научная статья по теме ТЕХНОЛОГИЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН НА «ДАЧНОМ» МЕСТОРОЖДЕНИИ ТУРКМЕНИЯ: ПЕРЕДОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ПОМОГАЮТ ПОВЫСИТЬ ОТДАЧУ НЕДР Геофизика

Текст научной статьи на тему «ТЕХНОЛОГИЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН НА «ДАЧНОМ» МЕСТОРОЖДЕНИИ ТУРКМЕНИЯ: ПЕРЕДОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ПОМОГАЮТ ПОВЫСИТЬ ОТДАЧУ НЕДР»

опыт Ж

Сохранение естественной проницаемости горных пород, слагающих призабойную зону, при первичном вскрытии продуктивных отложений карбонатного и терригенного типа в одной скважине является весьма сложной и трудоемкой задачей. Многие осложнения, возникающие при бурении скважин, обусловлены низким качеством промывки. Зашламление ствола, избыточный крутящий момент, прихваты бурильного инструмента, нарушение устойчивости стенок скважины, кольматация приствольной зоны, осложнения при каротажных работах — как правило, от несоответствия бурового раствора условиям бурения.

Так, для терригенных отложений основным кольматирующим фактором является блокирование капиллярных каналов фильтратом буровых растворов, а для карбонатных пород — проникновение бурового раствора и его твердых компонентов.

Однако при переходе на эти горизонты оказывается, что они были вскрыты без учета возможного варианта их эксплуатации. Проводка скважин по такой схеме происходит из-за того, что в проектных документах, как правило, предусматривается применение качественного бурового раствора только для вскрытия проектного горизонта, а все вышележащие продуктивные пласты вскрываются , в основном, на технической воде и практически подвергаются интенсивному воздействию бурового раствора при их первичном вскрытии и последующем углублении ствола скважины.

По описанной схеме проводилось строительство скважин на «Дачном» месторождении.

Например, в скв. № 3613 до вскрытия девонских отложений применялась естественная водная суспензия, а при вскрытии девонских отложений — глинистый раствор плотностью 1200 кг/м3 . После освоения скважины по девонскому пласту приток нефти отсутствовал. В результате было

Р.Р. ХУЗИН

генеральный директор ЗАО «Иделойл»

ТЕХНОЛОГИЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН НА «ДАЧНОМ» МЕСТОРОЖДЕНИИ

Продуктивный интервал горных пород неоднороден по коллекторским характеристикам как по толщине пласта, так и по простиранию. Неоднородность коллекторских характеристик пластов еще более возрастает в карбонатных разрезах.

Из приведенного в работе [1] анализа следует, что наиболее характерной особенностью карбонатных коллекторов является трещиноватость. Трещины подразделяются на макро и микротрещины. Макротрещины оперяются микротрещинами раскрытостью от 5 до 30 мкм. Плотность микротрещин в пределах шлифа колеблется от 10 до 300 единиц на 1 м. Трещинная пористость незначительная — сотые и в редких случаях десятые доли процента. В то же время общая пористость колеблется от 0,5 до 21%. Трещинная проницаемость достигает 50^80.10"3 мкм2 и выше.

Подобрать для таких условий рецептуру бурового раствора, которая обеспечивает максимальное сохранение фильтрационных свойств приза-бойной зоны пласта в одной скважине, представленного терригенными и карбонатными породами, практически невозможно. Проблема первичного вскрытия возвратных объектов эксплуатации, например, на отложения карбона, приобретает в настоящее время первостепенное значение, так как зачастую бурение скважин на девонские отложения оказывается безрезультатным и уже на стадии их освоения появляется необходимость переходить на освоение вышележащих продуктивных горизонтов.

принято решение о переводе скважины на эксплуатацию башкирского яруса. А так как продуктивные отложения башкирского яруса в процессе первичного вскрытия и дальнейшего углубления ствола скважины постоянно подвергались негативному воздействию воды и глинистого раствора, соответственно, потенциально возможный дебит скважины по этому объекту оказался заниженным в 2 раза.

«Дачное» месторождение располагается в пределах Ульяновского вала Западного склона Аль-метьевского купола. Оно представляет собой месторождение купольного типа. В нем на фоне неравномерного погружения в западном направлении фиксируются локальные брахиантиклиналь-ные рифогенные поднятия (малоамплитудные, небольшие по площади). Месторождение представлено 38 залежами на разных гипсометрических отметках с различными коллекторскими свойствами с высокой степенью неоднородности с большим содержанием глинистой фракции. Структурные планы объектов разработки заметно отличаются друг от друга.

Несовершенство общей технологической схемы проводки скважин на «Дачном» месторождении без сохранения в потенциале эксплуатации верхних продуктивных пластов в карбоне определило необходимость проведения многофункционального анализа влияния типа бурового раствора на коллекторские свойства пластов на примере вскрытия башкирского яруса.

опыт

Рис. 1

Тип бурового раствора Количество скважин

ЕВС 2

Глинистый раствор 3

Полимерный раствор 12

Полимер-меловой раствор 7

С этой целью проанализированы данные по 24 скважинам, находившихся в пределах одной залежи.

Для анализа были выбраны скважины, в которых при вскрытии продуктивного интервала башкирского яруса применялись следующие типы бурового раствора: полимерный буровой раствор (ПР) — 12 скважин, полимер-меловой буровой раствор (ПМР) — 7 скважин, глинистый раствор (ГР) — 3 скважины, естественная водная суспензия (ЕВС) — 2 скважины.

Для выявления определенной зависимости влияния типа бурового раствора на добывные показатели скважин были рассчитаны удельные дебиты нефти, рассмотрены характеристики продуктивного интервала. Все скважины разделили на 4 группы в зависимости от применяемого типа бурового раствора, рассчитали средний удельный дебит по каждой группе. В результате было выявлено, что наибольший удельный дебит нефти оказался у скважин, пробуренных на полимер-меловом буровом растворе (0,5 т/сут.), остальные скважины распределились в следующем порядке: пробуренные на полимерных буровых растворах — 0,4 т/суткм, на ЕВС и на глинистом растворе — 0,25 и 0,22 т/суткм, соответственно (см. рис.1).

Одновременно были проанализированы и характеристики продуктивного горизонта (см. табл. 1 и 2). В табл. 2 показано изменение показателей среднего удельного дебита и характеристик продуктивного пласта в скважинах, пробуренных на полимер-меловом (ПМР) и полимерном (ПР) буровых растворах в сравнении с глинистым раствором. Из таблицы видно, что удельный дебит нефти в скважинах, пробуренных с применением ПМР и ПР выше на 127% и на 81%, соответственно, при

этом характеристики продуктивных интервалов в этих скважинах: нефтенасыщенность, проницаемость оказались ниже; глинистость — выше, чем в скважинах, законченных на глинистом растворе.

Преимущество полимер-мелового раствора перед полимерным для бурения в карбонатных отложениях заключается в наличии у ПМР химически активной твердой фазы, которая создает искусственный защитный экран, снижая, тем самым, степень отрицательного влияния бурового и цементного растворов. На стадии освоения этот защитный экран успешно удаляется кислотным составом.

На основании проведенного анализа лабораторных исследований и промыслового опыта была решена первая проблема — сохранение продуктивных пластов до цементажа обсадных колонн. При ее решении были определены области эффективного использования полимер -меловых и полимерных буровых растворов. Был оптимизирован их состав с целью обеспечения высокого качества вскрытия в условиях «Дачного» месторождения.

Второй не менее важной проблемой при закан-чивании скважин строительством является предупреждение и защита призабойной зоны продуктивного интервала от цементного воздействия при креплении скважин. Ранее эта проблема решалась с помощью различных технических средств, которые, по нашему мнению, не обеспечивают качественную изоляцию продуктивных пластов [2-9].

С целью создания надежной и непроницаемой оболочки в интервале продуктивного пласта, защищающего его от загрязняющего действия цементного раствора под высоким давлением, возникающим при креплении скважин, предлагается новый способ защиты нефтесодержащих пластов с использованием доступных материалов.

Новым является то, что герметизирующую оболочку создают из цементного камня путем установки цементного моста в предварительно расширенном интервале ствола скважины с последующим разбуриванием его долотом того же диаметра, что и было использовано при первичном вскрытии бурением продуктивного пласта.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

В пробуренной до проектной глубины скважине сначала проводят геофизические исследования и определяют интервал продуктивного пласта. Затем с помощью наддолотного гидравлико — механического расширителя, например, конструкции института «ТатНИПИнефть», спускаемого на колонне бурильных труб, с помощью роторного бу-

Табл.1.

Результаты анализа применения различны« типов буровыи растворов при вскрытии башкирского яруса на Дачном месторождении

Тип применяемого Плотность БР, кг\М Средний начальный удельный дебит, М \сутм Характеристика пласта Кол-во скважин

бурового раствора (БР) Кпор Кн/н Кпр Кгл

Полимер-меловой раствор (ПМР) 1060 - 1100 0,5 13,4 68 87 2,1 7

Полимерный раствор (ПР) 1020 - 1040 0,4 15,2 74 132,6 1,5 12

Естественная водная суспензия (ЕВС) 1000 - 1010 0,25 14,4 75,5 165,7 3,1 2

Глинистый раствор (ГР) 1120 - 1180 0,22 13,1 72,8 139,7 0,55 3

38

1/2003

опыт J*

Показатели Изменение показателей, % (увеличение (+), снижение (-)

Полимер-меловой раствор Полимерный раствор

Средний текущий дебит +127 +81

Характеристика продуктивного горизонта

Коэффициент пористости +2,3 +16

Коэффициент нефтенасыщенности -6,6 +1,7

Коэффициент проницаемости -37,7 -5,1

Коэффициент глинистости + 281,8 + 172,7

Табл. 2.

Изменение удельного дебита скважин, законченных на полимер-меловом и полимерном буровых растворов в сравнении с глинистым раствором с учетом коллекторских свойств пласта

рения, расширяют интервал продуктивного пласта. При этом в качестве промывочной жидкости используют полимерные или полимер-меловые буровые растворы, не загрязняющие пласт. После подъема инструмента устанавливают цементный мост. При этом цементный раствор перед закачкой модифицируют добавлением пластификатора в небольшом количестве и химически активных ингредиентов.

После закачки расчетного объема модифицированного таким образом цементного раствора и срезки излишнего раствора, приподняв колонн

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.

Показать целиком