опыт
ИРЕНЕ I 1ЕФТЬ
Ю. В. ФЕФЕЛОВ
000 «ПермНИПИнефть»
Первые горизонтальные скважины в Пермском Прикамье были построены в начале 90-х гг. Несмотря на эффективность пробуренных скважин, особенно на Уньвинском месторождении, бурение горизонтальных скважин было временно приостановлено из-за финансовых трудностей и трудностей технического характера. С середины 90-х гг. началось массовое бурение бо-
ковых стволов, в том числе с горизонтальным участком.
В программе развития ЗАО «Лукойл-Пермь» до 2011 г. намечены для бурения скважины пологие (с отклонением от вертикали более 1000 м), горизонтальные и разветвленно-горизонтальные. Перспективы строительства таких скважин в основном связаны с северными месторождениями Прикамья.
вые и тампонажные растворы, жидкости для вторичного вскрытия, составы для ликвидации осложнений и организационно-технические мероприятия.
Конструкция скважин предполагает спуск 168-мм колонны до кровли продуктивного пласта, горизонтальная часть — открытый ствол.
Профиль ствола скважины проектируется таким образом, чтобы
ОПЫТ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО БУРЕНИЯ В ПЕРМСКОМ ПРИКАМЬЕ
Традиционная технология бурения наклонных скважин предполагает применение в качестве промывочной жидкости до вскрытия продуктивного пласта безглинистых растворов с нерегулируемыми показателями фильтрации и вязкости. Для вскрытия продуктивного пласта используется хорошо себя зарекомендовавший безглинистый буровой раствор на основе полисахаридов. Осложнениями при бурении на территории ВКМКС являются осыпи неустойчивых терри-генных пород артинских, верейских, яснополянских и поглощения в интервале верхнекарбонских отложений.
Для ликвидации осложнений применяются установки цементных мостов. Скважины цементируются тампонажными составами без добавок, которые бы регулировали показатели фильтрации и реологических свойств.
Данная технология проводки наклонных скважин не дает возможности строительства горизонтальных скважин вследствие возникновения осложнений в процессе бурения и крепления.
Исходя из геолого-технических условий и опыта бурения, были откорректированы или вновь разработаны комплексы технологий для бурения горизонтальных и пологих скважин: конструкции скважин, профили надпродуктивной и продуктивной частей ствола, буро-
интервалы осложнений пройти без набора угла, по возможности не набирать максимальный зенитный угол при входе в кровлю этих горизонтов более 60°. К остальной части профиля предъявляются такие же требования, как и к наклонным скважинам.
Основным элементом программы горизонтального бурения явилась разработка рецептуры бурового раствора, позволяющего вести бурение без осложнений в интервале неустойчивых отложений при углах наклона ствола более 60°. Характерный пример проводки горизонтальной сква-жиы — скважина 520 Сибирского месторождения, пробуренная на башкирский горизонт. Первоначально вскрытие неустойчивых отложений Верейского горизонта производилось на безглинистом буровом растворе без регулирования реологических свойств. Полностью пройти весь горизонт не удалось из-за осложнений ствола скважины (обвалы стенок ствола, прихваты бурильного инструмента, постоянные проработки). Вторично была предпринята попытка пройти этот же горизонт с применением нефтеэмульсион-ного глинистого раствора. При бурении столкнулись с теми же проблемами и еще добавилась проблема отсутствия проходки на долото. Для обоснования необходимых показателей свойств бу-
ЕШН1Е I 1ЕФТЬ
рового раствора использовали анализ практического опыта бурения аналогичных скважин зарубежными и отечественными фирмами, собственный опыт и программы гидравлических расчетов. При использовании этих программ получены необходимые показатели структурно-реологических свойств бурового раствора, обеспечивающих его высокую выносную и удерживающую способность для углов наклона скважины более 45°. Особое внимание уделялось выбору необходимых значений плотности, ингибирующих, смазывающих и фильтрационных свойств буровых растворов.
Для бурения в интервале неустойчивых верейских аргиллитов при угле наклона скважины 60° был использован безглинистый полимерэмульсионный буровой раствор (ББР—ПМГ). Он характеризуется высокими ингиби-рующими свойствами, низкими фильтрационными показателями, оптимальными реологическими характеристиками, обеспечивающими вынос шлама и удержание шлама в процессе бурения.
Для регулирования фильтрационных и реологических свойств бурового раствора использовали комплекс (на основе эфиров целлюлозы) реагентов МИГ и ЭКССИЛ. Реагент МИГ является гидрофобной, изолирующей и смазывающей добавкой. Реагент ЭКССИЛ обеспечивает дополнительную кольматацию водоносных пластов и упрочнение стенок скважины.
В процессе бурения ББР—ПМГ характеризовался стабильностью показателей свойств. При бурении и спуске обсадной колонны осложнений не было. Буровой инструмент и геофизические приборы до забоя доходили без посадок. По данным кавернометрии в интервале верейских отложений диаметр ствола близок к номинальному.
Вскрытие продуктивного пласта (участок выхода на горизонталь и бурение двух горизонтальных стволов) проводилось на модифицированном ББР на основе полисахаридов, применявшимся для проводки эксплуатационных скважин (ББР-СКП). Модификация раствора проводилась с целью придания ему требуемых реологических показателей, обеспечивающих транспорт
олыт ^
шлама из горизонтального участка ствола. Суммарная длина пробуренных двух горизонтальных участков составила 250 м. Раствор характеризовался стабильностью показателей свойств. Осложнений при бурении скважины не отмечено. Показатели ББР—
нистых отложений, вскрываемых под углами более 60°, также определяет индивидуальный подход к технологии проводки каждой скважины. Проводка таких скважин, как и горизонтальных, осуществляется благодаря комплексу технологий, направленных на не-осложненную проводку ствола,
Буровой раствор Интервал бурения Показатели свойств бурового раствора в процессе бурения
P, кг/м УВ, с Ф см3 "пл, мПа-с т, дПа га, % Ж, мг-экв/л рН
ББР-ПМГ 1950-2113,7 1178 1160-1150 28 25-28 4,2 3-5 12,5 11-12,5 48 35-48 335-48 48 30-48
ББР-СКП ствол 1 ББР-СКП ствол 2 2110-2265 2215-2309 1050 1050 29 28-30 4,5 3-4,5 15 13-15 60 40-60 3 3-8 60 40-60 8-9 8-9
ПМГ и ББР-СКП приведены в таблице.
Бурение вторых стволов с горизонтальным участком проводится в более сложных геолого-технических условиях, чем бурение обычных скважин. Это связано с более высокими темпами набора угла и пространственным искривлением скважин. Неравномерная выработанность запасов по восстанавливаемым скважинам обусловливает разницу в градиентах пластовых давлений смежных флюидосодержащих горизонтов. Наличие интервалов поглощений и неустойчивых гли-
качественному креплению ствола скважины и максимально возможному сохранению коллекторских свойств продуктивного пласта.
Использование всего спектра технологий нашло применение при строительстве бокового ствола с горизонтальным участком 95 м на скважине 840 Куедино-Крас-ноярского месторождения залежей. Особенностью строительства бокового ствола явилось прохождение значительного интервала (120 м) неустойчивых терри-генных отложений верейского горизонта при углах наклона ствола более 60°, наличие разницы
2/ 2003
23
^ олыт
Б1РЕН1Е I НЕФТЬ
градиентов пластовых давлении верейского и башкирского горизонтов и расстоянием между ними не более 5 м.
Бурение надпродуктивной части разреза осуществлялось с промывкой на безглинистом по-лимерэмульсионном растворе (ББР-ПМГ), вскрытие пласта — на безглинистом растворе на основе полисахаридов (ББР-СКП). Скважина была пробурена без осложнений ствола скважины. Конструкцией скважины предусматривался спуск хвостовика с установкой щелевого фильтра в условно горизонтальной части ствола скважины (продуктивный пласт не цементируется). Перед
цементированием в интервале продуктивного пласта разместили вязкоупругий состав (ВУС) на основе полисахаридов для предупреждения попадания цементного раствора в продуктивный пласт. ВУС не оказывает негативного влияния на продуктивный пласт, после деструкции не образует нерастворимых осадков и эмульсий. Перед спуском хвостовика для предупреждения заколонного перетока провели изоляцию непродуктивных коллекторов нетверде-ющим тампонажным составом ГМС (глинометасиликатный состав). Данный состав обладает более высокой проникающей способностью в сравнении с це-
ментным и используется также для изоляции зон поглощений различной интенсивности. При его использовании нет необходимости установки цементных мостов.
Цементирование хвостовика 0102 мм в условиях относительно малых зазоров и плохого центрирования требует применения там-понажных составов с улучшенной реологией и седиментационной устойчивостью. Разработанные там-понажные составы для цементирования с В/Ц = 0,5 и В/Ц = 0,4— 44 характеризуются нулевым во-доотделением, низкой фильтрацией (10—30 см3/30 мин при dР = 0,7МПа), высокой растекае-мостью (230—270 мм), повышенной прочностью (4—5,8 МПа). Технологические параметры тампо-нажного раствора и образующегося из него цементного камня значительно улучшены в сравнении с «чистым» цементом. Кроме того, цементный камень характеризуется пониженной проницаемостью.
Разработанные тампонажные составы и системы буферных композиций, применяемые при цементировании хвостовиков, позволяют достичь 90 — 100 % плотного контакта по результатам АКЦ. По заключению ГИС, по скважине 840 Куедино-Краснояр-ского месторождения, плотный контакт 98%, заколонные перетоки отсутствуют.
После разбуривания «низа» хвостовика с целью разрушения ВУС и ускорения раскольматации призабойной зоны в интервале продуктивного пласта была установлена ванна из комплексного деструктора (КДС). После промывки на нефть и снижения уровня была получена нефть с дебитом 13,8 т/сут при среднем текущем дебите по предприятию 3,8 т/сут.
При бурении бокового ствола с горизонтальным участком на скважине 1052 Павловского месторождения использовали новый тип бурового раствора на основе полисахаридов. В состав раствора входят комплексный крахмальный реагент и кросс-линкер. Приме
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.