І ВИПРОБУВАННЯ ПРОДУКТИВНИХ ГОРИЗОНТІВ

Ускладнення під час буріння свердловин можуть бути по­в'язані з геологічними і технічними причинами.

Геологічні ускладнення. 1. Поглинання промивальної рідини, які пере­важно відбуваються в процесі буріння в тріщинуватих, кавернозних або сильно пористих породах за умови, що пластовий тиск в породах менший за тиск стовпа промивальної рідини у свердловині. Характер поглинання може бути різним: від слабкого в крупнозернистих або тонкотріщинуватих пластах з низьким пластовим тиском до катастрофічного, коли вихід про­мивальної рідини на поверхню із свердловини в процесі буріння повністю не відсутній, а в породах спостерігається наявність великих каверн і роз­критих тріщин.

2. Обвали і осипання порід у свердловині, які виникають в інтервалах,
складених пластичними глинами, глинистими сланцями (здатними до на­
бухання під дією водяної основи промивальної рідини) або крихкими пі­
сковиками та пісками. Глини і глинисті сланці, що обвалюються, злипа­
ються між собою, розбухають під дією води і утворюють сальники на до­
лоті та пробки у свердловині, товщина яких досягає інколи декількох де­
сятків метрів.

Для попередження обвалів використовують промивальні рідини з міні­мальною водовіддачею і підвищеною густиною. Інколи ці інтервали обса­джують і цементують після їх розкриття.

3. При розкритті нафтогазоносних пластів обвали і осипання порід ду­
же часто призводять до прихоплень доліт і бурових труб у свердловинах,
що спонукає до ліквідації їх за технічними причинами. У разі надходження
у промивальну рідину значної кількості нафти або газу в цих інтервалах
знижується тиск на вибій, що може спричинити викид і відкрите фонтану­
вання свердловини. Це засвідчує розкриття високонапірних пористих плас-

тів, насичених одним із вихідних флюїдів. Для попередження викидів під час розкриття зон газонафтопроявів, а також водопроявів потрібно підви­щити масу промивальної рідини до величини, за якої тиск на вибої сверд­ловини має перевищувати пластовий. Для збільшення густини промиваль­ної рідини використовують барит, гематит та інші обважнювачі.

Технічні ускладнення.Вони пов'язані переважно з порушенням основ­них положень режиму буріння свердловин: невідповідністю швидкості буріння, встановленої для конкретного геологічного розрізу; перевищен­ням тиску на долото, внаслідок чого виникають поломки бурильного інст­рументу; перевищенням швидкості спускання бурильного інструменту, що призводить до удару нижньої частини бурильного інструменту на уступах в свердловині, коли над щільними породами розмиваються м'які породи, а також обвалюються або осипаються нестійкі породи. Тоді колона буриль­них труб затримується, навіть вигинається і набирає вигляду "македонів", за образним виразом нафтовиків.

Крім того, до суто технічних причин ускладнення і навіть аварій слід віднести порушення норм поведінки буровиків на бурових, наприклад: за­лишання металевих предметів на бурових містках, у колисці верхового ро­бочого, що призводить до падіння цих предметів (плашок, кувалд, метале­вих "сухарів" тощо) у свердловину і заклинювання бурильного інструмен­ту, тобто до аварії.

Проте основна причина технічних ускладнень при бурінні свердло­вин — неврахування геологічних особливостей району, де проводяться бу­рові роботи, що зумовлює затягування та "мертві" прихвати бурильного інструменту, коли внаслідок осипань або обвалів порід стає неможливим звільнити бурильний інструмент із свердловини. У такому разі доводиться здійснювати повторне буріння свердловини, тобто бурити знову від нуля до проектної глибини.

Велика кількість ускладнень відбувається в процесі розробки продук­тивних нафтогазоносних горизонтів, причому ці ускладнення істотно впли­вають на точність оцінки продуктивних горизонтів.

Аналіз стану розкриття нафтових і газових пластів на розвідувальних і експлуатаційних площах, систематичні дослідження впливу різних бурових розчинів на проникність пористого середовища, які достатньою мірою проведені в Україні та за кордоном, дають змогу дійти висновку, що про­дуктивні пласти розкривають бурінням, переважно не враховуючи геолого-фізичні особливості колектору та фізико-хімічної характеристики рідин, які його насичують. Це призводить до технічних ускладнень, які потребу­ють тривалого часу для їх ліквідації.

Слід використовувати такі методи розкриття і випробування перспек­тивних ділянок розрізу, які б забезпечили збереження природного стану колектору та, як наслідок, достатню надійність результатів випробування. Для оцінки загальних та видобувних запасів нафти і газу можна викори­стовувати лише ці дані, що відображують фактичний стан колектору. Не­достатнє врахування геолого-фізичних властивостей колектору і фізико-хі­мічної характеристики рідин, що його насичують, у процесі розкриття бу­рінням може призвести до хибних висновків щодо нафтогазонасиченості

об'єкта і навіть до того, що деякі продуктивні горизонти можуть бути не виділені.

У нафтопромисловій практиці були випадки, коли із свердловин з доб­рими ознаками нафтогазоносності, які були встановлені в процесі розві­дувального буріння, після вводу цих свердловин в експлуатацію не було одержано або одержано дуже слабкий приплив нафти або газу.

Значною мірою на це все негативно впливає глибина проникнення промивальної рідини або її фільтрату в колектор при розкритті.

Глибина проникнення фільтрату і промивальної рідини в пласт та її кількість переважно визначаються перепадом тиску на пласт в процесі його розкриття. Як правило, продуктивні пласти розкриваються з тиском, що значно перевищує пластовий. Наприклад, на площах Прикарпаття (Віль-хівська, Росільна, Рожнятів) репресії на пласт під час буріння досягали 15—20 МПа, товщини зон проникнення глинистого розчину в пласт — 1 м.

Вплив таких явищ збільшується за значних коливань тисків у свердло­вині в процесі спуско-підіймальних операцій. Інтенсивність зміни гідроди­намічного тиску підвищується зі збільшенням глибини свердловини, швидкості підіймання або спускання інструменту, в'язкості і статичного напруження зсуву промивальної рідини та зі зменшенням зазору між стін­кою свердловини та інструментом. Як показала практика, під час спускан­ня інструменту може виникнути тиск, який дорівнює статичному тиску, що може призвести до гідравлічного розриву пласта і внаслідок цього до про­никнення у пласт великої кількості промивальної рідини, тобто його за­бруднення.

Найбільше проникнення фільтрату і твердої фази промивальної рідини відбувається у процесі розкриття тріщинних колекторів. На Речицькому родовищі (Біларусь) глибина проникнення бурового розчину в колектори девону досягала 20—70 м. Отже, проникнення в пласт фільтрату і бурового розчину негативно впливає на колекторні властивості продуктивних плас­тів. У результаті збільшується час освоєння свердловин, знижується їх про­дуктивність, нерівномірно розробляється поклад, зменшується коефіцієнт нафтовіддачі, а на розвідувальних площах з цієї причини можуть бути не виявлені окремі пропластки і цілі продуктивні пласти.

ГЕОЛОГІЧНА ДОКУМЕНТАЦІЯ

Буріння кожної свердловини дає широку геологічну, фі­зичну і технічну інформацію про будову надр, нафтогазоносність розрізу, будову продуктивних пластів. Проте значна частина необхідної інформації втрачається, якщо бурова бригада і геологічна служба не ведуть вчасно пер­винну геологічну і технічну документацію. Від її своєчасності, якості, пов­ноти і систематизації значною мірою залежать результати інтерпретації отриманих даних.

У процесі буріння пошуково-розвідувальних свердловин основним до­кументом є буровий журнал, в якому узагальнено увесь матеріал щодо бу­ріння. Паралельно з буровим журналом складають геологічний журнал, в

який записують інтервали відбору керна, подають його первинний опис, вказують глибини відбору зразків, мету і місце відправлення їх на відповід­ний аналіз. Велику увагу при цьому приділяють описанню і документуван­ню зразків, узятих боковими Ґрунтоносами. Описують шлам, зазначають вміст (у %) тієї чи іншої породи; відзначають інтервали осипання стінок свердловини, провалів і прихоплень інструменту, порушення циркуляції промивальної рідини. Особливу увагу приділяють тим інтервалам, де є нафтогазопрояви. У разі сильних нафтогазопроявів відбирають проби газу, нафти, води і заносять у журнал відповідні їх параметри, які можна визна­чити у польових умовах.

Відносний вміст частинок різного розміру в породі визначає її грану­лометричний склад. Від цього складу залежать колекторні властивості про­дуктивних горизонітв. Чим більші за розміром зерна породи, тим вищі її відкрита пористість і проникність. Від гранулометричного складу залежить також буримість порід і всі можливі ускладнення під час буріння (обвален­ня, каверноутворення у глинистих породах тощо).

Гранулометричний склад визначає характер внутрішньої поверхні по­рожнин продуктивних горизонтів і, отже, фізико-хімічні процеси, що від­буваються на контакті цієї поверхні з рідинами і газами, що насичують ко­лектор. Так, при розробці нафтових пластів величина внутрішньої поверхні порожнин і її форма значною мірою впливають на повноту витіснення нафти з горизонтів.

Продуктивні пласти часто мають неоднорідний склад, тому розрізня­ють проміжні типи порід: пісковик глинистий, глина піщаниста, алевроліт глинистий та ін.

Слід зазначити, що наявність глинистих частинок у пісковиках (алев­ролітах) істотно впливає на колекторні властивості цих порід. Із збільшен­ням вмісту глинистого матеріалу зменшується абсолютна та ефективна (особливо для нафти) проникність теригенних колекторів. Наявність гли­нистих частинок у колекторах як теригенного, так і карбонатного типів зу­мовлює значне зменшення їх проникності у разі розкриття на водних роз­чинах (глинисті частинки розбухають під впливом промивальної рідини, особливо прісної води, і закупорюють фільтраційні канали у привибійній зоні свердловини).

При дослідженні шламу визначають вміст частинок порід різної ве­личини переважно ситовим методом. Цей метод дає змогу виділити піща­ну (псамітову) фракцію з розміром частинок 0,1 мм і більше. Фракцію, меншу за 0,1 мм, часто враховують у загальній сумі без поділу на дрібніші фракції. Іноді використовують різні методи (гідравлічні, відмучування тощо) виділення алевритової (0,1—0,01мм) і пелітової (менше за 0,01 мм) фракцій, тому що сита з отворами діаметром, меншим за 0,1 мм, не вико­ристовують.

Отримані фракції вивчають під бінокулярною лупою для з ясування ступеня окоченості зерен і- розподілу окочених, напівокочених і кутастих частинок породи. При використанні даних гранулометричного аналізу при­ймають, що стратиграфічно однойменні пласти в однакових умовах відкла­дення містять зерна однакової крупності.

При бурінні експлуатаційних свердловин зазвичай ведуть документа­цію, яка відображає всі документи, пов'язані з проектуванням, бурінням і дослідженням свердловин. Під час передачі свердловини в експлуатацію складають ЇЇ паспорт, у якому вказують дати початку і закінчення бурін­ня, описують геологічний розріз, товщини пластів, конструкцію, інтерва­ли перфорації, результати досліджень, а також відзначають усі аварії та ускладнення, які виникли при бурінні. В процесі експлуатації свердлови­ни в паспорт заносять результати усіх технологічних операцій, сумарний видобуток нафти чи газу, а також всі дані геологічного і технічного ха­рактеру.

Зазвичай, у справі свердловини є такі документи:

1) технічний проект на буріння свердловини;

2) акт про перенесення з плану на місцевість точки закладання свердловини;

3) акт про закладання свердловини;

4) акт про готовність свердловини до буріння;

5) геолого-технічний наряд;

6) акт про початок буріння;

7) буровий вахтовий журнал свердловини;

8) акт про контрольні виміри бурового інструменту;

12) журнал параметрів глинистого розчину;

13) план спуску експлуатаційної колони з розрахунком її цементування;

14) акт про спуск експлуатаційної колони;

15) акт про цементування колони;

16) акт про закінчення буріння і результати перевірки колони на герметичність;

17) акт про відбивку цементного кільця за колоною;

18) акт про виміри відстані від муфти експлуатаційної колони до стола ротора;

19) акт про опресування свердловини;

20) акт на спуск насосно-компресорних труб;

21) акт про результати випробування пласта;

22) акт про консервацію свердловини;

23) паспорт свердловини;

24) експлуатаційний журнал;

25) акт на ліквідацію свердловини.

Перелічені вище первинні документи заповнюють бурильник, буровий майстер або інженер з буріння, тому слід розуміти значущість кожного до­кументу, його зміст. Від цього залежать як результати буріння, так й інтер­претація усіх отриманих по свердловині геологічних матеріалів.