Повышение скоростей бурения и дебитов скважин разработкой и совершен

Вышеуказанные осложнения еще в большей мере проявляются при вскрытии продуктивных пластов на поздней стадии разработки месторождений, так как в результате реализации мероприятий по поддержанию пластового давления зачастую, особенно при неоднородных пластах, происходит его повышение на 3–8 МПа выше гидростатического и связанной с этим необходимостью применения утяжеленных буровых растворов плотностью 1300–1800 кг/м3. При этом повышенное содержание твердой фазы не только снижает устойчивость системы к электролитам, а также приводит к снижению показателей работы долот, забойных двигателей, состояний стволов скважин, качества крепления и вскрытия нефтяных и газовых пластов, особенно низкопродуктивных, к которым в пределах Пермского края приурочено более половины запасов нефти. Наряду с этим повышаются затраты на материалы

ихимические реагенты для приготовления и обработки бурового раствора. Таким образом, общепринятый у нефтедобытчиков Пермского края метод предупреждения порчи раствора повышением противодавления на продуктивный пласт не оправдал себя. Решение этого вопроса представляется возможным только при использовании для промывки скважин буровых растворов, максимально соответствующих горногеологическим условиям, т.е. таких систем растворов, на которые не оказывали бы влияние компоненты, образующиеся в стволе скважины или попадающие в него в процессе бурения.

Всвязи с этим актуальной является проблема разработки метода системного анализа особенностей геолого-технических условий бурения

ивскрытия продуктивных пластов как научной основы идентификации – районирования разрезов и создания для каждого из них устойчивых саморегулирующихся систем буровых растворов.

Разработаны и внедрены в практику бурения следующие типы буровых растворов: с низким содержанием твердой фазы; безглинистые; эмульсионно-глинисто-карбонатный; пониженной плотности; с естественной полисолевой минерализацией (ЕПСМ); инвертно-эмульсионный (ИЭР); безглинистые полимерсолевые; на основе пластовых вод; для бурения соленосных отложений и заканчивания скважин.

Так, например, применение безглинистых буровых растворов на Рассветном месторождении позволило повысить первоначальные удельные дебиты скважин на 1 т/сут в сравнении с дебитами, получаемыми при вскрытии на глинистых растворах.

11

11

Наряду с указанным, внедрение безглинистых буровых растворов позволило перейти на низкооборотное бурение, используя винтовые забойные двигатели, что дало возможность повысить проходку на долото в 2–3 раза.

Переход на бурение с промывкой безглинистым буровым раствором на основе пластовых вод, отбираемых из скважины, пробуренной в кусте, позволяет на 80–90 % уменьшить объем грузоперевозок на скважину. В расчете на одну скважину объем грузоперевозок материалов и химических реагентов сокращается в 5–30 раз.

Для оценки влияния буровых растворов и технологии вскрытия продуктивных пластов на продуктивность скважин на Кокуйском месторождении был проведен уникальный эксперимент. Вскрытие тульского, бобриковского горизонтов и малиновского надгоризонта в скважинах № 2179, 2134 и 717 было осуществлено различными типами буровых растворов: глинистым, безглинистым и инвертно-эмульсионным соответственно. Все скважины были пробурены в одном кусте одной буровой бригадой. В скважине № 2170 работы по вскрытию продуктивного пласта провели с применением традиционной технологии: пласт был вскрыт с промывкой глинистым раствором плотностью 1250 кг/м3, обработанным УЩР и карбонатом натрия. Ствол скважины до забоя был обсажен колонной диаметром 146 мм и зацементирован.

В скважине № 2134 эксплуатационная колонна диаметром 168 мм была спущена до кровли тульского горизонта и зацементирована, а пласт был вскрыт с промывкой полимерсолевым буровым раствором плотностью 1030 кг/м3, обработанным КССБ и КМЦ. Скважина № 2717 была построена по конструкции, аналогичной скважине № 2134. Вскрытие пласта проводилось с промывкой инвертно-эмульсионным раствором плотностью 1030 кг/м3 и использованием в качестве эмульгатора укри- нола-1 и стабилизатора СМАД-1. Показатель фильтрации на всех скважинах поддерживали равным (6–8) · 10–6 см3.

По геофизическим данным, продуктивная толща во всех скважинах имела одинаковую характеристику.

Прогнозная оценка максимально возможных дебитов, выполненная на основе геофизической информации, показала, что все три скважины могут дать дебит в пределах 25–30 т/сут; фактические дебиты по скважи-

нам № 2170, 2134, 717 составили 0,9, 10 и 21 т/сут.

Следует отметить, что ни в одном случае не был получен потенциальный дебит ввиду загрязнения призабойной зоны пласта. С целью поис-

12

ка более эффективных технологий заканчивания скважин в данной монографии детально рассмотрена технология вскрытия продуктивного пласта на депрессии и пути ее совершенствования.

С целью повышения продуктивности и долговечности скважин, пробуренных по ранее применяемым технологиям, авторами была разработана и описана технология вторичного вскрытия продуктивных пластов щелевой гидропескоструйной перфорацией.

Авторы будут благодарны читателям, высказавшим замечания и предложения по данной работе, и учтут их в своей дальнейшей деятельности.

13

1. ИДЕНТИФИКАЦИЯ РАЗРЕЗОВ. ВЗАИМОСВЯЗЬ СОСТАВА И СВОЙСТВ БУРОВЫХ РАСТОВОРОВ

СГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИМИ УСЛОВИЯМИ БУРЕНИЯ

ИВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

1.1. ПОНЯТИЕ ИДЕНТИФИКАЦИИ РАЗРЕЗОВ

Успешное строительство нефтяных и газовых скважин во многом зависит от правильного выбора и показателей свойств бурового раствора. Это вызвано тем, что буровые растворы являются средой, в которой происходит разрушение горных пород, и с тем, что они несут ряд ответственных технологических функций. Так, свойства буровых растворов влияют на качество вскрытия, результаты освоения коллекторов нефти и газа, качество геофизических исследований, очистку ствола

изабоя скважины от выбуренной или осыпавшейся породы, фильтрационные процессы, сохранение устойчивости стенок скважины, качество крепления скважин и буримость горных пород. Наряду с указанным, свойства буровых растворов оказывают влияние на работоспособность забойных двигателей и породоразрушающего инструмента, бурильных

иобсадных труб.

Теория и практика разработки и промышленного применения буровых промывочных растворов показывает, что их получение представляет значительно меньше трудностей, чем предупреждение отклонений показателей свойств, которые происходят в результате взаимодействия растворов с пластовыми флюидами и выбуренной породой. Предупредить отклонение показателей свойств буровых растворов от регламентированных возможно только при достаточно полном учете количества и состава компонентов, поступающих в него в процессе углубления ствола скважины, или созданием таких систем растворов, на которые не оказывали бы влияние выбуриваемые горные породы и пластовые флюиды. Сохранение физико-химических свойств буровых растворов и создание устойчивых, инактивных к солям из горных пород и пластовых вод систем буровых растворов невозможно без знания геолого-технических

14

условий бурения. Важным моментом является оценка взаимовлияния условий бурения и вскрытия нефтяных пластов на выбор бурового раствора и последнего на состояние пород и пластовых флюидов в призабойной зоне скважины.

В связи с этим авторы предлагают метод идентификации (районирования) разрезов, в основе которого лежит комплексное изучение гео- лого-технических условий бурения и вскрытия продуктивных пластов, теоретические и экспериментальные исследования влияния составов и свойств буровых растворов на сохранение естественной продуктивности, качество крепления, показатели бурения, состояние стволов скважин, стойкость буровых растворов к воздействию на них пластовых флюидов и горных пород.

Под идентификацией (районированием) разрезов понимается выделение в пределах одного или нескольких месторождений разрезов или их частей с одинаковыми или близкими по требованиям к составу и свойствам буровых растворов. Успешное идентифицирование разрезов возможно только при наличии надежных критериев.

Ниже на примере геолого-технических условий бурения и вскрытия продуктивных пластов Пермского края, в целом аналогичного по условиям бурения Башкортостана, Татарстана, Удмуртской Республики, Самарской области и других районов Урало-Поволжья, выполнена разработка критериев и проведена идентификация разрезов.

1.1.1.Геолого-технические условия бурения

ивскрытия продуктивных пластов в Пермском крае и их влияние на выбор состава и свойств бурового раствора

Исходя из особенностей геологического строения и условий залегания в Пермском крае выделяют шесть основных структурных элементов: Башкирский и Пермский своды, Камско-Кинельскую моноклиналь, Предуральский прогиб, Верхнекамскую впадину и КомиПермяцкий погребенный свод. Разрез месторождений и площадей данного региона до девонской системы включительно на 72,8–99,6 % сложен карбонатными и сульфатными породами, а при рассмотрении

15

15

Таблица 1 . 1

Соотношение мощностей карбонатных и терригенных отложений по структурным элементам Пермского края

разреза до кристаллического фундамента – на 28,6–74,5 %, остальная часть разреза сложена терригенными породами: аргиллитами, алевролитами, песчаниками (табл. 1.1).

Химический и минералогический состав горных пород

К числу основных факторов, влияющих на качество бурового раствора, относят состав горных пород, слагающих разрез [1, 2]. Влияние некоторых пород на показатели бурового раствора рассмотрено в [3, 4].

Регулярного, систематического изучения химического состава горных пород структурных элементов Пермского края не проводилось.

Нами были обобщены результаты исследования химического состава горных пород по одноименным стратиграфическим горизонтам Пермского края. Определение ионного состава горных пород проведено по данным сокращенного химического анализа 565 проб, отобранных из 35 скважин. Кроме того, образцы пород для исследования были отобраны при бурении опорных скважин. Ошибкавопределениисоставагорныхпороднепревышала1,5 %.

16

ходит под общим влиянием ионов кальция и сульфат-ионов. Пласты гипсов и ангидритов часто перемежаются с пластами известняков и доломитов, что обусловливает трудность определения их мощности.

Выявлено, что содержание сульфата кальция даже в пределах одного месторождения может изменяться. Так, в скважине №1 Кудымкарской площади массовая доля сульфата кальция в породах наиболее высокая и по отдельным пробам составляет в кровле фаменского яруса 50,3 и 76,6 %, вассельском ярусе – 19,5 и 63,0 % и т.д. Повышенное содержание сульфата кальция (до 40–60 %) также отмечено в нижней части кунгурского яруса Соликамской депрессии. Востальнойчастиразрезаегосодержаниесоставляет1,0–2,7 %.

Минералогический состав терригенных отложений рассмотрен по опорным скважинам. Терригенные отложения представлены в основном легкой фракцией: кварцем (26–100 %), полевыми шпатами (0–42,8 %). Тяжелая фракция представлена цирконом, пиритом, турмалином и др. Содержание их неповсеместно и не превышает 5 %.

Установлено, что химический состав горных пород по одноименным стратиграфическим горизонтам структурных элементов Пермского края отличается незначительно (табл. 1.3). Исключение составляет состав

Примечания:

1.*НО – нерастворимый осадок.

2.ППП – потери при прокаливании.

3.Определение химического состава горных пород выполнено химикоаналитической лабораторией КФ ВНИГНИ.

18