ПОВЫШЕНИЕ КАЧЕСТВА ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Аннотация. Вскрытие продуктивных горизонтов бурением сопровождается загрязнением призабойной зоны пласта различными фракциями твердой фазы, а также фильтратом бурового раствора. Применение традиционных технологических операций в ряде случаев приводит к резкому ухудшению фильтрационно-емкостных параметров месторождения, значительному удорожанию опытно-конструкторских работ, потере времени. Эти и ряд других факторов существенно изменяют качество строительства скважин, осложненных термобарическими условиями из глины-интенсивный пород.

Качественное вскрытие продуктивных пластов в период разработки поздних стадий месторождений является актуальной проблемой. Использовать гидроразрыв пласта (ГРП) при таких условиях не всегда представляется возможным, поэтому первичное вскрытие пласта необходимо проводить наиболее качественно, а это, в свою очередь, зависит от раствора, применяемого при первичном вскрытии (РПВ) [4]. Наибольший интерес в настоящее время представляют углеводородные растворы, так как данные растворы не влияют на свойства пород-коллекторов [1]. Испытания углеводородных растворов показали высокую эффективность применения на многих месторождениях.

При строительстве длинных горизонтальных скважин предъявляют высокие требования к безотказной проводке. Наличие реологического профиля бурового раствора является одним из них. Кроме этого, использование гидроразрыва пласта при бурении происходит в зоне аномально высоких пластовых давлений (АВПД), в данных условиях необходимо не только соблюдать особые технологические требования, но и увеличивать удельный вес бурового раствора [5].

В статье представлены обобщенные результаты использования углеводородных растворов в процессе вскрытия продуктивных пластов в Ноябрьске. С 2014 по 2017 год на месторождениях ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» пробурено значительное количество горизонтальных скважин. Скважины вводились в эксплуатацию в основном после интенсификации притока методом гидроразрыва пласта за счет низких фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов. При этом около 15-20 % скважин заканчиваются с использованием фильтрующих хвостовиков, что обусловлено ограниченностью гидроразрыва пласта и близостью придонных вод [6].

Для аналитических исследований в общую выборку включены скважины, не прошедшие стимуляцию (ГРП, подкисление) и проводку горизонтального ствола скважины без осложнений (32 скважины на 10 месторождениях) [2]. Эффективность использования углеводородных растворов оценивалась в сравнении с растворами на водной основе. Критерием эффективности стал коэффициент продуктивности скважины, определяемый по исходным параметрам. В качестве критерия оценки эффективности принят коэффициент продуктивности скважин, который определялся на основе исходных параметров. Фактический коэффициент полезного действия сравнивали с прогнозным взглядом на сделки горизонтальных скважин (толщина пласта, эффективная горизонтальная длина ствола, ФЭС и др.) (рис. 1).

Показатель смачиваемости М <0,4 характеризует гидрофобные коллекторы, М > 0,6 - гидрофильные.

Коллекторские пласты относятся к IV и V классам по классификации А.А. Ханина. Поскольку сравнительная оценка проводилась по разности воздействующих на пласт сред (полярных и неполярных), проба была разделена на гидрофильные и гидрофобные резервуары. Вскрытие гидрофильных пластов (из пробы) с промывкой руды связано с ограниченными условиями применения водных систем: необходимостью использования буровых растворов плотностью, близкой к 1 г/см³, или утяжеленных - плотностью более 1,35 г/см³.

Рисунок 1. Основные данные по вскрытым продуктивным пластам и коэффициенты продуктивности скважин

Таким образом, можно сделать вывод, что гидрофобные и гидрофильные продуктивные пласты эффективнее вскрывать, используя углеводородные растворы. Тем не менее, значение среднего коэффициента продуктивности гидрофильных коллекторов является выше, чем при таких же условиях в водной системе. На рисунке 2 это представлено параметром η, которое определяется соотношением фактических коэффициентов производительности к плановым. Полученные результаты свидетельствуют о целесообразности использования углеводородных растворов в процессе вскрытия продуктивных пластов на месторождениях и не зависят от хаарктеристик смачиваемости породы.

Рисунок 2. Параметр η для коллекторов с разным характером смачиваемости

Ограничения с использованием углеводородных растворов известны, но существуют дополнительные ограничения, которые проявляются в несовместимости технологической водной жидкости с углеводородным раствором в процессе заканчивания и освоения скважины.

В настоящее время существуют технологические решения по снижению данных рисков путем использования эмульсионного раствора в качестве корпуса реактора с обратимыми переносами без ухудшения основных технологических свойств [3].

Таким образом, процесс открытия нефтегазовых горизонтов без аварий и осложнений тесно связан с правильным подбором компонентного состава, структурных, механических и коллоидных химических свойств химических реагентов и буровых растворов, используемых на их основе, а также технологических жидкостей. Применение утяжеленного углеводородного раствора в проводке горизонтальной скважины снижает технологические риски, связанные с плохой очисткой ствола и большими коэффициентами трения. Практика подтвердила эффективность использования углеводородных растворов при вскрытии гидрофобных пластов, что связано с резким снижением фазовой проницаемости для нефти при минимальном увеличении водонасыщенности.

Список литературы:

1. Использование раствора на углеводородной основе для первичного вскрытия юрских отложений на Ван-Еганском месторождении/С. Андриади, С. Сергеев, Э. Донцов, Р. Сибагатуллин//Новатор. — 2012. — № 6 (52). — С. 24–28.
2. Новый метод предотвращения поглощения бурового раствора / F.E. Dupriest, M.V. Smith, S.C. Zeilinger, N.I. Shoykhet // Нефтегазовые технологии. – 2009. – № 3. – С. 36–42.
3. Токунов В.И., Саушин А.З. Технологические жидкости и составы для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин. — М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. — С. 164–166.
4. Эмульсионные буровые растворы — тенденции развития технологии/С.Е. Ильясов, С.Г. Попов, Г.В. Оргомелидзе [и др.]//Территория НЕФТЕГАЗ. — 2011. — № 11. — С. 14–17.
5. Ягафаров А.И., Нохрин А.Ф. Анализ качества вскрытия продуктивных пластов по результатам испытания в процессе бурения //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 1999. – № 4–5. – С. 45–47.
6. Янышев Л. Перспективные системы буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов // Бурение и нефть. – 2005. – № 10. – С. 28–29.