Повышение скоростей бурения и дебитов скважин разработкой и совершен

мые); исключить оставление цементных стаканов в колонне, а также нахождение цементного раствора до проектной высоты и связанную с этим необходимость повторного цементирования; уменьшить вредное влияние фильтрата цементного раствора на продуктивные пласты; обеспечить условия работы цементировочных агрегатов и труда тампонажников; уменьшить диаметры эксплуатационных, разведочныхипоисковыхскважин.

1.7.9. Выводы

Результатами испытаний и промышленного внедрения выявлены следующие преимущества новых буровых растворов.

Применение ЭГКР, буровых растворов пониженной плотности, пресных и с ЕПСМ, безглинистых полимерсолевых и на основе пластовых вод, инвертно-эмульсионных позволяет повысить качество, скорость и снизить стоимость строительства скважин за счет соответствия их состава и физикохимических свойств геолого-техническим условиям бурения.

Вскрытие продуктивных пластов с промывкой безглинистыми полимерсолевыми буровыми растворами и на основе пластовых вод позволит сократить время очистки ПЗП более чем в 3 раза. В результате удастся повысить начальную удельную продуктивность скважин на 1,2–2,7 т/сут·м

иза счет этого получить дополнительно из 32 скважин Рассветного месторождения 28 057,9 т нефти. Повышение скоростей при бурении с промывкой новыми типами буровых растворов достигают за счет роста проходки на долота и механической скорости на 5–57 и 7–41, 7–18 и 11–52, 15–25

и17–34, 36–100 и 50–53, 104 и 53 м/ч в случае использования ЭГКР, буровых

растворовпониженнойплотности, безглинистыхполимерсолевыхинаоснове пластовых вод, буровых растворов для соленосных отложений, снижения затрат времени на приготовление и обработку растворов в 1,1–1,4 раза, исключения затрат времени на проведение геофизических исследований ввиду хорошего состояния стволов скважин.

Применение ЭГКР и безглинистых растворов на основе пластовых вод позволяет повысить качество крепления скважин в 2–4 раза и уменьшить число скважин с неудовлетворительным качеством крепления в 3–5 раз по причине снижения интенсивности кавернообразования, а при использовании безглинистых систем повысить качество их крепления за счет предупреждения образования глинистой корки на стенах скважин.

Бурение с промывкой новыми типами буровых растворов позволяет снизить затраты на материалы и химические реагенты для приготовления

191

иобработки буровых растворов в 1,5–8,6 раза, в частности: при использовании ЭГКР – в 2,3–2,8 раза, повышенной плотности и полимерсолевых растворов–

в1,4–1,8 раза, буровыхрастворовнаосновепластовыхвод– в1,5–8,6 раза.

Спомощью анализа влияния свойств буровых растворов на показатели работы более 1000 долот установлено, что наибольшее снижение проходки на

долото (с 70–85 до 35–40 м) происходит при повышении плотности бурового раствора с 1060 до 1140 кг/м3. Дальнейшее увеличение плотности бурового растворанезначительноотражаетсянатемпесниженияпроходкинадолото.

Получены математические модели зависимости проходки и механической скорости от показателей свойств буровых растворов, показавшие, что увеличение плотности бурового раствора на 1 % приводит к понижению проходки на долото и механической скорости на 8,5 и 8,6 % соответственно.

Применение безглинистых растворов позволило увеличить межремонтный период винтовых забойных двигателей и проходку на двигатель на 38 и 109 % соответственно.

Бурение с промывкой безглинистыми буровыми растворами позволило повысить информативность геофизических исследований ввиду уменьшения глубины зоны проникновения более чем в 3 раза, упростить конструкцию низа обсадной колонны и технологию цементирования за счет лучшего состояния ствола скважины.

Применение буровых растворов для соленосных отложений позволяет предупредить осыпи, обвалы, растворение пород и повысить проходку на долото в 1,8–2 раза.

На скважинах, пробуренных с промывкой безглинистыми буровыми растворами на основе пластовых вод, объем грузоперевозок материалов и химических реагентов уменьшается в 1,3–16 раз.

Применение цементных растворов с повышенной водоудерживающей способностью позволяет успешно цементировать скважины, пробуренные с промывкой технической водой, безглинистыми и глинистыми буровыми растворами с подъемом цемента на проектную высоту при расчетных давлениях продавки.

Технология приготовления и методы химической обработки новых буровых растворов просты, легко осваиваются буровыми бригадами и облегчают условия труда рабочих.

Новые типы буровых растворов применены при бурении 1222 скважин с общей проходкой 1660 тыс. м. Экономический эффект от их внедрения только на ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» (бывшее ПО «Пермнефть») за 1981–1985 годы составил 4,17 млн руб.

192

2. ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ НА ДЕПРЕССИИ

Впредшествующей главе отмечалась актуальность выбора рациональной технологии заканчивания скважин.

Сложность проблемы обусловлена разнообразием геологических условий, наличием большого числа тесно связанных между собой факторов, переплетением причин и следствий научного и организационного характера [100].

Всвязи с возросшими в настоящее время требованиями к качеству заканчивания скважин проблема сохранения естественной проницаемости ПЗП при их вскрытии является весьма актуальной и требует разработки

искорейшего внедрения на буровых и нефтегазодобывающих предприятиях новых технических и технологических решений.

Известно, что применение традиционных технологий и буровых растворов при заканчивании скважин значительно снижают их продуктивность. Например, по месторождениям Западной Сибири достигается лишь 50–70 % потенциальной продуктивности, для низкопроницаемых коллекторов (K < 0,01 мкм2) этот показатель еще ниже [13, 141, 143].

Несмотря на продолжение в России и за рубежом работ по предупреждению отрицательного влияния буровых растворов на коллекторские свойства нефтяных и газовых пластов, исключительно актуальной является проблема по разработке новых научных и методических подходов, отличающихся от традиционных способов.

Анализ состояния изученности вопросов по взаимодействию буровых растворов и специальных жидкостей с терригенными и карбонатными горными породами позволяет сделать вывод об ограниченности существующих методов исследования в этом направлении.

По мнению А.И. Пенькова и В.Н. Кошелева [97], необходимо активнее развивать аналитические методы оценки, отличающиеся большой оперативностью, с учетом варьирования необходимым количеством влияющих параметров (факторов).

Аналитические исследования, проведенные в ОАО НПО «Бурение» и других научно-исследовательских организациях, показали, что степень повреждаемости пласта зависит от его петрографических характеристик

193

(пористости, проницаемости, глинистости), величины межфазного натяжения (δ), краевого угла смачивания (θ), увлажняющей способности (П0), действия динамического напряжения сдвига бурового раствора ( τ0 ) и ве-

личины депрессии ( Р) при освоении скважины.

С учетом вышеизложенного можно выделить два основных направления в технологии вскрытия продуктивных пластов:

–технология бурения на репрессии, когда применяемый раствор

иего фильтрат изменяют свойств ПЗП и трудно удаляются;

–технология бурения на депрессии и равновесии, когда исключается проникновение бурового раствора и его компонентов в ПЗП.

Рассмотрим каждое из вышеуказанных направлений.

2.1.ВЛИЯНИЕ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ НА КАЧЕСТВО ВСКРЫТИЯ

ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ НА РЕПРЕССИИ

Отрицательное влияние буровых растворов на продуктивный пласт многообразно и, по данным В.А. Амияна [98], Г.А. Бабаляна [99], П.С. Васильева [100], Ш.К. Гиматудинова [101], К.Ф. Жигача и К.Ф. Пауса [102], Ф.И. Котяхова [24], Г.Т. Овнатанова [25], К. Гетлина [103] и других отечественных и зарубежных исследователей, сводится к набуханию глинистых минералов породы под воздействием фильтрата бурового раствора, закупорке пор твердыми частицами бурового раствора, осадками из фильтратов либо из самих пластовых жидкостей при явлениях флокуляции, суффозии, химических реакциях компонентов раствора с компонентами пласта, снижению фазовой проницаемости для нефти при внедрении в призабойную зону водной фазы раствора, образованию водонефтяных эмульсий и газожидкостных систем в призабойной зоне, особенностям формирования зон проникновения. Все эти процессы обусловлены воздействием на пласт твердой фазы, или фильтрата бурового раствора, или одновременным влиянием обоих факторов.

При проектировании состава дисперсионной среды бурового раствора определяющим фактором является инертность фильтрата и даже упрочняющее и модифицирующее его действие на глинистый цемент коллекторов. Кроме этого, фильтрат не должен проникать на большую глубину, быть подвижным и легко извлекаться.

194

Глубина проникновения фильтратов буровых растворов неодинаково оценивается рядом авторов. Так, по данным И.И. Наборщиковой [12], для условий Пермского Прикамья глубина проникновения фильтрата доходит до 16 диаметров ствола скважины, а, по исследованиям В.М. Карпова и др. [13], составляет 0,11–0,22 м. Наименьшая глубина проникновения фильтрата (0,05–0,1 м) получена при использовании водных растворов ПАА [14]. Такой большой разброс в определении глубины проникновения фильтрата, по-видимому, обусловлен применением буровых растворов, отличающихся по составу и показателям свойств, а также разнообразием условий бурения, в частности особенностями геолого-физических свойств коллекторов и фи- зико-химическими свойствами насыщающих их жидкостей.

К фильтратам буровых растворов предъявляются следующими требования: не образовывать эмульсий и осадков с пластовыми флюидами, обладать низким поверхностным натяжением на границе раздела фаз, при образовании в пласте смеси с пластовым флюидом иметь низкие напряжения деформации сдвига. В [15, 16] показано, что присутствие катионов К+ в фильтрате бурового раствора в значительной мере удовлетворяет вышеуказанным требованиям. В [104] отмечается, что эту роль могут выполнять NН4 и Fе+2. В случае применения калиевых систем необходимо учитывать температурный режим, при котором планируют использовать буровой раствор [17]. В[105] показаны преимущества комплексного ингибирования катионами К+ и Са+2 и предложено в качестве ингибиторов использовать калий- содержащиеотходы(хлоркалий-электролит, минерализаторМИН-1 идр.).

Обзор исследований показывает, что химические реагенты, применяемые для обработки буровых растворов, оказывают отрицательное влияние на призабойную зону. Это обусловлено тем, что, попав в продуктивный пласт в составе фильтрата или непосредственно бурового раствора, они могут усиливать или уменьшать набухание глинистыхчастиц [18, 21], изменять физикохимические свойства поровых каналов [20, 106], образовывать на входной поверхности сжимаемую глинополимерную пленку [22], формировать преграды в виде полимерных слоев, ассоциатов макромолекул и участков пространственной сетки [23]. Электролиты, ПАВ, твердая фаза бурового раствора способствуютобразованиюэмульсийвпризабойнойзоне[24–26].

Наличие в растворе активной глинистой фазы в больших количествах приводит к интенсивной кольматации порового пространства пород, значительно снижая их пористость и проницаемость. Так, глины, исполь-

195

зуемые для приготовления бурового раствора, содержат до 50 % частиц величиной менее 0,01 мм и 25 % частиц величиной не более 0,001 мм. Снизить отрицательное влияние твердой фазы можно за счет уменьшения ее концентрации в буровом растворе, а также с помощью регулирования ее дисперсности и химического состава. Однако проектирование и поддержание необходимой дисперсности твердой фазы бурового раствора является весьма трудоемкой операцией и связано с применением оборудования для избирательной очистки, так как в процессе бурения дисперсность твердой фазы изменяется как за счет диспергирования введенной твердой фазы, так и за счет обогащения бурового раствора шламом. Следует отметить, что отсутствие эффективных средств селективной очистки не позволяет при данном уровне технического оснащения применять метод кольматации путем регулирования дисперсности твердой фазы.

М.Р. Мавлютовым и В.Н. Поляковым показана возможность регулирования глубины проникновения фильтрата и твердой фазы путем кольматации коллектора струями бурового раствора [107]. Проведение операций приствольной кольматации буровым раствором, содержащим кольматирующую твердую фазу определенной дисперсности и растворимую в кислоте, является эффективным средством создания экрана и в определенной мере предупреждает загрязнение коллектора. Еще более эффективным, повидимому, будет при определенных коллекторских свойствах продуктивных пластов применение метода кольматации пластов коагуляционными сгустками безглинистых полимерных буровых растворов.

Положительное влияние безглинистых полимерсолевых растворов на качество вскрытия продуктивных пластов также достигается за счет уменьшения продолжительности контакта бурового раствора с продуктивным пластом по причине повышения буримости горных пород.

Влияние промывочной среды на буримость впервые изучалось П.А. Ребиндером, Л.А. Шрейнером, К.Ф. Жигачом [108–110]. Установлено, что в процессе бурения в результате физико-химических явлений, протекающих на поверхности раздела «порода – среда», снижается прочность горных пород, повышается их способность к механическому разрушению. Было предложено использовать процессы смачивания и адсорбции для облегчения механического разрушения твердых тел. Влияние химической обработки на процесс разрушения горных пород изучено недостаточно. Обычно влияние реагентов-стабилизаторов и реагентовпонизителей фильтрации на процесс разрушения горных пород связыва-

196

ют с величиной вязкости, показателем фильтрации и выравниванием перепада давления на забое.

Многие исследователи первостепенное значение в интенсификации процесса разрушения отводят снижению плотности бурового раствора, рассматривая влияние его плотности и реологических свойств через комплексный показатель – дифференциальное давление [111–122].

Уменьшение дифференциального давления влечет за собой увеличение механической скорости бурения. Если в процессе разрушения буровая промывочная жидкость фильтруется сквозь забой, то происходит уравновешивание гидростатического давления в пределах глубин проникновения жидкости. Полное или частичное уравновешивание давлений зависит от физико-химических свойств промывочной жидкости, параметров режима бурения, а также характеристик разбуриваемой породы (пористости, проницаемости и др.) [123–129].

По данным В. Маурера [118], Г. Дарли [130] и др., на эффективность работы долот оказывает влияние показатель фильтрации бурового раствора. Замедление бурения при снижении показателя фильтрации авторы объясняют действием эффекта удерживания шлама на забое за счет создания избыточного давления при недостаточно быстром заполнении фильтратом образующейся трещины. Причем чем больше фильтрация, меньше вязкость фильтрата и лучше его смачивающая способность, тем легче фильтрат попадает под обломки разрушенной породы.

Д. Ламмусом, Я.Д. Филджем выявлено, что увеличение содержания в буровом растворе твердой фазы на 2,2 % вызывает снижение проходки на долото на 21,5 м, а механической скорости – на 0,9 м/ч [133].

По данным [134], повышение концентрации глинистых частиц на 1–5 % по сравнению с чистой водой приводит к снижению механической скорости ипроходки на долото на 25–50 %. В [135] показано, что ввод втехническую воду 10–30 % твердой фазы снижает буримость пород, а при вводе ее 30–50 % имеетместомаксимальноеснижениеотносительной скоростибурения.

При бурении глубоких скважин с промывкой забоя буровыми растворами гидростатическое давление, как правило, превышает пластовое. Разность давлений над консолью и под ней определяет величину дифференциального давления, которое прижимает консоль к массиву забоя и затрудняет ее отделение. Прижатие частиц породы к забою дифференциальным давлением в настоящее время можно считать общепризнанным [123, 125, 127, 129, 132], хотя механизм этого явления исследован недостаточно.

197

В консоли заключен основной объем породы, разрушаемой при каждом акте взаимодействия, поэтому условия ее отделения прежде всего сказываются на механической скорости бурения. Именно трудностью отделения разрушенной породы объясняется кратное снижение производительности долота при бурении глубоких скважин и при переходе с продувки забоя газообразными агентами на промывку буровыми промывочными жидкостями [117, 123, 126, 127, 136].

Так, в [132] отмечается, что переход с промывки забоя водой на промывку глинистым раствором влечет за собой изменение механизма очистки забоя от выбуренной породы. Анализ фракционного состава проб шлама, отобранных при бурении, показал, что при промывке скважины глинистым раствором процентное содержание крупных фракций меньше, а мелких больше, чем при промывке водой.

По Д. Мерфи [137], перепад давления в 3,5 МПа наиболее значительно влияет на механическую скорость. С увеличением дифференциального давления происходит переход от эффективного хрупкого или объемного разрушения к малоэффективному разрушению горных пород. Особенно резко это проявляется в области перехода от бурения на равновесии к бурению с депрессией, когда быстро возрастает скорость проходки, или с репрессией, когда быстро снижается скорость проходки по мере увеличения репрессии.

По оценке М.Р. Мавлютова [138], увеличение репрессии на Шуртанской площади на 1 % снижало механическую скорость бурения и проходку на долото соответственно на 8,6 и 8,5 %. Из анализа факторов, оказывающих влияние на качество вскрытия продуктивных пластов и скорость бурения, следует, что наиболее перспективным является применение буровых растворов с низким содержанием твердой фазы обычной и кислоторастворимой, а также безглинистых полимерных буровых растворов. Однако буровые растворы с низким содержанием твердой фазы в процессе бурения из-за плохой очистки практически повсеместно обогащаются выбуренной породой и через 100–300 м проходки переходят в буровые растворы из выбуренных пород. В том случае, когда породы карбонатные, их удаление из пластов возможно кислотной обработкой. Значительно меньшее отрицательное влияние на продуктивные пласты оказывают буровые растворы, не содержащие твердой фазы и имеющие предельно низкие значения вязкости и структурно-механических показателей, поэтому последние более перспективны, особенно при проводке скважин на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, к которым относятся

198

большинство месторождений Урало-Поволжья. В этих условиях, как показано выше, требуется буровой раствор с низкой плотностью и минимальным показателем фильтрации, стойкий к пластовым водам и сероводородной агрессии. Однако при бурении с промывкой безглинистыми буровыми растворами должна обеспечиваться неглубокая, но надежная кольматация пристенного слоя стенок скважин, чтобы исключить отрицательное воздействие фильтрата и твердой фазы не только бурового, но и цементного раствора на коллектор. Последнее обусловлено тем, что в процессе цементирования пласты испытывают репрессию в 1,3–1,6 раза большую, чем при бурении, а также высоким водоотделением из цементного раствора как при движении [19], так и в покое [139].

Сохранение естественной проницаемости продуктивных пластов

вбольшей мере определяется не только буровыми растворами, используемыми при бурении и вскрытии пластов, но и растворами, применяемыми при креплении, перфорации и вызове притока.

Следует отметить, что в настоящее время в отечественной и зарубежной практике каждый этап строительства скважин, начиная от начала бурения и кончая вызовом притока, сопровождается частичной или полной заменой промывочной жидкости в стволе скважины, что, безусловно, повышает стоимость и снижает качество строительства скважин.

Перспективным, на наш взгляд, является создание такого бурового раствора, фильтрат которого обладает сильным ингибирующим действием для исключения гидратации и диспергирования глинистых пород, имеет низкое межфазное натяжение на границе раздела с пластовыми флюидами и не образовывает нерастворимых осадков при контакте с пластовой водой.

Однако, как показывает обзор исследований, при использовании даже наиболее прогрессивных типов буровых растворов не представляется возможным исключать отрицательное воздействие на продуктивный пласт. Кроме того, традиционная технология бурения с поддержанием

вскважине давления выше пластового давления (с положительным дифференциальным давлением – репрессией) имеет следующие недостатки: образование глинистой корки на стенках скважины, обусловливающей нередко прихваты инструмента, сальникообразование и поршневание, снижение качества разобщения пластов; возможность поглощения бурового раствора; затяжки, прихваты под действием перепада давления; повышенный расход реагентов на приготовление и стабилизацию буровых растворов.

199

На различных этапах строительства скважин происходит ухудшение коллекторских свойств продуктивного пласта [139]. Так, по данным гидродинамических исследований пластоиспытателем КИИ-95 на Конитлорском месторождении, величина скин-эффекта после окончания строительства скважин достигает 19, а производительность пласта снижается почти в 5 раз [140]. Одним из основных направлений повышения продуктивности скважин и увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН) является обеспечение сохранности фильтрационно-емкостных свойств пласта в процессе строительства скважин и прежде всего при первичном вскрытии продуктивных пластов.

В результате многочисленных экспериментальных и промысловых исследований установлено влияние репрессии на пласт, которое проявляется в снижении проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП). Анализ влияния технологических факторов на продуктивность скважин на примере Лянторского месторождения показал, что увеличение репрессии на пласт при бурении в 1,5 раза снижает дебит в 2 раза [141]. Изучение промысловых материалов бурения и эксплуатации скважин на Приразломном месторождении свидетельствуют о значительном отрицательном влиянии бурового раствора на коллекторские свойства пласта при первичном его вскрытии в условии репрессии [141].

Исследованиями авторов показано, что, совершенствуя технологию заканчивания скважин, в частности применяя безглинистые буровые растворы и открытые стволы, представляется возможным существенно повысить качество вскрытия продуктивных пластов [93].

Так, для оценки влияния буровых растворов и технологии вскрытия продуктивных пластов на продуктивность скважин в бывшем объединении «Пермнефть» на Кокуйском месторождении был проведен уникальный эксперимент. Вскрытие тульского и бобриковского горизонтов и малиновского надгоризонта в скважинах № 2170, 2134 и 717 было осуществлено с промывкой 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 проводили с применением традиционной технологии: пласт вскрывался с промывкой глинистым раствором ρ = 1250 кг/м3, обработанным УЩР и карбонатом натрия. Ствол скважины до забоя был обсажен обсадной колонной диаметром 146 мм и зацементирован. В скважине № 2134 эксплуатационная колонна диамет-

200