анализ качества вскрытия продуктивных пластов. Анализ качества вскрытия продуктивных пластов скважинами с горизонтальным окончанием
 Скачать 22.2 Kb.
|
|
АНАЛИЗ КАЧЕСТВА ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ СКВАЖИНАМИ С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ Основным показателем качества вскрытия продуктивных пластов в процессе бурения является максимальное сохранение их коллекторских свойств. К настоящему времени в решении этой задачи накоплен большой опыт, однако многообразие горно-геологических особенностей строительства скважин не позволяет создать универсальную технологию вскрытия пластов. Поэтому возникает необходимость в совершенствовании техники и технологии вскрытия пород коллекторов нефти и газа. Особенно актуальной является проблема качества строительства скважин с горизонтальным окончанием, в связи с тем что понятие качества работ в бурении и при их заканчивании до сих пор четко не определено [1–3]. Успешное решение проблемы оценки качества требует комплексного подхода, то есть реализации широкого комплекса организационных, экономических и технических мероприятий, которые могут быть четко сформулированы только на основании фактических данных комплексных исследований воздействия различных факторов на качество вскрытия пласта. В данной статье представлены результаты исследования, проведенного с целью оценки влияния факторов, связанных с бурением и освоением скважин с горизонтальными окончаниями, их ранжирования и построения модели, описывающей качество вскрытия продуктивных пластов такими скважинами. Исследование было проведено по данным двадцати скважин с горизонтальным окончанием Уватского проекта. Эти скважины имеют схожую конструкцию (табл. 1), пробурены при одинаковом материально-техническом обеспечении, в идентичных геологических условиях. Это дает возможность сопоставить и проанализировать параметры, которые обычно не привлекают внимания исследователей, например продолжительность цикла бурения и освоения и т. д. Таблица 1 Конструкция скважины
Скважины вскрывают продуктивные пласты верхнетюменской подсвиты со средней глубиной залегания 2 454–2 519 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная мощность составляет 4,1 м. Анализ керна показывает, что пласты сложены кварц-полевошпатовыми песчаниками темно-коричневого цвета, плохо отсортированными, мелко-среднезернистыми, глинистыми, слабосцементированными. Конструкция эксплуатационного забоя включала хвостовик-фильтр, скомплектованный из обсадных труб диаметром 114 мм и фильтров типа ФСЭЛО, закрепленный в скважине с помощью подвески ПХН с перекрытием эксплуатационной колонны не менее чем на 70 м. Хвостовик не цементируется. Для сохранения фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта его вскрытие бурением проводилось на безглинистой буровой промывочной жидкости, которая готовилась на пресной воде (или рассоле), с добавлением закупоривающих частиц карбоната кальция и термостабильных полимеров. После спуска хвостовика полимерный раствор в скважинах замещался на солевой. На всех исследуемых скважинах при строительстве горизонтального участка отсутствовали какие-либо аварии и осложнения. Интенсификация притока в выбранных для исследования скважинах не производилась. С момента первичного вскрытия продуктивный пласт находился в контакте с раствором, наполняющим скважину, что позволяет рассматривать временной фактор при оценке качества вскрытия пласта. На первом этапе анализа качества вскрытия продуктивного пласта было отобрано множество факторных признаков, потенциально влияющих на дебит скважины. По полученным результатам из выборки были исключены факторы, значения которых не меняются для всех исследуемых скважин (например, параметры буровой промывочной жидкости). В результате при разработке регрессионной модели были учтены следующие факторные признаки: подача буровых насосов; максимальная и средняя скорости бурения горизонтального участка скважины; скорость спуска обсадной колонны; зенитный угол вхождения в горизонтальный участок скважины; продолжительность бурения горизонтального участка; время ожидания ввода скважины в эксплуатацию; общее время контакта скважины с буровой технологической жидкостью. В качестве результативного признака рассматривается дебит скважины. Тем не менее при различных длинах фильтра показатель дебита в т/сут не отражает продуктивности относительно длины вскрытого интервала. Поскольку длины хвостовиков и фильтров в компоновке хвостовиков различны, скважины были ранжированы по величине дебита на 1 погонный метр фильтра (т/сут/м). Известно, что основная зона притока (1/3 перфорированной длины) приходится на начало вскрытого интервала [3]. Этот факт указывает на то, что удельный дебит также не является точным показателем продуктивности отдельных участков хвостовика, но пропорциональность общей длины перфорированного интервала горизонтальной секции и дебита в идеальных условиях должна сохраняться. Анализ данных по исследуемым скважинам показывает, что длина вскрытого скважиной участка продуктивного пласта не гарантирует увеличения дебита скважины. С учетом подобия геологических условий и идентичности конструкции скважин можно предположить, что на значение удельного дебита оказывает влияние технология первичного вскрытия пласта, то есть показатели, которые первоначально были определены как факторные признаки. Для определения факторных признаков, влияющих на удельный дебит скважины, был произведен корреляционно-регрессионный анализ, в ходе которого из всего многообразия факторных признаков отбирались статистически значимые. В результате проведенного анализа статистически значимая зависимость между единичными признаками и удельным дебитом не была обнаружена, однако была выявлена множественная корреляция на удельный дебит. Модель множественной корреляции позволяет численно определить одновременное воздействие на результативный фактор нескольких факторных признаков. При ее использовании эти факторы могут быть не только определены, но и ранжированы в зависимости от степени их влияния. Список литературы 1. Теория и практика заканчивания скважин. В 5 т. / А. И. Булатов [и др.]; под ред. А. И. Булатова. – М.: Недра, 1998. – Т. 5. – 375 с. 2. Александров И. Е. Разработка и внедрение технологических жидкостей для бурения, первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов юрских отложений на месторождениях Западной Сибири: Автореф. дис. канд. техн. наук. – Краснодар, 2007. – 27 с. 3. Гайдуков Л. А., Михайлов Н. Н. Производительность горизонтальных скважин в техногенно-измененных неоднородных пластах // Экспозиция Нефть Газ, 2010. – № 2. – С. 19–25. 4. Карев В. И. Влияние напряженно-деформированного состояния горных пород на фильтрационный процесс и дебит скважин: Автореф. дис. канд. техн. наук. – СПб, 2010. – 34 с. |