приведены сравнительные данные по вскрытию продуктивных пластов по изобретению (скважины Хе 1392а, Хо 6960, Ме 1127) и по базовому способу, т.е. по вскрытию пласта качественным глинистым раствором (скважины Хо 1421, 1943, 1389).

Каждая сравниваемая пара скважин бурилась в идентичных условиях с использованием одной и той же технологии вскрытия пласта, типа долот и т.д. Все скважины пробурены на угленоску, мощность продуктивных пластов сравниваемых пар скважин одинакова.

Как следует из результатов испытаний, приведенных в таблице 2, коэффициент продуктивHîñòè скважин, определенный после

0,5 годичной эксплуатации, свидетельствует о том, что в скважинах законченных по настоящему способу он в 2 — 4,6 раза выше, чем в скважинах, законченных по базовому способу. Сроки освоения скважин в первом случае также значительно меньше, чем во втором. Все это свидетельствует об отсутствии проникновения фильтрата раствора в продуктивный пласт в скважинах, вскрытых по предлагаемому способу. Об этом же говорит тот факт, что замеры удельного электрического сопротивления продуктивных пластов в том и другом случае практически одинаковы, хотя собственное удельное электрическое сопротивление полимерной промывочной жидкости было сушественно меньше (0,06 — 0,08 Ом-м), чем у глинистого раствора (1,02 — 2,8 Ом-м).

Следует отметить также значительное увеличение скоростей бурения при вскрытии продуктивных пластов по предлагаемому способу (с использованием полимерной промывочной жидкости) по сравнению с базовым способом (с использованием качественного глинистого раствора). Например, механическая скорость бурения возросла в

4 — 7 раза, при увеличении проходки на долото на 20 — 25 /.

1070296 о с

o o o о со е

%1 о о о с-1 (Р 1 (Ч с-1 LD Л CO СО

Ю W lA

Ь о о о сЧ О со

Ъ \ о со о

% 1

o o o

EO CO г1 с1

О1 сЧ с-( LO Г EO с о о о сч о с М LO LA

CO

Ch Ch

o o о сч т1 с-1 о

Г ) CO

CO Г с

o o

Г CO

1070296

Таблн а2

Р скважи ны

1392@

1-2

Полимерная промывочная жидкость

0,06

1421

Глини стый раствор

5-6

2,8

6960

Полимерная промывочная жидкость

1-2

0,08

1943

Глинистый раствор

1,02

1127

Полимерная промывочная жидкость

1-2

0,08

1389

Глинистый раствор

3-4

1,8

Продолжение таблицы 2

Р скважи ны

0,45

10,0

1392m 3,0

13,0

1421

0,12

5,0

16,0

11,0

6960

8,0

0,39

5,0

13,0

1943

0,13

5,0

14,1

9,1

1127

0,57

12,2

5,2

7,0

1389

15,6

7,8

0,29

ВНИИПИ Заказ 129! /33 Тираж 669 Подлисное

Филиал ППП «Патент», г. Ужгород, ул. Проектная, 4

Ти промывочной жидкости для вскрытия продуктивного пласта

Толщина фильтра ционной корки, мм

Удельное электрическое сопротивление промывочной жидкости Ом м

Удельное электрическое сопротивление продуктивного пласта

Ом:м