Выбор варианта заканчивания горизонтальных скважин определяется типом пластов, их однородностью, прочностью, характером флюидов и др. Поэтому основная задача (и основная трудность) состоит в получении этих данных.
В зарубежной практике опробованы различные варианты заканчивания горизонтальных скважин с использованием перфорированной потайной колонны: горизонтальный дренирующий участок не обсажен; потайная колонна полностью зацементирована; предварительно перфорированная потайная колонна частично зацементирована или оснащена внешними па-керами.
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, пересечении нескольких 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 стимулировать
выбираемую зону, изолировать зону, заполненную водой или газом из га
зовой шапки. Цементирование не исключается при наличии пакеров.
2. В случае необходимости проведения гидроразрыва хвостовик це
ментируется (в том числе при наличии специальных пакеров). Цементиро
вание (с пакерами или без них) может быть необходимо для изоляции
верхней части пласта (горизонтальное напластование), в который нежела
тельно поступление газа из газовой шапки (или поступает верхняя вода).
При изоляции газовой шапки рекомендуется частичное цементирование
горизонтального участка; при гидроразрыве пласта требуется цементиро
вать 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 ство-
лом скважины. Такое требование оправдывается тем, что вскрытие (образование дренажного канала) пласта проводится на значительном участке, и, следовательно, загрязнение пласта тоже может быть весьма существенным.
В зарубежной практике (в 2000 г. в США 40 % нефти и газа планируется добывать с использованием горизонтальных скважин) обычно заканчивают скважины традиционным способом с использованием жидкостей глушения, которые нередко ухудшают коллекторские свойства пласта в приствольной зоне. Применяют также сбалансированное бурение, однако операции в несбалансированных условиях имеют, как считают, ряд преимуществ. Основная цель таких операций — защита продуктивных пластов от загрязнения скважинными жидкостями во время бурения и заканчива-ния скважин. Вторичная цель — предупреждение чрезмерных потерь таких жидкостей в пласт. Эта технология предполагает ряд специальных мер, которые будут рассмотрены ниже.
В США большое внимание уделяется сохранению коллекторских свойств продуктивных пластов при их вскрытии. Решающее значение при этом имеет выбор бурового раствора при заканчивании скважин. Приготовляют специальные буровые растворы для вскрытия продуктивного пласта, при цементировании, перфорации, возбуждении притока, а также для создания столба жидкости над пакером и перед ним.
Специальные буровые растворы делят на две большие группы:
1. Жидкости, не созданные специально для заканчивания скважин, но
применяемые в процессе этих работ ввиду соответствия свойств той или
иной жидкости требованиям, предъявляемым к определенной операции,
или вследствие доведения этих свойств до требуемого уровня специальной
обработкой.
2. Жидкости, специально созданные для заканчивания скважин, в ча
стности, для конкретного вида работ. Они имеют низкую водоотдачу. Ком
поненты таких жидкостей либо растворимы в нефти, кислоте, воде, либо
способны биологически разлагаться (любое загрязнение в результате их
применения может быть устранено). Сюда могут быть отнесены рассолы со
специальной системой утяжеления или со специально подобранными на
полнителями, выполняющими в процессе заканчивания скважин опреде
ленные функции, а также меловые эмульсии и стабильные пены.
Углеводородные растворы нашли широкое применение в практике заканчивания скважин и обеспечивают их максимальную естественную производительность. Наибольший интерес среди этих растворов представляют растворы на нефтяной основе (РНО), в которых в качестве дисперсной среды используется нефть и которые в качестве фазы могут содержать воду. Из РНО нашли применение два различных типа растворов: собственно растворы на нефтяной основе и обращенные эмульсии. У обоих в качестве дисперсной фазы используется нефть и содержится некоторое количество воды в качестве обращенной 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 вводятся модифицированные глины. Обращенные эмульсии имеют нулевую статическую водоотдачу: динамическая водоотдача при Ар = 70 МПа составляет 7 — 10 м3. При обратном отмыве керна качественные эмульсионные растворы обеспечивают 90 —98%-ный возврат к перво-
начальной скорости фильтрации. В растворах на нефтяной основе может содержаться до 20 % воды. Для поддержания фильтрационных и реологических свойств в этих растворах используются материалы, имеющие коллоидные размеры (окисленный на воздухе битум).
Широкие возможности для применения в области вскрытия пластов имеют меловые эмульсии. Эмульсии готовят на основе нефти, а стабилизация ее достигается с помощью тонко измельченного мела. Меловые эмульсии легко растворяются в кислоте, имеют малую водоотдачу. Они применяются при вскрытии карбонатных пластов (в которых почти всегда проводятся кислотные обработки), для разбуривания водовосприимчивых песчаников и т.д.
В США при заканчивании скважин для вскрытия продуктивных горизонтов с низким пластовым давлением широко применяют пены.
Обратите внимание: