Способ бурения скважин

 

Изобретение относится к технике бурения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин и может быть использовано при вскрытии неустойчивых пластичных пластов , контактирующих с продуктивными. Изобретение позволяет повысить устойчивость ствола и повысить коэффициент продуктивности скважины при бурении в территориальных коллекторах, за счет разгрузки в процессе бурения пласта (глинистого) перекрывающего и/или подстилающего продуктивный пласт, путем подбора плотности и рецептуры промывочной жидкости. Для этого на основе кавернометрии максимально предельные размеры каверн глинистого пласта ограничивают размерами, определенными из соотношения 6Кв d™ + а/Опс где dice диаметр ствола скважины против глинистого пласта, контактирующего с продуктивным , м; drm диаметр ствола скважины против продуктивного пласта, м; апс относительная аномалия ПС продуктивного пласта , а и b - эмпирические коэффициенты, определяемые по результатам бурения и испытания ряда разведочных скважин нефтегазоносного района из условия предотвращения разрыва пласта промывочной жидкостью или цементным раствором. 2 ил., 2 табл. Ё

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (я)5 Е 21 В 21/08

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

i (21) 4703404/03 (22) 09.06.89 (46) 30.09.91. Бюл. М 36 (71) Западно-Сибирский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт технологии глубокого разведочного бурения (72) В.С. Войтенко, О.Б. Качалов, А.М. Киреев и Б.В. Никулин (53) 622.243,44(088.8) (56) Закачивание скважин за рубежом. Бурение газовых и газоконденсатных скважин, Обзорная информация. M., 1982, N 3.

Авторское свидетельство СССР

М 1199895, кл. Е 21 В 21/08, 1983. (54) СПОСОБ БУРЕНИЯ СКВАЖИН (57) Изобретение относится к технике бурения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин и может быть использовано при вскрытии неустойчивых пластичных пластов, контактирующих с продуктивными.

Изобретение позволяет повысить устойчивость ствола и повысить коэффициент проИзобретение относится к горной промышленности, а именно к бурению нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, и может быть использовано при вскрытии неустойчивых пластичных пластов, контактирующих с продуктивными. °

Цель изобретения — повышение устойчивости ствола и повышение коэффициента продуктивности скважины при бурении в терригонных коллекторах, На фиг. 1 показан график зависимости коэффициента продуктивности r от параметра коллекторских свойств; на фиг. 2— график зависимости степени разгрузки пла, ЬЫ 1680943 А1 дуктивности скважины при бурении в территориальных коллекторах, за счет разгрузки в процессе бурения пласта (глинистого), перекрывающего и/или подстилающего продуктивный пласт, путем подбора плотности и рецептуры промывочной жидкости. Для этого на основе кавернометрии максимально предельные размеры каверн глинистого пласта ограничивают размерами, определенныМИ ИЗ СООТНОШЕНИЯ dKg = Опл + а/CCc . ГДЕ

dK8 — диаметр ствола скважины против глинистого пласта, контактирующего с продуктивным, м; бпл — диаметр ствола скважины против продуктивного пласта, м; апс — относительная аномалия ПС продуктивного пласта, а и b — эмпирические коэффициенты, определяемые по результатам бурения и испытания ряда разведочных скважин нефтегазоносного района из условия предотвращения разрыва пласта промывочной жидкостью или цементным раствором. 2 ил., 2 табл. ста (dKB — бпл) от относительной аномалии ПС для объектов с продуктивностью более 707; Ф от потенциальной. Од

Подбор плотности и рецептуры производят из условия, чтобы максимальный размер каверн в глинистом пласте был ограничен размером, определенным по соотношению !

I а

dKe = опл+

% с где dKa — диаметр ствола скважины против глинистого пласта, контактирующего с продуктивным, м;

1680943 дпл — диаметр ствола скважины против продуктивного пласта,м, апс — относительная аномалия ПС продуктивного пласта; а и b — эмпирические коэффициенты, 5 определяемые по результатам бурения и испытания ряда разведочных скважин нефтегазоносного района из условия предотвращения разрыва пласта промывочной жидкостью или цементным раствором. l0

При размерах каверн, меньших определенных по приведенному соотношению, ограничивается степень разгрузки пласта и предотвращается снижение проницаемости призабойной зоны, так как не создаются 15 условия для гидравлического разрыва продуктивного пласта и его загрязнения в процессе бурения или крепления скважины.

Подбор плотности и рецептуры промывочной жидкости проводится на основе те- 20 ории планирования эксперимента, при этом в качестве целевой функции принимается параметр разгрузки пласта P = d s — дпл, где дк, — диаметр ствола скважины против пласта, например глинистого, контактирующе- 25 го с продуктивным. м; дпл — диаметр ствола скважины против продуктивного пласта, м; а в качестве влияющих факторов — плотность промывочной жидкости, количество различных химических реагентов, входящих 30 в состав промывочной жидкости, Подбор промывочной жидкости методом планирования эксперимента необходим для сокращения числа экспериментов и их постановки во всех.-частях исследуемого 35 факторного пространства.

После проведения экспериментов, т,е. бурения и испытания скважин, в данном нефтегазоносном районе строится зависимость коэффициента продуктивности неф- 40 тяных скважин от параметра коллекторских свойств апс h3, где йп, — относительная аномалия ПС;

h> — эффективная толщина пласта, выделенная по микрозондам, м. 45

Верхняя граничная кривая, отгибающая все экспериментальные точки, принимается за потенциальный коэффициент продуктивности нефтяных скважин для пластов в данном нефтегазоносном районе. 50

Из всех экспериментальных точек выбирают только те, которые имеют коэффициенты продуктивности,.составляющие более

707, от потенциального значения, Используя данные кавернометрии по 55 этим точкам строят зависимость а дкв = дпл + в по которой находят эмпирические коэффи-, циенты а и Ь, Далее бурение остальных скважин, имеющих аналогичные горно-геологические условия, проводят при условии ограничения размеров каверн пласта, контактирующего с продуктивным пластом. В качестве допустимой верхней границы размера каверн принимают размер, определенный из найденного соотношения.

Пример. В нефтегазоносной области проводят бурение и испытание ряда разведочных нефтяных скважин, глубина которых от 2700 до 3100 м.

Матрица планирования 2 эксперимента приведена в табл. 1.

В данном случае при планировании использована 1/4 реплика от полного факторного эксперимента 2 .

В табл. 2 приведены уровни факторов и интервалы варьирования.

На основании обработки экспериментальных данных получено: а = 0,01; Ь = 0,6.

Последующее бурение трех скважин с рецептурой промывочной жидкости, ограничивающей размеры каверн пласта (глинистого), контактирующего с продуктивным пластом, размерами, определенными из соотношения

0,01 дкв = дпл+ — а0,6 показало увеличение (в 3-4 раза) коэффициента продуктивности скважин, Формула изобретения

Способ бурения скважин, включающий подбор плотности и рецептуры промывочной жидкости и проведение геофизических исследований, отличающийся тем, что, с целью повышения устойчивости ствола и повышения коэффициента продуктивности скважины при бурении в терригенных коллекторах, подбор плотности и рецептуры промывочной жидкости осуществляют с учетом предельно допустимых размеров каверн пласта, перекрывающего и/или подстилающего продуктивный пласт, определенных иэ соотношения а дкв - дпл+ пс где дкв — диаметр ствола скважины против пласта, контактирующего с продуктивным пластом, м;

dnn — диаметр ствола скважины против продуктивности пласта,м; апс — относительная аномалия ПС продуктивности пласта;

1680943

Таблица 1

Таблица 2 а и Ь вЂ” эмпирические коэффициенты, определяемые по результатам бурения и испытания ряда разведочных скважин нефтеI ю /сдт юдам

20 газоносного района из условия предотвращения разрыва пласта промывочной жидкостью или цементным раствором, 2

Уаг. 1

1680943 (18-

f 0 па

Составитель А.Меньшиков

Техред М,Моргентал Корректор С,Черни

Редактор С.Лисина

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101

Заказ 3294 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб.. 4/5