Геологічні основи розкриття продуктивних пластів (стр. 3 из 5)
. (3.2)Віднімаючи від формули (3.1) формулу (3.2), одержимо вираз для визначення додаткового перепаду тиску, який необхідний для підтримки незмінної швидкості фільтрації Q після забруднення пристовбурної зони:
. (3.3)Величину
, (3.4)свердловина колектор пласт забруднення
де
— скін ефект.Із формули (3.4) видно, що величина скін-ефекта може бути як додатньою, так і від'ємною. Якщо
, це означає, що під впливом промивної рідини колекторські властивості пристовбурної зони погіршились. Якщо 
, проникність пристовбурної зони покращилась в порівняні з проникністю тієї частини пласта, в яку промивна рідина не проникла. При розробці рецептури промивної рідини для розкриття продуктивного пласта важливо правильно оцінити можливу ступінь впливу її на колекторські властивості. Один із способів такої оцінки полягає в тому, що в лабораторії вимірюють проникність зразків колектора для нафти (газу) до забруднення (К) і після забруднення (Кз); напрям руху фільтрату промивної рідини через зразок при забрудненій протилежно напрямку фільтрації нафти при визначенні проникності, величину відношення нафтопроникності зразку після забруднення і до забруднення називають коефіцієнтом відновлення проникності (Квід). Чим менший коефіцієнт відновлення проникності, тим сильніша забруднююча дія промивної рідини на колекторські властивості пористого середовища.3.3 Порядок виконання роботи
1. Визначити скін-ефект за даними попередньої роботи для свого варіанту.
2. Згідно з вихідними даними (таблиця 3.1) визначити коефіцієнт відновлення проникності.
3. Виходячи із аналізу одержаних результатів і таблиці 3.2, зробити висновки про забруднення привибійної зони продуктивного пласта і забруднюючі дії різних промивних рідин.
Таблиця 3.1 — Вихідні дані для визначення коефіцієнта відновлення
| Порода | Початкова проникність, МКм2 | Проникність після забруднення, МКм2 | Вид промивної рідини | Коефіцієнт відновлення, Квід |
| Глинистий пісковик | 0,60 | 0,35 | Прісна вода | |
| Глинистий пісковик | 0,47 | 0,20 | Прісна вода | |
| Пісковик | 1,2 | 0,67 | Пластова вода | |
| Пісковик | 1,8 | 0,67 | Пластова вода | |
| Глинистий пісковик | 1,1 | 0,70 | 1% розчин NaCl | |
| Глинистий пісковик | 1,0 | 0,80 | 1% розчин NaCl |
Таблиця 3.2 — Коефіцієнти відновлення проникності
| Вид промивної рідини | Коефіцієнт відновлення проникності |
| Водопровідна вода | 0,60 |
| Глинистий розчин | 0,72 |
| Глинистий розчин оброблений УЩР | 0,47 |
| Глинистий розчин оброблений КМУ | 0,62 |
| Глинистий розчин на нафтовій основі | 1,00 |
3.4 Контрольні запитання:
1. Як діють різні промивні рідини на привибійну зону пласта колектора?
2. Що таке проникність?
3. Що таке скін-ефект?
3.5 Література
Е.М.Соловьев. Заканчивание скважин. — М.: Недра, 1979.
Лабораторна робота №4
ВИЗНАЧЕННЯ ГУСТИНИ ПРОМИВНОЇ РІДИНИ ПРИ РОЗКРИТТІ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА НА РІВНОВАЗІ ТИСКІВ
4.1 Мета роботи
визначення і закріплення знань методики розрахунку густини промивної рідини для розкриття продуктивного пласта при рівновазі тисків: пластового і промивної рідини.
4.2 Основні теоретичні положення
При бурінні глибоких свердловин (до 5000 м і нижче), продуктивні горизонти в більшості випадків розкриваються з репресіями на пласти. Нам уже відомі наслідки неякісного розкриття нафтогазоносних горизонтів з перевищенням гідростатичного тиску над пластовим, особливо на родовищах з АВПТ, де використовуються обважнені промивні рідини.
Вказаний фактор має місце при бурінні на розвідувальних площах Передкарпатського прогину Рожнятів, Космач-Покутський, Ольховка та ін., де при розкритті нафтоносних пластів використовувався обважнений буровий розчин густиною
кг/м3. Репресія на пласти при цьому досягала 15-20 МПа. Внаслідок чого при хорошій геофізичній характеристиці пластів-колекторів одержані дуже малі припливи нафти. При бурінні свердловин в таких умовах в результаті повної або часткової втрати гідродинамічного зв’язку пластів з свердловиною має місце невиявлення нафтогазоносних пластів при випробуванні їх на приплив, втрати на довгий час потенційних робочих дебітів.В.Д.Зільберман вказує, що на основні знання закономірності розподілу пластових тисків в покладах при вмілому маневруванні нашими можливостями можна покращити якість розкриття пластів. Так, регулюванням глибини установки башмаків і проміжних колон в продуктивному розрізі, можна регулювати величину репресії на пласти.
Обмеження величини репресії густини промивної рідини на пласти дозволить підвищити ефективність геофізичних робіт і газового каротажу. При розкритті розрізу з великими репресіями на продуктивні пласти проходить витіснення газу від стінок свердловини. У промивну рідину попадає тільки незначна частина газу і на кривій газопоказання фіксуються тільки значення, які не перевищують фонових значень. У даному випадку пласти з кращими колекторськими властивостями будуть задавлені і заглинизовані, а малопористі з низькими фільтраційними властивостями не будуть задавлені, що викличе підвищене розгазування розчину і появу пік на газокаротажних діаграмах. Внаслідок дифузії газу на промивну рідину низькопроникні пласти будуть відбиватись на діаграмах у вигляді зон з підвищеною газоносністю. На думку К.А.Анілієва, гідродинамічні процеси, які викликають викиди, поглинання промивної рідини, прилипання інструменту до стінок свердловин, обвали глин та інші ускладнення, проходять тим активніше, чим більша дисгармонія між градієнтами.
Найраціональніше буріння “на балансовій рівновазі” між тиском флюїдів в порах і гідростатичним тиском промивної рідини в свердловині.
За даними ЦНДЛ об’єднання “Укрнафта” при бурінні свердловин тиск промивної рідини повинен перевищувати не більш ніж на 8-10% пластовий тиск. К.А.Анілієв, роблячи посилання на досвід буріння свердловин США, рекомендує цю величину підтримувати в межах 0-3,5 МПа. У такому випадку при своєчасно виявленому моменті входження в зону з АВПТ і при вірній оцінці величини тиску з'являється можливість безаварійного буріння свердловини. Є можливість здійснювати контроль за пластовим тиском в процесі буріння свердловини і проводити її на мінімально необхідній густині промивної рідини.
Таблиця 4.1 — Вихідні дані
| Н, м |  , кг/м3 | п, Ом*м | Н, м | , кг/м3 | п, Ом*м |
| 1000 | 2400 | 5 | 1500 | 2450 | 6,8 |
| 1100 | 2420 | 5,2 | 1550 | 2470 | 7,0 |
| 1150 | 2430 | 5,4 | 1600 | 2480 | 7,2 |
| 1200 | 2435 | 5,7 | 1670 | 2480 | 7,4 |
| 1230 | 2440 | 5,9 | 1700 | 2490 | 7,6 |
| 1300 | 2450 | 6,0 | 1750 | 2500 | 7,9 |
| 1350 | 2460 | 6,0 | 1800 | 2510 | 8,1 |
| 1380 | 2470 | 6,5 | 1830 | 2520 | 8,3 |
| 1400 | 2480 | 6,8 | 1900 | 2530 | 8,5 |
| 1450 | 2510 | 7,2 | 1940 | 2540 | 8,6 |
| 1470 | 2510 | 7,8 | 1980 | 2540 | 8,9 |
| 1500 | 2515 | 7,9 | 2050 | 2550 | 9,2 |
| 1550 | 2520 | 8,1 | 2100 | 2560 | 9,5 |
| 1570 | 2530 | 8,4 | 2140 | 2570 | 9,8 |
| 1600 | 2540 | 8,8 | 2180 | 2580 | 9,0 |
| 1650 | 2470 | 7,1 | 2200 | 2520 | 8,2 |
| 1700 | 2460 | 6,5 | 2240 | 2510 | 8,0 |
| 1740 | 2450 | 5,0 | 2270 | 2500 | 6,0 |
| 1800 | 2440 | 5,0 | 2300 | 2490 | 5,2 |
| 1850 | 2430 | 4,8 | 2325 | 2490 | 5,2 |
| 1880 | 2420 | 3,8 | 2380 | 2480 | 4,4 |
| 1900 | 2420 | 3,2 | 2400 | 2480 | 4,4 |
| 1950 | 2420 | 3,2 | 2450 | 2480 | 4,1 |
| 2000 | 2420 | 3,2 | 2500 | 2480 | 4,1 |
Таблиця 4.2 — Результати підрахунку
| Варіанти | Н, м | Ра, МПа |
| 1 | 1850 | |
| 2 | 1900 | |
| 3 | 2000 | |
| 4 | 2400 | |
| 5 | 2500 |
Рисунок 4.1 — Графік змін густини води (а) і аргілітів (б) з глибиною для внутрішньої зони Передкарпатського прогину
4.3 Порядок виконання роботи
1. Будуються графіки зміни густини глинистих пластів з глибиною (електрич-ного опору та ін.).
2. За графіками встановлюється інтервал нормальної зміни параметрів глин з глибиною і виділяються зони аномального пластового тиску.
3. Для глибини розрахунку (Н) порового тиску знаходиться еквівалентна глибина (Не), на якій глини мають таку ж величину параметру, як і на глибині (Н), тобто, скелет породи має на глибині Н і Не однакову ефективну напругу і характеризується однаковою ефективною густиною.