опыт
щ
Вскрытие гидрофобных коллекторов с использованием буровых растворов
на углеводородной основе
DRILLING IN OIL-WET RESERVOIRS WITH OIL BASED
MUD SYSTEMS
А. ARSLANBEKOV, А. LUTFULLIN NOVATEK OJSC, ^ MEDENTSEV, V. MOSIN, А. KOROLEV, M-I SWACO
Experience of drilling in oil-wet reservoirs at Yurkharosvskoye and Vostochno-Tarkosalinskoye fields demonstrates, that oil based mud systems are the most efficient for drilling in such formations. Higher productivity of wells drilled with OBM fully compensates additional mud costs and improves the drilling economic efficiency.
Keywords: drilling in oil-wet reservoirs, oil-based mud systems, Yurkharovskoye field, Vostochno-Tarkosalinskoye field
В
2009 г. была опубликована статья о первом положительном опыте использования бурового раствора на углеводородной основе (РУО) для первичного вскрытия гидрофобных коллекторов на Юрхаровском месторождении [1]. С тех пор был накоплен определенный опыт по использованию РУО для вскрытия коллекторов горизонтальными скважинами. Это позволяет еще раз вернуться к этому вопросу.
Прежде всего это относится к Юрха-ровскому месторождению, на котором первичное вскрытие коллекторов горизонтальными скважинами все эти годы осуществлялось только на РУО (VERSACLEAN, MEGADRIL, RHELIANT PLUS). Вскрытие продуктивных пластов группы БУ на буровых растворах на основе минерального масла начато на Юрхаровском месторождении с марта 2008 г Первой скважиной, в которой пласты БУ8 были вскрыты на VERSACLEAN, была скважина 306 куста 5Б. Результаты по продуктивности были получены на этой скважине очень хорошие, и в дальнейшем первичное вскрытие всех скважин осуществлялось на РУО.
То, что растворы на углеводородной основе дают на месторождении значительно более высокий результат по качеству вскрытия, снова подтвердилось и из сравнения всех пробуренных скважин на РУО на пласты БУ8-9 с результатами бурения скважин с растворами на водной основе (РВО) FLO-PRO NT (табл. 1).
Как видно из этой таблицы, все основные параметры по продуктивности для растворов на углеводородной основе лучше таковых для FLO-PRO NT (в среднем - примерно в 2 раза, по гидропроводности и проницаемости - на порядок). Результаты бурения горизонталь-
ных стволов в гидрофобных коллекторах на РВО и законченных открытым стволом (с фильтрами) были, как правило, отрицательные. Например, по горизонтальным скважинам Восточно-Таркосалинского месторождения (ВТСМ, табл. 2), пробуренным на РВО и законченных открытым забоем с фильтрами, дебиты оказались примерно такими же, как в вертикальных скважинах, также пробуренных на РВО, но законченных закрытым забоем с последующей перфорацией.
Максимальные дебиты на уровне 20 -50 м3/сут для пласта БП 161 достаточно обычны для разведочных скважин. Причем низкие дебиты (на уровне единиц м3) получены, как правило, там, где были небольшие по нефтенасыщенной толщине пропластки и очень низкие проницаемости (1 - 3 мД), и есть определенная корреляция между этими параметрами и деби-тами. Если сравнивать эти результаты с горизонтальными скважинами, то сразу обращает на себя внимание, что, несмотря на увеличение нефтенасыщенной мощности до 300 - 400 метров (т.е. на два порядка по сравнению с вертикальными скважинами), увеличения дебитов в горизонтальных скважинах не произошло. Даже если предположить, что во всех этих стволах были проницаемости на уровне 1 - 3 мД, то все равно
Табл. 1. Результаты сравнения средних показателей по продуктивности скважин, пробуренных на РВО (FLO-PRO NT) и РУО (VERSACLEAN и MEGADRIL)
Тип бурового раствора РВО РУО
Количество скважин 7 скв. 15 скв.
Пласты продуктивные БУ8-9 БУ8-9
Длина фильтров, м 364 549,8
Нефтенасыщенная мощность, м 262 515,4
Дебит смеси газоконденсата, тыс. м3/сут 1158 2295,1
Гидропроводность, Д х м/сПз 20 330,2
Проницаемость по ГДИ, мД 23,8 220,3
Депрессия, МПА 5,2 3,34
Продуктивность, тыс. м3/сут/МПа 272,3 1018,6
Продуктивность удельная, т.м3/сут/МПа/м 1,03 2,16
А.Р. АРСЛАНБЕКОВ,
начальник управления скважинных технологий
ОАО «НОВАТЭК»
А.А. ЛУТФУЛЛИН,
заместитель генерального директора, главный геолог
ООО «НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз»
A.В. МЕДЕНЦЕВ,
руководитель направления «Решения для бурения», Россия и Центральная Азия
M-I SWACO, A Schlumberger Company
B.А. МОСИН,
к.т.н, главный технолог Научно-Технологического Центра, г. Волжский
rumarcom@miswaco.sb.com
А.В. КОРОЛЕВ,
исполнительный директор, Россия
M-I SWACO, A Schlumberger Company
Опыт вскрытия гидрофобных коллекторов Юрхаровского и Восточно-Таркосалинского месторождений показывает, что для вскрытия подобных пластов наиболее подходящими являются растворы на углеводородной основе. Повышенная продуктивность скважин, пробуренных на РУО, полностью перекрывает дополнительные затраты на буровой раствор и ведет к росту экономической эффективности бурения.
Табл. 2. Результаты работ по вскрытию и освоению горизонтальных скважин на Восточно-Таркосалинском месторождении (пласт БП-16) на буровом растворе
на водной основе
Скв. №22010 Скв. №58 Скв. №31007 Скв. №57 Скв. №31008
127 | 114 (1 ств.)
Начало бурения 09.01.07 31.01.07 08.09.07 27.10.07 18.02.08 17.02.08
Окончание бурения 31.01.07 10.05.07 04.12.07 06.12.07 31.03.08 05.03.08
Количество дней 22 99 87 40 42 16
Диаметр ствола, мм 152,3 152,3 142,9 142,9 142,9 152,4
Длина фильтров, м 245 367 279 210 364 205
Тип фильтра ФСЭЛ-127 ФСЭЛ-114 ФСЭЛ-114 114 мм - 12 отв. (15) / 1 м 127 мм - 12 отв.(20) / 1 м
Депрессия, атм. 99 232 261 Я 180 207
Дата ввода в экспл. 01.0' 6.07 08.12.07 01.01.08 19.04.08 17.03.08
Диаметр шт., мм 11 10 10 9 10
Ож, м3/сут 140 28 27 50 45
Динам. уровень, м 2710 2655 2974 2824 2960
Обводненность, % 10 до 1 до 1 до 1 до 3
Табл. 3. Результаты освоения горизонтальных скважин на ВТСМ в 2010-2011 гг.
Куст 4 4 8 8
Скважина (ствол) 6 7 10 (1) 10 (2)
Интервал, м 3282 - 4200 3222 - 4100 3452 - 4332 2803 - 3993
Длина интервала, м 918 878 880 1190
Пласты продуктивные БП16 БП16 БП16 БП16
Основной пласт БП16 (1 - 2) БП16 (2С) БП16 (1 - 3) БП16 (1 - 3)
Доля основного пласта, % 82 69,7 100 100
Нефтенасыщенная мощность, м 178,4 137,5 480,2 320
Средневзвешенная Кпр., мД 1,4 1,4 3,4 4,3
Макс. проницаемость, мД 9,4 8 18,2 25
Тип закачивания цементир. фильтр. фильтр. фильтр.
Диаметр шайбы, мм ЭЦН 5 12 12
Диаметр штуцера, мм нет 10 15 15
Тип перфоратора ПКО-73 нет нет нет
Характеристика перфорации, отв. / диаметр 20/ нет нет нет
Жидкость в скв. перед перфорацией вода техн. нет нет нет
Жидкость в скв. перед освоением вода техн. РУО нефть нефть
Время освоения, час 264 14,2 9 9
Время выхода на режим, час нет 14,2 48 48
Тип фильтра нет ФС-114 ФСГПО-127 ФС-114
Характеристика фильтра, ячейка/ отв. в мм нет 0,25/10 0,25/10 0,25/10
Глубина спуска НКТ/диаметр 2622/73 3040/73 2794/73 2794/73
Уровень динамический, м 2630 1450 1945 1945
Дебит нефти, м3/сут 5(период) 17 340 340
дебиты должны быть больше, чем 27 - 28 м3/сут. Однако по результатам ГИС в скважинах №57 и №31008 были достаточно большие проницаемости, тем не менее дебиты не превысили 50 м3/сут. Т.е., несмотря на увеличение нефтенасыщенной мощности пласта и достаточно высокие проницаемости по ГИС, дебиты оказались примерно на таком же уровне, как и по вертикальным скважинам.
Похожая картина наблюдалась по ряду других месторождений с гидрофобными коллекторами (Талинское, пласты ЮК10 и ЮК11, Харампурское, Ю1 и др.), когда результаты вскрытия на РВО в горизонтальных скважинах были далеки от планов, основанных на неплохих результатах ГИС.
Изучение имеющейся информации по коллекторам пласта БП16 Восточно-Таркосалинского месторождения и общих представлений по смачиваемости пород и движению жидкостей по поровым каналам разной природы позволило предположить, что вскрывались коллекторы пласта БП16, гидрофобные по своему характеру. Это поставило под сомнение эффективность использования РВО для бурения горизонтальных стволов. При вскрытии гидрофобных коллекторов на РВО мог-
ло происходить быстрое обводнение их порового пространства и снижение фазовой проницаемости по нефти. Возможно, это явилось одной из причин загрязнения призабойной зоны и трудностей при освоении горизонтальных скважин. Скорее всего, способствовала этому также длительность контакта раствора на водной основе с пластом (в отличие от бурения обычных околовертикальных скважин). Если основываться на этом предположении, то наиболее подходящими растворами для вскрытия подобных коллекторов должны быть растворы на углеводородной основе.
В 2010 - 2011 гг. на Восточно-Тар-косалинском месторождении было пробурено на РУО 4 горизонтальных ствола в 4 скважинах (в скважине №10 пробурено 2 ствола). Результаты получились неоднозначные (табл. 3). Безусловного положительного результата по всем скважинам получить не удалось. Скважина №10 дала очень неплохой результат, как по дебиту, так и по времени освоения. Скважины №6 и №7 показали значительно более скромные дебиты, но и они дали факты для определенных, вполне однозначных выводов.
Как видно из табл. 3, все пробуренные скважины по положению на месторождении и по вскрываемым пластам можно разделить на две группы. Скважина №10 с куста 8 пробурена в восточной части месторождения на пласт БП16 (1 - 3), который характеризуется относительно 4 куста сравнительно неплохими, хотя тоже не выдающимися, фильтрацион-но-емкостными свойствами. Скважины №6 и №7 пробурены с 4-ого куста в центральной зоне месторождения на пласты БП16 (1 - 2) и БП16 (2С), имеющие худшие параметры фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС).
Кроме того, скважина №6, хотя и была пробурена на РУО, заканчивалась совершенно по другой схеме, чем скважины №7 и №8. Хвостовик в ней был зацементирован, перфорация производилась на технической воде. Это позволяет отдельно сравнить ее с соседкой по кусту. Это сравнение показывает, что скважина №6 явно проигрывает скважине №7, хотя ФЕС по этим двум скважинам примерно одинаковые (причем, очень плохие). Средневзвешенная проницаемость 1,4 мД, т.е. чуть выше границы коллектор - неколлектор, максимальные прони
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.