Способ бурения скважин Советский патент 1991 года по МПК E21B21/08 

Изобретение 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 г от параметра коллекторских свойств; на фиг. 2 - график зависимости степени разгрузки пласта (duB-dmi) от относительной аномалии ПС для объектов с продуктивностью более 70% от потенциальной.

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

О 00

о

2

СО

JKB

: d™ +

One

где dice - диаметр ствола скважины против глинистого пласта, контактирующего с продуктивным, м;

d™ - диаметр ствола скважины против продуктивного пласта, м;

«пс - 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.

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

Подбор плотности и рецептуры промывочной жидкости проводится на основе теории планирования эксперимента, при этом в качестве целевой функции принимается параметр разгрузки пласта Р oVe d™, где йкв - диаметр ствола скважины против пласта, например глинистого, контактирующего с продуктивным, м; d™ - диаметр ствола скважины против продуктивного пласта, м; а в качестве влияющих факторов - плотность промывочной жидкости, количество различных химических реагентов, входящих в состав промывочной жидкости. Подбор промывочной жидкости методом планирования эксперимента необходим для сокращения числа экспериментов и их постановки во всех частях исследуемого факторного пространства.

После проведения экспериментов, т.е. бурения и испытания скважин, в данном нефтегазоносном районе строится зависимость коэффициента продуктивности нефтяных скважин от параметра коллекторских свойств апс пэ , где One относительная аномалия ПС;

Иэ - эффективная толщина пласта, выделенная по микрозондам, м.

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

Из всех экспериментальных точек выбирают только те, которые имеют коэффициенты продуктивности, составляющие более 70% от потенциального значения.

Используя данные кавернометрии по этим точкам строят зависимость

d

Jnn

One

по которой находят эмпирические коэффициенты 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.

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

экспериS-1}Матрица планирования 2

5 мента приведена в табл. 1.

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

В табл. 2 приведены уровни факторов и 0 интервалы варьирования.

На основании обработки экспериментальных данных получено: а 0,01; b 0,6. Последующее бурение трех скважин с рецептурой промывочной жидкости, огра- 5 ничивающей размеры каверн пласта (глинистого), контактирующего с продуктивным пластом, размерами, определенными из соотношения

30

due dnn+

0.01 «0.6

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 из соотношения

50

IKB

dnn +

One

где due - диаметр ствола скважины против пласта, контактирующего с продуктивным пластом, м;

dnn диаметр ствола скважины против продуктивности пласта, м;

«пс - относительная аномалия ПС продуктивности 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,

Таблица 1

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

мъ/сут-мЛл 20ЮТаблица 2

XnC h9,M

О

Фиг. 2

1,0 хпс