Повышения эффективности вскрытия продуктивных пластов бурением

На сегодняшний день большинство месторождений, используемых для добычи нефти имеют третью стадию разработки, а также характеризуются, как имеющие падающую разработку. Дренирование флюидов, а также имеется приурочивание к никзкопроницаемым коллекторам, что еще больше осложняет добычу нефти. К месторождениям с такими характеристиками применяются методы повышения нефтеотдачи пласта(ПНП).

В качестве рассматриваемых показателей для анализа вскрытия условий бурения и продуктивных пластов, был взят Пермский край. В данном регионе применялись буровые растворы, также были изучены фильтрационные свойства. При применение буровых растворов уровень фактической плотности является наиболее высоким. Необходим являлось решение проблемы исключения попадания флюидов пласта в воздух и окружающую среду. Именно для этого применялась методика в условиях депрессии «скважина-пласт»1.

На сегодняшний день не только Россия изучает данную методику бурения, но и зарубежные коллеги. Это связано с постоянно возрастающим стремлением к предупреждению нарушений коллекторских свойств пласта, повышению механической скорости проходки и предупреждению поглощений при бурении скважин в истощенных пластах. Технология и оборудование для бурения с продувкой естественным газом были впервые разработаны и внедрены в 50-х годах XХ века при бурении семи газовых скважин на Тахта-Кугультикском, Петровско-Благодарненском и Расшеватовском газовых месторождениях Ставропольского края. В дальнейшем работы по бурению на депрессии и равновесии давлений в системе «скважина-пласт» были продолжены, в том числе и в других регионах России, а также на Украине и в Средней Азии.

Следующим этапом исследования было составление анализа исследований отечественных и иностранных ученных связанных с технологией вскрытия продуктивных пластов. Отрицательное влияние буровых растворов на вскрытие продуктивных пластов было выявлено такими, отечественными ученными, как: Овтанов; Гетлина;Жигача; Гиматудинова и другие, их мнение сводилось:

• -    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, либо продуктами химических реакций 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.

Воздействие на пласт находящейся на твердой фазе или бурового раствора с воздействием фильтрата или одноименным воздействием сразу двух условий на пласты. Естественная проницаемость и ее способность к сохранению, можно определить используя не только в среде буровых растворов, но и при получении нефти, а также при креплении, перфорирование и взывание притока, данное действие обусловлено вызванной репрессией и высоким вододелением из цементного состава в композиции с водой. Но не стоит забывать, что при использовании нано технологий, связанных с бурением и применением растворов не может отвергаться гипотеза негативного воздействия на пласты.

Если рассматривать бурение в период репрессии, оно также будет иметь свои недостатки: образование глиняной коры на стенках месторождение, снижение качества пластов, поглощение бурового раствора, перепад давление, увеличение количества расхода реагента.

Гипотеза о продуктивном замачивании и использовании буровых растворов в Пермской области подтвердилась на практике: продуктивные пласты скважин 2170, 2134 и 717 Кокуйского месторождения были пронизаны глинистым раствором, полимерными сол ями и инвертно-эмульсионным раствором, соответственно, при одинаковой скорости фильтрации (6-8 см3/30 мин) и была проведена инфильтрация. Все скважины были пробурены в одном кусте одной буровой бригадой. Продуктивный пласт в скважине № 2170 был промыт глинистым раствором плотностью 1250 кг/м3, обработан УШР и карбонатом натрия и вскрыт. Скважина до забоя зацементирована 146миллиметровой обсадной трубой.

Время           осстановления до максимального дебита составило 50 дней для скважин, пробуренных с промывкой глинистым раствором, по сравнению с 155 днями для скважин, пробуренных с промывкой глинистым раствором.

В ходе исследования было выявлено, что для предотвращения загрязнения продуктивных пластов не может быть до конца предотвращённым даже при применении безглинистых и инвертно-эмульсионных буровых растворов.

Поэтому бурение на депрессии следует рассматривать как наиболее перспективную технологию бурения на депрессии. До настоящего времени бурение газовых скважин на депрессии              осуществлялось в терригенных и              карбонатных коллекторах следующих типов: пористых, трещиноватых, пористотрещиноватых, трещиновато-кавернозных и пористо-кавернозно-трещиноватых. При этом депрессия на пласт            поддерживалась            в диапазоне 0-4 МПа, в условиях, предотвращающих гидроразрыв продуктивных пластов, определяемых по уравнениям RGOR. и RPL. - Значение давления в породе и в пласте, МПа.

Исследованиями, проводимыми было доказано, что технология бурения на ОПД следует применять при вскрытии пластов, имеющих следующие характеристики:

• -    Пласты, имеющие истощенность, низкое пластическое давление, состоящие из устойчивых горных пород;

• -    Пласты имеющие высокую степень проницаемости (песчаники и карбониты);

• -    Макроскопические трещины пластов дл устойчивых горных пород(определенные размеры трещин;

• -    пласты, характеризуемые существенным содержанием горных пород, чувствительных к воздействию фильтратов буровых растворов на водной основе (разбухающие глины 1 %, дефлокулирующие 5%, гипс, ангидрит и др.

• -    пласты, характеризуемые существенной несовместимостью с фильтратами (эмульсиями, пульпой, осадками);

• -    обезвоженные пласты, с субостаточной водо- или нефтенасыщенностью, если фильтрат не вызывает эффект противоточного впитывания и фазового улавливания (применение растворов на водной основе для олеофильных систем и растворов на углеводородной основе для гидрофильных глин).

Общим требованиям для всех перечисленных пластов является устойчивость в условиях отрицательного перепада давления в системе «скважинапласт». Например, для условий Пермского Прикамья объектами для вскрытия на ОПД являются нефтяные 4

пласты с пластовыми давлениями ниже гидростатического, равном гидростатическому или превышающим его не более 0,5МПа.

Одним из важных факторов в технологии строительства скважин на депрессии является определение интервала залегания продуктивного пласта, поскольку башмак эксплуатационной колонны необходимо установить в кровлю продуктивного пласта или вскрыть его на глубину не более 0,3-0,5м.

Нами предложен поэтапный подход к определению местоположения продуктивного пласта, которое методически определяется двумя независимыми способами - аналитическим и инструментальным.

В первом случае - путём анализа материалов по ранее пробуренным скважинам и во втором - путём проведения серии каротажей, привязочного и повторных, в процессе углубления скважины. При аналитическом подходе производят построение разрезов по ранее пробуренным и проектируемой к бурению скважинам, с учётом их местоположения на местности и геологического строения месторождения. Инструментальный метод включает в терригенных отложениях запись РК и профилемера, в карбонатных отложениях - РК и ПВП за 10-20м до кровли продуктивного пласта и полного комплекса ГИС после его вскрытия на глубину 0,3-0,5м.Дифференциальное давление в системе месторождений «пластов» определяет безаварийную проводку поддерживающее нормальное регулирование. В результате исследований было выявлено, что максимально допустимое давление на стенки буровой установки не может быть выше 15% эффективных скелетных напряжений, но если рассмотреть именно Пермский край, то депрессия может колебаться в пределах 0,3 - 2 МПа. Для определения величины депрессии на стадии разработки проекта производится расчёт промывки. В отечественной и зарубежной практике его производят по программе «MUDLITEI», разработанной компанией «Маурер Инжиниринг Инк».

Следующим этапом: было проведение стендовых испытаний, которые были направлены на проверку работоспособности контр. сборки оборудования. В ходе испытаний проводилась проверка надежности комплекса по очистке скважин месторождения, процесса дегазации, изучения величины забойного давления, а также различных потерь. По результатам было выявлено, что существует необходимость в обеспечение расходников и их объема в проекте бурения и очистки скважинного месторождения.

Было установлено, что выбранное специфическое технологическое оборудование и схема его обвязки для бурения глубоких скважин на нефть со вскрытием продуктивных пластов на ОПД работоспособно, надёжно и было рекомендовано к приёмочным испытаниям. После изготовления и монтажа передвижной сепарационной установки, факельной установки и станции контроля и управления бурением на ОПД на скважине №758 Шумовского месторождения, они подвергались индивидуальным испытаниям и комплексному опробованию. Испытания проводились на 33 скважинах, находящихся на территории Пермского края и еще 37 были расположены в Прикамье, Татарстане и Западной Сибири.

В результате описанного исследование было выявлено, что применение технология вскрытия пластов позволяет увеличить добычу нефти с одной из скважины по сравнению с базовыми показателями в абсолютно одинаковых условиях в 1,85-6,4 раз по сравнению с условиями принятых за базовые. Также был рассмотрен эффект для экономики по 31 скважине был получен результат 223 млн. руб.