Газобиохимическая съемка. 3 страница

- 252 -

Гидродинамические методы исследования скважин применяют­ся для определения физических свойств и продуктивности пластов- коллекторов на основе выявления характера связи дебитов скважин с давлением в пластах. Эти связи описываются математическими урав­нениями, в которые входят физические параметры пласта и некото­рые характеристики скважин. Установив на основе гидродинамиче­ских исследований фактическую зависимость дебитов от перепадов давлений в скважинах, можно решить эти уравнения относительно искомых параметров пласта и скважин. Применяют три основных ме­тода гидродинамических исследований скважин и пластов:

1) изучение восстановления пластового давления;

2) метод установившихся отборов жидкости из скважин;

3) определение взаимодействия (интерференции) скважин.

Наблюдения за работой добывающих и нагнетательных скважин.

В процессе разработки залежи получают данные об изменении де­битов и приемистости скважин и пластов, обводненности добываю­щих скважин, химического состава добываемых вод, пластового дав­ления, состояния фонда скважин и другие, на основании которых осуществляются контроль и регулирование разработки.

Для контроля за свойствами залежи, изменяющимися в процес­се ее эксплуатации, необходимые исследования должны проводить­ся периодически.

По каждой залежи, в зависимости от ее особенностей, должен обосновываться свой комплекс методов получения информации, в котором могут преобладать те или иные методы. Надежность полу­чаемой информации зависит от количества точек исследования.

6.1.3. Геологические методы исследования скважин

К геологическим методам относится изучение разреза скважины непосредственно по образцам горной породы, нефти, газа и воды.

Количество отбираемого из скважины керна зависит от ее ка­тегории. В опорных скважинах проходка колонковыми долотами обычно составляет 100% их глубины. В параметрических скважи­нах керн отбирается для получения необходимых данных о геоло­гическом строении и нефтегазоносности новых перспективных тер­риторий или зон, а также для получения необходимых параметров для интерпретации геофизических материалов. В поисковых сква­жинах керн отбирается в предполагаемых нефтегазоносных толщах, в разведочных — только в пределах той части нефтегазоносной тол­щи, которая включает продуктивные пласты. В эксплуатационных скважинах керн отбирают в каждой десятой скважине только из не­фтяных или газовых пластов для детального изучения их коллектор­ских свойств. Скважины, в которых отбирают керн, должны быть равномерно расположены по площади. В нагнетательных скважи­нах рекомендуется отбирать керн в каждой скважине из интервала

- 253 -

продуктивного пласта, в который намечена закачка рабочего агента, для определения пористости и проницаемости пород. Знания кол­лекторских свойств пласта помогут освоению нагнетательных сква­жин и регулированию процесса заводнения.

В оценочных скважинах необходимо отбирать керн по всему пла­сту, в пьезометрических и контрольных скважинах — из продуктив­ных пластов.

Литологическую характеристику разреза и признаки нефтенос­ности в нем можно изучать по шламу. Этот метод значительно усту­пает методу изучения разреза по керну, так как шлам представля­ет собой раздробленные долотом кусочки породы. Кроме того, от­дельные обломки в зависимости от их диаметра и плотности породы поднимаются по скважине промывочной жидкостью с неодинако­вой скоростью, поэтому в образце шлама, отобранном на устье сква­жины, будут находиться обломки, вынесенные с разной глубины. Это затрудняет определение глубины выноса шлама и привязку об­разцов к геологическому разрезу. Небольшие обломки пород в шла­ме не дают возможности определить по ним коллекторские свойства продуктивных пластов и степень их нефтенасышенности. Несмотря на отмеченные недостатки, шлам следует отбирать в разведочных скважинах всех категорий.

В опорных, параметрических и поисковых скважинах шлам от­бирают по всему стволу скважилы, в разведочных - только в интер­валах нефтегазоносных свит. В эксплуатационных, нагнетательных и наблюдательных скважинах шлам, как правило, не отбирают.

Образцы пород отбираются боковым грунтоносом в разведочных скважинах всех категорий из интервалов, не охарактеризованных керном, для изучения литологии, возраста или нефтеносности пород, слагающих интервал, если нельзя получить однозначный ответ на по­ставленные вопросы по геофизическим данным. Образцы боковыми грунтоносами отбирают после завершения на скважине промежуточ­ных или окончательных промыслово-геофизических работ.

Для отбора образцов существуют стреляющие и сверлящие боко­вые грунтоносы. В настоящее время все большее распространение получает сверлящий боковой грунтонос. С его помощью из скважи­ны извлекают цилиндрические образцы горных пород, высверлен­ные из ее стенок. Диаметр образцов достигает 20 мм, а высота 40 мм. Такой размер образцов позволяет определить литологический со­став породы, изучить ее структуру, коллекторские свойства и нефте- насыщенность.

Интервалы отбора керна и шлама устанавливаются геологи­ческой службой организации, производящей бурение скважины, и фиксируются в геолого-техническом наряде. В процессе бурения скважины интервалы отбора образцов должны уточняться. Перед началом отбора керна из заданного интервала рекомендуется про-

- 254 -

изводить контрольный промер бурового инструмента. Это позволит точнее привязать отобранные образцы горных пород к глубине.

В процессе бурения скважин производится опробование пла­стов, перспективных на нефть и газ. Объекты для испытания опреде­ляются поданным керна промыслово-геофизических исследований. Для целей опробования пластов в процессе бурения используются пластоиспытатели, спускаемые в скважину на каротажном кабеле и на бурильных трубах. Пластоиспытатели, спускаемые в скважину на трубах, дают более надежные результаты. С их помощью можно не только установить, чем насыщен пласт (нефтью, газом или водой), но и определить величину притока флюида из пласта и параметры пласта. Пластоиспытатель на каротажном кабеле позволяет выяс­нить лишь характер насыщения пластов флюидами.

Рекомендуется производить опробование непосредственно по­сле вскрытия пластов. Этого правила особенно следует придержи­ваться при опробовании пластоиспытателем на каротажном кабеле из-за его малой емкости. При опробовании пластов, после вскрытия которых скважина длительное время находилась в бурении или про­стаивала, пластоиспытатели обычно заполняются фильтратом про­мывочной жидкости.

При бурении скважины необходимо следить за нефтегазопрояв- лениями на устье. Нефть обнаруживается в виде пленок в желобах или приемниках. Газ устанавливается по разгазированию раство­ра. В этих случаях необходимо отбирать на анализ пробы нефти или газа. Следует отбирать на анализ пробы нефти, полученные при ис­пытании скважины пластоиспытателями.

Наиболее полную физико-химическую характеристику обеспе­чивает отбор проб нефти, газа и воды во время испытания скважины через эксплуатационную колонну. Характеристику пластовых неф­ти и газа можно получить при отборе их проб глубинным пробоот­борником.

6.1.4. Рациональный комплекс геофизических исследований для различных категорий скважин

В связи с небольшим процентом отбора керна в процессе буре­ния и его неполным выносом исключительно важное значение в об­щем комплексе изучения разрезов скважин приобретают методы промысловой геофизики.

Для изучения различных интервалов разреза в зависимости от геологических задач применяются соответствующие геофизиче­ские исследования, а регистрация их производится с различной де­тальностью. В пределах нефтегазоносных свит осуществляется бо­лее полный комплекс, а запись проводится в масштабе глубин 1:200. По всему стволу скважины проводятся геофизические исследования в меньшем объеме в масштабе глубин 1:500.

- 255 -

Геофизические исследования, как правило, проводятся в необ- саженной скважине. После крепления скважины колонной можно проводить термометрию, акустический и импульсный каротаж.

В скважинах, бурящихся на значительную глубину, геофизиче­ские исследования проводятся поинтервально, по мере бурения. Это дает возможность до окончания бурения скважины выявить продук­тивные пласты и тем самым ускорить оценку новых площадей, а так­же гарантирует более полную информацию о разрезе скважины.

Комплекс геофизических исследований в опорных, параметриче­ских и поисковых скважинах зависит от геолого-геофизических ха­рактеристик разрезов района и в основном состоит из стандартного электрокаротажа (исследование потенциал или градиент-зондами), записи собственной поляризации горных пород, бокового каротаж­ного зондирования (исследование пятью-шестью градиент-зондами различной длины), электрозондирования, кавернометрии, радиоак­тивного каротажа (гамма-каротаж и нейтронный гамма-каротаж). В комплекс геофизических исследований также включают индукци­онный каротаж, экранированные зонды (трех- или семиэлектрод­ные), акустический каротаж, гамма-гамма-каротаж, экранирован­ные микрозонды, газовый каротаж. В ряде районов применение ин­дукционного метода совместно с экранированными зондами может заменить боковое каротажное зондирование. Для разведочных сква­жин из указанного комплекса можно исключить газовый каротаж и экранированные зонды.

Для эксплуатационных скважин при исследовании по всему ство­лу скважины необходимо проводить стандартный электрокаротаж и кавернометрию, а при отсутствии заметной разницы между сопротив­лениями пластовых вод и промывочных жидкостей — гамма-каротаж. В продуктивных интервалах проводится боковое каротажное зонди­рование, микрозондирование и кавернометрия, а для последующе­го контроля за разработкой рекомендуется проводить радиоактив­ный каротаж (гамма-каротаж и нейтронный-гамма-гамма-карогаж). Данный комплекс промыслово-геофизических исследований может применяться в скважинах, заполненных промывочной жидкостью как на водной, так и на нефтяной основе (за исключением электри­ческих методов). В последнем случае может использоваться индук­ционный каротаж.

6.1.5. Геохимические методы изучения разрезов скважин

К геохимическим методам, получившим развитие при изучении разрезов скважин, следует отнести газовый, люминесцентный и ги­дрохимический.

Газовый метод на практике включается в комплекс геофизиче­ских методов и применяется в опорных, параметрических и поиско­вых скважинах. При газовом каротаже ведется анализ газа, раство-

- 256 -

ренного в глинистом растворе, а также изучается шлам под люмино- скопом. Этим методом можно выявить газовые или нефтяные пла­сты в вскрываемом разрезе. Однако необходимо иметь в виду, что при бурении скважины на тяжелом растворе нефтяные или газовые пласты могут быть не зафиксированы газовым каротажем. В случае нарушения режима бурения и уменьшения плотности раствора мо­гут быть установлены газопроявления от продуктивных пластов, ра­нее пройденных скважиной. Все это в значительной степени затруд­няет интерпретацию данных газового каротажа.

Люминесцентному изучению подвергаются образцы керна, шла­ма, образцы, отобранные боковым грунтоносом, а также глинистый раствор. Часто этот метод применяется совместно с газовым каро­тажем.

К геохимическим методам следует отнести изучение битуминоз- ности образцов горных пород и вод в лабораториях или непосред­ственно на скажине с применением органических растворителей. При изучении скважин проводятся гидрохимические исследования, заключающиеся в определениях химического и битумного состава пластовых вод.

6.1.6. Основные принципы выделения продуктивных

и маркирующих горизонтов в разрезе скважин

Для получения максимального количества данных о геологиче­ском разрезе скважины и ее нефтеносности необходима комплекс­ная обработка всего материала, полученного различными методами в процессе изучения скважин. Прежде всего, все каменные матери­алы тщательно исследуются, а геофизические данные интерпрети­руются.

Керн, шлам и образцы, отобранные боковым грунтоносом, должны быть задокументированы непосредственно на буровой. Должно также быть составлено первичное геологическое описание и произведен отбор проб на различные виды исследований. Из про­дуктивных пластов образцы керна следует направлять для опреде­ления пористости, проницаемости, нефтенасьпценности. Должны быть отобраны также образцы керна для петрографических и фау- нистических исследований.

В результате комплексной геолого-геофизической интерпретации в разрезе выделяются маркирующие горизонты, и разрез расчленяет­ся по литологическому признаку на толщи и пласты, устанавливает­ся стратиграфическая принадлежность последних, выделяются про­ницаемые пласты-коллекторы и непроницаемые толщи-покрышки, а также выясняется характер насыщения пластов-коллекторов неф­тью, газом или водой. О характере насыщения пластов можно судить по образцам пород, поднятым из скважин, по нефтегазопроявлениям и промыслово-геофизическим данным. По керну также можно дать

- 257 -

предварительное заключение о флюиде, насыщающем пласт. Свет­лая окраска нефтенасыщенного образца керна и резкий запах бензи­на говорят о наличии в пласте легкой нефти с большим содержани­ем газа. Темная окраска нефтенасыщенных образцов керна и слабый запах бензина свидетельствуют о наличии в пласте тяжелой окислен­ной нефти. Образцы пород из газовых пластов сухие; только что из­влеченные из скважины или на свежем изломе они имеют резкий за­пах бензина.

Большую помощь в определении характера насыщения пластов оказывают данные о проявлениях нефти и газа во время бурения. При бурении скважины необходимо установить тщательное наблю­дение за промывочной жидкостью и фиксировать малейшие призна­ки нефти и газа.

Наличие нефти и газа в терригенных пластах успешно устанав­ливается промыслово-геофизическими методами. Значительно труднее это сделать для пластов, сложенных карбонатными порода­ми. Для установления нефтегазоносности разреза скважины следует также использовать газовый каротаж.

Более полные данные о нефтегазоносности во время бурения дают исследования, проведенные испытателями пластов. Наибо­лее уверенный ответ о характере насыщения пластов получается при спуске испытателя сразу после вскрытия пласта долотом, пока в пласт еще не проник фильтрат глинистого раствора. Следует иметь в виду, что по отрицательным результатам испытания, когда получены фильтрат или пластовая вода, нельзя делать однозначное заключение об отсутствии нефти или газа в пласте, так как филь­трат, проникая в пласт, оггесняет нефть или газ от забоя скважины, а пластовая вода может быть получена из выше- или нижележащих отложений, недостаточно надежно отделенных пакерами от испы­туемого пласта.

При выделении объектов, подлежащих испытанию, необходи­мо учитывать весь комплекс данных геологических и геофизических исследований. Положение намеченных к испытанию пластов в раз­резе скважины наиболее надежно определяется по комплексу гео­физических исследований. По ним устанавливается интервал пер­форации скважины.

6.1.7. Построение геолого-геофизических разрезов скважин

Разрез скважины составляется по материалам комплексной ин­терпретации геологических и геофизических методов ее изучения. Его вычерчивают на миллиметровой или чертежной бумаге, в по­следнее время его составляют на каротажной бумаге или непосред­ственно на диаграммах стандартного каротажа.

По всей скважине рекомендуется составлять разрез в масштабе 1:500, по продуктивной толще — в масштабе 1:200. Это дает возмож-

- 258 -

ность использовать каротажные диаграммы того же масштаба без уменьшения и тем самым избегать искажения при пантографирова- нии. Для глубоких скважин разрез составляется в масштабе 1:1000 или 1:2000, при этом каротажные диаграммы приходится пантогра- фировать. Разрез по мощным продуктивным толшам составляется в масштабе 1:500. Порядок составления разреза скважины следую­щий (рис. 83). Прежде всего, с правой стороны листа бумаги наносят диаграмму электрического каротажа — кривые КС и ПС. Если для интерпретации данного разреза имеют значения другие виды каро-

- 259 -

тажных исследований (радиоактивного каротажа, микрозондирова­ния или кавернометрии), то их диаграммы также следует нанести на разрез. В центре чертежа рисуют литологический разрез скважины, справа от него — интервалы отбора керна, а слева — шкалу глубин в метрах. Еше левее дается стратиграфическая шкала. Литологиче­ская колонка состоит из двух половин. На левой половине колон­ки наносится литологический состав пород по данным отобранного керна в объеме, соответствующем проценту выноса керна. При этом используются данные интерпретации геофизических исследований. Правая половина колонки, не освещенная керном, заполняется по данным интерпретации геофизических исследований, выполненной с учетом данных по керну, шламу и образцам бокового грунтоноса. Левая половина колонки остается заполненной только там, где был подня т керн. Такой метод составления колонки скважины наглядно показывает степень освещенности разреза керном.

6.1.8. Вскрытие, опробование продуктивных пластов и испытание скважин

Нефтяные и газовые пласты должны вскрываться на буровом растворе, исключающем возможность проникновения в пласт его фильтрата и создающем минимальное противодавление на пласт. При несоблюдении этих условий может произойти значительное снижение продуктивности скважины, а в ряде случаев продуктив­ный пласт может быть пропущен.

Вредное влияние фильтрата промывочной жидкости на продук­тивность нефтяных или газовых пластов проявляется в следующем. Вода (фильтрат), проникая в пласт, удерживается в пористой среде капиллярными силами и для ее вытеснения из поровых каналов не­обходимо создать значительный перепад давления. Но даже при этих условиях вода из поровых каналов вытесняется только частично. Это явление приводит к снижению проницаемости пласта в призабой­ной зоне и затрудняет продвижение нефти или газа к скважине. Еще значительнее влияет на коллекторские свойства пресная техниче­ская вода. Она, проникая в пласт, не только удерживается в нем ка­пиллярными силами, но и вызывает разбухание глинистых частиц, содержащихся в продуктивных коллекторах, и тем самым приводит к снижению проницаемости пласта в призабойной зоне. Наиболее значительно разбухание глинистых частиц влияет на снижение про­ницаемости полимиктовых коллекторов.

В настоящее время вскрытие пластов производится также на га­зообразных агентах, двухфазных и трехфазных пенах при местной циркуляции. Однако эти методы еще не получили широкого распро­странения. Наиболее благоприятными будут условия для вскрытия пластов при равновесии между пластовым и гидростатическим дав­лением, что обеспечивает сохранность естественной проницаемо-

- 260 -

сти коллектора. Условия равновесия можно создать при примене­нии вращающегося ротор-превентора и других технических средств, обеспечивающих надежную герметизацию устья скважины и регули­рование давления в ней на уровне пластового.

Вредное влияние на продуктивность пласта оказывает проник­новение в него цементного раствора во время цементирования экс­плуатационной колонны. Цементный раствор проникает в поры и трещины пласта, затем, превращаясь в цементный камень, закры­вает их и тем самым значительно снижает проницаемость призабой­ной зоны нефтегазоносных пластов. Наиболее эффективный метод предохранения пласта от влияния цемента — применение соответ­ствующей конструкции скважины, исключающей соприкосновение цементного раствора с продуктивным пластом.

При различных геолого-экономических условиях могут быть ре­комендованы следующие конструкции скважин.

1. Продуктивный пласт и породы над ним вскрываются долотом одного диаметра. В скважину до забоя спускается эксплуатационная колонна и цементируется. Связь скважины с пластом восстанавли­вается перфорацией (рис. 84 а).

2. Продуктивный пласт и вышележащие породы так же, как и в предыдущем случае, вскрываются одним и тем же долотом. В сква­жину спускается эксплуатационная колонна с последующей ман­жетной заливкой цементом. Связь скважины с пластом происходит по заранее перфорированным отверстиям в колонне против нефтя­ного пласта (рис. 84 б).

- 261 -

3. Скважина бурится до продуктивного пласта. Затем спускается эксплуатационная колонна и цементируется. Вскрытие продуктив­ного пласта производится после цементирования колонны долотом меньшего диаметра. Против нефтегазоносного пласта устанавлива­ется перфорированный хвостовик (рис. 84 в).

Как и в предыдущем случае, эксплуатационная колонна спускает­ся и цементируется до вскрытия пласта. Пласт вскрывается долотом меньшего диаметра и эксплуатируется с открытым стволом (рис. 84 г).

Конструкция первого типа применяется тогда, когда физико­геологические условия продуктивного пласта позволяют вскрывать его промывочной жидкостью, на которой бурился весь ствол сква­жины, а также если цементирование эксплуатационной колонны не окажет на продуктивность пласта существенного отрицательно­го влияния.

Конструкция второго типа применяется в том случае, если до­пустимо вскрывать пласт той же промывочной жидкостью, которой бурился весь ствол скважины, но цементирование колонны приво­дит к резкому снижению производительности скважины.

Конструкции третьего и четвертого типов применяются при не­обходимости вскрытия продуктивного пласта на иной промывочной жидкости, чем та, на которой бурился весь ствол скважины. Если ствол скважины сложен неустойчивыми породами, спускают хво­стовик (третий тип), при устойчивых породах скважина опробыва- ется с открытым стволом (четвертый тип).

Перфорация обсадной колонны производится для восстановле­ния сообщения скважины с пластом после спуска и цементирования эксплуатационной колонны. Ниже даются рекомендации по выбору интервалов перфорации, разработанные авторами.

Если песчаный пласт насыщен в верхней части нефтью, а в подо­шве — водой и поданным геофизических исследований установлено положение ВНК, то нижнее отверстие интервала перфорации во из­бежание быстрого обводнения скважины должно быть расположено на расстоянии не менее 4 м от ВНК (рис. 85 а).

Расстояние это может быть меньше 4 м, если над ВНК есть про­слой глины, который может оказаться экраном на пути воды к ниж­ним дырам перфорации.

В карбонатных трещиноватых пластах, также не полностью на­сыщенных нефтью, нижние отверстия перфорации следует распола­гать от ВНК несколько выше, чем в песчаных пластах, — на расстоя­нии 6—10 м над ним (рис. 85 б). Это особенно необходимо учитывать для пластов с низкими коллекторскими свойствами, при освоении и эксплуатации которых будут производиться соляно-кислотная об­работка или гидроразрыв.

Для пластов, насыщенных в верхней части газом, а в нижней— нефтью, перфорации подлежит нижняя нефтяная его часть, причем

- 262 -

верхнее отверстие должно быть удалено от ГНК на 6—10 м, т.е. боль­ше, чем от В НК, так как газ значительно подвижнее воды и скорее может прорваться в интервал перфорации (рис. 85 в).

В тех случаях, когда в верхней части нефтяного пласта имеет­ся свободный газ, а снизу установлена вода, интервал перфорации должен располагаться в середине нефтенасыщенной части пласта (рис. 85 г). Нижнее и верхнее отверстия должны быть на соответ­ствующих расстояниях от ВНК и ГНК, о которых говорилось выше. Полностью насыщенные нефтью или газом пласты, имеющие зна­чительную расчлененность, следует перфорировать на всю их мощ­ность (рис. 85 д). При наличии монолитного пласта с хорошими кол­лекторскими свойствами и водонапорным режимом следует перфо­рировать 1/3—2/3 верхней части пласта (рис. 85 ё). Это обеспечит продление безводного периода эксплуатации скважины, особен­но для залежей, приуроченных к пологим платформенным склад­кам. Некоторые исследователи считают, что при неполной перфо­рации продуктивного пласта могут быть большие потери нефти, так как проницаемость в направлении, перпендикулярном к напласто­ванию, хуже, чем по напластованию. Это положение справедливо только для пластов, обладающих значительной неоднородностью. Опыт разработки залежей в пластах с хорошими коллекторскими свойствами и слабой расчлененностью свидетельствует о том, что в пластах, перфорированных только в верхней части, в процессе раз­работки происходит равномерный подъем ВНК по всей площади и обеспечивается высокий коэффициент нефтеотдачи.

- 263 -

Если в нижней части нефтяного пласта встречаются маломощ­ные прослои плотных пород, желательно нижние отверстия перфо­рации располагать над этими прослоями (рис. 85 ж). При наличии газовой шапки для предупреждения быстрого прорыва газа в сква­жину рекомендуется верхние отверстия перфорации располагать под плотными прослоями, установленными ниже ГНК. Прострел экс­плуатационной колонны производится кумулятивными, пулевыми и торпедными перфораторами. Кумулятивная перфорация значи­тельно эффективнее вскрывает продуктивные пласты, в связи с чем этот вид прострелов почти полностью заменяют пулевую и торпед­ную перфорации.

При перфорации продуктивных пластов важное значение име­ет плотность отверстий на 1 м пласта. От этого во многом зависит продуктивность скважин. Плотность отверстий принимается в зави­симости от характера коллектора. Для хорошо проницаемых песча­ных пластов при кумулятивной перфорации делают небольшое чис­ло отверстий, обычно 4—6 на 1 м интервала перфорации. При срав­нительно неоднородных коллекторах, как песчаных, так и карбонат­ных, применяется перфорация с плотностью до 20 отверстий на 1 м. Неоднородные пласты с низкими коллекторскими свойствами пер­форируются с плотностью до 30—40 отверстий на 1 м. Примерно та­кую же плотность отверстий можно рекомендовать при пулевой пер­форации. При торпедной перфорации — 4—8 отверстий на 1 м.

После перфорации продуктивных пластов необходимо вызвать приток из пласта. Это достигается уменьшением давления в стволе скважины ниже пластового давления. Процесс этот получил назва­ние освоения скважины. Методика освоения скважин различна и за­висит от физико-геологических свойств коллектора и характера его насыщения.

Первой операцией в процессе освоения скважины является заме­на промывочной жидкости (глинистого раствора), на которой про­изводилась перфорация скважины, водой. При освоении высоко­продуктивных пластов многие скважины в процессе промывки, т.е. замены глинистого раствора водой, или по ее окончании начинают проявляться нефтью или газом и затем переходят на фонтанирова­ние. В большинстве случаев замены глинистого раствора на воду бы­вает недостаточно для освоения скважины. Приток нефти или газа из таких пластов может быть получен путем снижения уровня жид­кости в скважине. Снижение уровня производится компрессором или путем свабирования. В настоящее время на практике свабиро- вание применяется очень редко, так как это трудоемкий метод и при использовании его происходит загрязнение глинистым раствором и нефтью территории, на которой расположена скважина.

При освоении скважины компрессором инертные газы подают­ся в затрубное пространство, оттесняют уровень жидкости к пуско-

- 264 -

вым муфтам и поступают в насосно-компрессорные трубы. Благода­ря этому происходит насыщение жидкости газами, облегчение стол­ба ГЖС в трубах и при всплытии газа к устью — выбрасывание ее из скважины. В результате снижается давление на пласт, нефть или газ начинают поступать в скважину. Закачка воздуха компрессором в за- трубное пространство продолжается до перехода скважины на фон­танирование или до полной замены технической воды нефтью (пла­стовой водой) в трубах и в затрубном пространстве.

При освоении скважины свабированием снижение столба жид­кости в насосно-компрессорных трубах происходит за счет периоди­ческого спуска и подъема на тартальном канате сваба (поршня). Во время спуска жидкость проходит через открытый клапан сваба. При подъеме клапан закрывается, и весь столб жидкости над свабом вы­брасывается из скважины. Таким образом, обеспечивается сниже­ние давления на пласт и осуществляется вызов притока нефти или газа из него.

По окончании освоения скважины ее необходимо испытать с целью определения дебита, продуктивности, пластового давления и т.п. Для нефтяных скважин должны быть также установлены газо­вый фактор, процент обводненности и давление насыщения.

Фонтанные скважины рекомендуется испытывать на трех раз­личных режимах с замером всех необходимых параметров. При ис­пытании необходимо отбирать пробы нефти, газа и воды, как при ат­мосферных условиях, так и при пластовых.

Нефонтанирующие скважины обычно исследуются методом прослеживания уровня. Большой эффект достигается при исследо­вании таких скважин после установки станков-качалок или после спуска электропогружных насосов.

При освоении продуктивных пластов, сложенных карбонатными коллекторами с низкими коллекторскими свойствами, для увеличе­ния продуктивности пластов следует производить их обработку со­ляной кислотой. В отдельных случаях при освоении пластов, состо­ящих из песчаников, для увеличения дебитов скважин можно реко­мендовать гидроразрыв пласта.