Сущность продуктивных пластов

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

В цикле строительства скважин заканчивание является одним из основных и технически сложных процессов. От качества выполнения данного этапа в разведочных скважинах во многом зависит оценка перспективности новых месторождений, а в эксплуатационных - дебит. Особенно актуальна данная проблема для «старых» нефтедобывающих регионов, примером которых является Прикамье. Основные месторождения Прикамья находятся на поздней стадии разработки с трудноизвлекаемыми запасами, приуроченными к низкопроницаемым коллекторам, зачастую с пониженными пластовыми давлениями.

При освоении нефтяных месторождений главным направлением работ по повышению качества заканчивания скважин является решение проблемы сохранения фильтрационно-ёмкостных свойств продуктивных пластов в приза-бойной зоне. Традиционно применяемая в настоящее время технология вскрытия продуктивных пластов при репрессии из-за отрицательного воздействия буровых растворов на призабойную зону продуктивного пласта не способствует получению потенциальных дебитов скважин и ведёт к снижению конечной величины коэффициента нефтеотдачи пластов. Общепринятым объективным показателем качества заканчивания скважин является соотношение между фактической и потенциальной производительностью скважин. Для большинства месторождений Урало-Поволжья, Западной Сибири и других нефтяных районов оно составляет менее 50%. В связи с этим необходим поиск более совершенных технологий заканчивания скважин. Анализ состояния проблемы показал, что бурение при отрицательном перепаде давления в системе «скважина-пласт» (ОПД) является единственной технологией первичного вскрытия, позволяющей сохранить естественные фильтрационно-ёмкостные свойства продуктивного пласта при одновременном повышении скорости бурения. Несмотря на некоторый опыт работ в данной области, проблему нельзя считать решенной, поскольку отсутствуют методы проектирования и достижения в промысловых условиях заданной величины

пласт скважина буровой



1. Первичное вскрытие продуктивных пластов

Эффективность добычи нефти и газа из скважин и разработки нефтяных и газовых месторождений в значительной степени определяется состоянием призабойной зоны пласта (ПЗП) в период заканчивания скважин.

В результате физико-химического и механического воздействия при заканчивании скважин изменяются коллекторские свойства пород ПЗП.

Физико-химическое воздействие на ПЗП обусловлено взаимодействием флюида и фильтрата бурового и цементного растворов, действием адсорбционных, капиллярных и диффузионно-осмотических сил.

Физико-механическое воздействие на продуктивный горизонт при его вскрытии оказывают следующие факторы:

разгрузка горного массива в результате разбуривания пласта; изменяющееся противодавление столба бурового раствора (впоследствии изменяющееся активное давление столба цементного раствора) ; фильтрация фильтрата бурового (и цементного - при цементировании) раствора;

изменяющийся температурный режим в скважине;

гидродинамическое и механическое воздействие на породы в разбуриваемом пласте движущимся инструментом;

гидродинамические эффекты (гидроудары, понижение давления и др.) в стволе и призабойной зоне в процессе цементирования и освоения скважины и др.

1.1 Разбуривание (вскрытие) продуктивного пласта

В процессе вскрытия и разбуривания продуктивного пласта недостаточно внимания уделяется технологическим факторам, до минимума снижающим отрицательное воздействие не только потому, что современная технология вращательного бурения не имеет пока достаточно средств для управления процессами в призабойной зоне, но и потому, что не учитывается большое значение этого процесса для последующей эксплуатации продуктивного пласта.

В соответствии с едиными правилами буровых работ столб бурового раствора в скважине должен создавать давление, превышающее пластовое на 1,5-3,5 МПа (в зависимости от глубины). В реальных условиях давление на продуктивные пласты существенно больше из-за переутяжеления бурового раствора, гидравлических сопротивлений при его движении, а также движения вниз бурового инструмента.

Нечетко определены понятия качества работ в бурении и заканчивании скважин. Проблема качества строительства скважин (особенно горизонтальных) стоит очень остро. Интегральная характеристика качества скважин - получаемый полезный эффект, т.е. добыча углеводородов на рубль затрат при строительстве скважин, - за последние 10 лет сократилась более чем в 2 раза. Это объясняется не только необходимостью освоения новых, более труднодоступных и сложно построенных месторождений. Результаты анализа показывают, что при условии полного использования возможностей продуктивных пластов (если бы добывающие способности скважин не ограничивались возможностями применяемой технологии их строительства) добыча нефти и газа на одну скважину была бы в 2-4 раза больше в зависимости от условий - это один из главных путей увеличения эффективности нефтегазодобывающей промышленности.

Решение проблемы качества строительства скважин сдерживается в первую очередь следующими факторами.

Отсутствуют обоснованные методы оценки и управления качеством. Действительно, критерию обоснованности - наличию взаимно однозначного соответствия между результатами оценки качества и получаемым полезным эффектом - не удовлетворяет ни одна из известных методик. А если нет обоснованных методов оценки качества, то нет и обоснованного управления качеством.

Регламенты и проекты на строительство скважин составляются без учета требований к качеству скважин, без обоснования условий, при которых они будут выполнять свое назначение. Например, в проектах отсутствуют оценка качества технологии вскрытия пласта и освоения скважины, обоснование допустимых нагрузок на крепь, т.е. уже на стадии проектирования закладываются все предпосылки некачественного строительства скважин.

З. При действующем экономическом механизме отсутствует заинтересованность буровых предприятий в повышении качества, во внедрении новых технических и технологических средств. Буровым предприятиям выгодно ускорение строительства скважин и снижение его фактической себестоимости по сравнению с проектными нормативами даже в ущерб качеству.

4. Буровые предприятия недостаточно оснащены необходимыми техническими средствами, материалами, оборудованием, устройствами контроля, программами и т.д.

Успешное решение проблемы качества требует комплексного подхода, т.е. реализации широкого комплекса взаимоувязанных, разработанных на единой методической основе организационных, экономических и технических мероприятий.



2. Технология вскрытия продуктивного пласта

В зависимости от горно-геологических условий и гидродинамического состояния залежи применяются три способа первичного вскрытия продуктивных пластов, основным отличительным признаком которого является дифференциальное давление, создаваемое в процессе разбуривания продуктивного пласта. Первый способ основан на принципе превышения давления в скважине над пластовым (вскрытие на репрессии). Создание репрессии позволяет поддерживать безопасные с точки зрения предупреждения ГНВП условия бурения скважины. Этот способ вскрытия пластов является основным в мировой и отечественной практике. Промысловый опыт свидетельствует об эффективности репрессивного способа бурения скважин в не осложненных условиях. В осложненных условиях (низкая прочность горных пород, наличие в разрезе поглощающих пластов, пластов с аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД) применение этого способа сопровождается:

гидроразрывами горных пород,

поглощениями бурового раствора,

прихватами инструмента,

значительным загрязнением ПЗП и др. явлениями

Эти явления снижают технико-экономические показатели строительства скважин. Второй способ вскрытия пластов предполагает регулирование давления в скважине на уровне близкого к пластовому (вскрытие пластов на «равновесии»). Во избежание газонефтеводопроявлений (ГНВП) и выбросов применение этого метода возможно только в определенных условиях бурения скважин и допустимых пределов снижения давления в скважине. Этот способ реализуется с применением растворов низкой плотности, аэрированных жидкостей и пен. Иногда используют 2 вида бурового раствора. Третий способ вскрытия пластов реализуется на принципе поддержания забойного давления на уровне ниже пластового (вскрытие пластов на депрессии). Этот способ в настоящее время находит все долее широкое применение в буровой практике в условиях низких пластовых давлений.

Способ вскрытия пластов на депрессии предполагает применение промывочных жидкостей, характеризующихся низкой плотностью (аэрированных растворов, пен, газов). Вскрытие пластов на режиме репрессии проводится с применением буровых растворов такой плотности, при которой обеспечивается минимально необходимая репрессия на пласт:

10% - при глубине пластов до 1200м;

5% - при глубине пластов более 1200м.

Минимальная репрессия регламентируется «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности», ПБ 08-624-03, 2003 г. (п. 2.7.3.3)

Пласты с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) характеризуются повышенным коэффициентом аномальности (kа 1,2). Вскрытие пластов с АВПД в основном осуществляется на режиме репрессии.

В то же время отмечено, что чем выше коэффициент аномальности, тем меньше разница между пластовым давлением и давлением ГРП или давлением поглощения пласта. Потому следует ограничивать и верхний предел репрессии:

- при глубине пластов до 1200м - 1,5 МПа;

- при глубине пластов более 1200 - 2,5 - 3,0 Мпа

Для уменьшения опасности нефтегазопроявлений ограничивают скорость подъема бурильной колонны при СПО (эффект поршневания), понижают вязкость бурового раствора, ограничивают время нахождения скважины без промывки.

На случай необходимости замены бурового раствора в скважине на буровой должен быть его запас в объеме, равном полутора-двухкратному объему скважины.

Неотъемлемым условием вскрытия пластов с АВПД является возможность герметизации устья скважины при возможных нефтегазопроявлениях

Для этого на колонне, из-под которой ведется вскрытие продуктивных пластов (кондуктор или техническая колонна), заранее монтируется противовыбросовое оборудование (ПВО) по схемам, утвержденными органами Ростехнадзора.

В последнее время в буровой практике иногда для вскрытия пластов с низкими пластовыми давлениями (kа 1) и высокой проницаемостью используется метод, при котором давление в скважине примерно равно пластовому (равновесие) или даже ниже его (депрессия).

Это делается для уменьшения возможности загрязнения приствольной зоны пласта буровым раствором, его фильтратом и твердой фазой.

При вскрытии пласта на «равновесии» используют 2 вида бурового раствора.

Первый используется для бурения. Его плотность подбирается из условия, при котором гидростатическое давление раствора на забой в сумме с гидродинамическим давлением в затрубном пространстве равно пластовому давлению.

Второй раствор имеет большую плотность и закачивается в скважину после отработки долота на период спуско-подъемных операций (СПО) для предотвращения проявлений.

Такой раствор не позволяет работать пласту при СПО.

Перед началом последующего долбления операция смены растворов осуществляется в обратной последовательности.

Для получения аэрированных жидкостей и пен применяют газогенераторные установки, компрессоры.

В качестве основы буровых растворов используют техническую воду с ПАВ, нефть, дизельное топливо.

Для очистки бурового раствора от выбуренной породы, поступающего пластового флюида используют нефтегазосепараторы, дегазаторы, шламоотделители, механические разрушители пен и др. устройства

Отрицательное дифференциальное давление предупреждает ухудшение коллекторских свойств ПЗП, т.к. в процессе вскрытия пласта имеет место движение пластового флюида из пласта в скважину и кольматация пор и каналов твердой фазой и фильтратом раствора не происходит.

Это существенно сокращает в последующем время на освоение скважины и ввод ее в эксплуатацию, удельный дебит скважин увеличивается в 2-4 раза .

Рассматриваемая технология вскрытия пластов предполагает использование роторного способа бурения или применение винтовых забойных двигателей.

Поскольку бурение газожидкостными смесями характеризуется высокой степенью нестационарности газодинамического состояния, в ходе бурения проводится постоянный контроль забойного давления глубинным манометром, спускаемым внутрь бурильной колонны на каротажном кабеле.

2.1 Изменение гидродинамического давления в скважине при вскрытии пласта

Все гидродинамические эффекты (спускоподъемные операции, промывка ствола скважины, его проработка, спуск обсадной колонны, цементирование последней и т.д.) наблюдаются при бурении скважины и вскрытии продуктивных пластов. Если в первом случае нас интересует безаварийная проводка скважины с минимумом затрат времени и средств, то во втором случае, т.е. при вскрытии пластов, определяющим фактором должна быть сохранность продуктивного пласта в состоянии, максимально приближенном к естественному.

Возникновение осложнений при бурении и заканчивании скважин в значительной мере зависит от изменения гидродинамических давлений.

Механическая скорость проходки, состояние призабойной зоны, изменение (снижение) проницаемости продуктивного пласта, наконец, его возможный гидроразрыв с проникновением в него бурового раствора существенно определяются колебаниями гидродинамического давления, которое в отличие от гидростатического может изменяться в широких пределах.

Увеличение гидродинамического давления на стенку скважины и забой прослеживается сразу же после включения насосов, но еще до восстановления циркуляции бурового раствора его величина зависит от плавности запуска бурового насоса, предельного напряжения сдвига раствора, зазора между стенкой скважины и бурильными трубами, а также от глубины скважины.

Дополнительное давление , которое определяется значением предельного напряжения сдвига бурового раствора до возобновления циркуляции, находят из выражения

где l -- глубина соприкосновения бурильного инструмента в скважине с буровым раствором;-- предельное напряжение сдвига бурового раствора (которое с известными допущениями можно заменить на статическое напряжение сдвига); D -- диаметр скважины; -- наружный диаметр бурильных труб.

В глубоких скважинах может достигать больших значений.

В соответствии с расчетами общее давление при запуске буровых насосов может быть существенным, поэтому в случае разбуривания продуктивного пласта, представленного непрочными породами, запускать насосы следует плавно, причем предельное напряжение сдвига должно быть минимально допустимым.

Достаточно глубоко изучено изменение гидродинамического давления на стенку скважины и забой при спускоподъемных операциях. Оно определяется физикомеханическими свойствами раствора, скоростью спуска и подъема бурильных и обсадных труб, величиной зазора кольцевого пространства, диаметрами труб и скважины, неровностями поверхностей и др.). С увеличением скорости спуска бурильного инструмента и с повышением физико_механической характеристики бурового раствора гидродинамическое давление повышается.

В зависимости от скорости движения бурильного инструмента меняется и скорость движения раствора. В период разгона (вниз) свечи возникает дополнительное гидростатическое давление.

При движении колонны труб вниз значения прироста давления достигают 50 % первоначального (для l = 1000 м, р = 1,25 г/см3, = 30 Па, первоначальной скорости спуска 98 см/с) .

При отрицательном ускорении давление на стенку скважины может снижаться до значения ниже гидростатического. Эти изменения гидродинамического давления создают знакопеременные нагрузки на пласты.

Естественно, при включении насосов или в случае спускоподъемных операций рост гидродинамического давления, причем значительный, отмечается в случае образования сальника на долоте. Возникают давления, достаточные для гидроразрыва продуктивного пласта. Проработка ствола (в том числе под спуск обсадной колонны) также может быть причиной повышения гидродинамической нагрузки на продуктивный пласт при промывке, особенно если в процессе последнего рейса скважина недостаточно очищалась от шлама или происходили осыпи или обвалы стенки скважины.

Некоторые исследователи склонны обращать внимание на повышение (и понижение) давления при восстановлении циркуляции бурового раствора в начале вращения инструмента.

Значение модуля градиента гидроразрыва в более общем случае зависит от типа горной породы, степени анизотропии, пластового (порового) давления, толщины покрывающих пластов, тектонического строения в пределах данной площади, наличия и качества фильтрационной корки и, как уже отмечалось, от физико-механических свойств жидкости.

Определять градиент гидроразрыва можно прямым и косвенными методами. Прямой метод основан на установлении давления, необходимого для разрыва породы, и давления распространения образовавшейся трещины. При это методе вводом бурового раствора повышают давление в скважине до предела, при котором произойдет разрыв пласта. К этому предельному значению прибавляют значение гидростатического давления. Сумма этих значений и представляет собой искомую величину.

При заканчивании скважин гидравлический разрыв может произойти и часто происходит при пуске насосов, бурении, промывке, проработке, спуске бурильного инструмента, особенно когда плотность бурового раствора завышена.

Следствием гидроразрыва газового пласта (как и всякого иного) является падение гидростатического давления и поступление в скважину газа, часто с трагическим исходом.



3. Изменение проницаемости призабойной зоны пласта. Буровые растворы для вскрытия продуктивного пласта

Проблема качественного вскрытия продуктивного пласта весьма глубока, хотя до настоящего времени понимается довольно ограниченно -- главным образом уделяется внимание буровым растворам, минимально снижающим проницаемость призабойной зоны. Наиболее доступный для изменения фактор -- обработка буровых (позднее тампонажных) растворов с целью снизить или довести даже до нулевого значения водоотдачу буровых (и цементных) растворов.

При бурении в продуктивном коллекторе в связи с нарушением напряженного состояния пород в приствольной зоне, проникновением фильтрата бурового (и цементного) раствора в пласт, взаимодействием с пластовой газожидкостной смесью и горной породой происходят сложные физико-химические процессы. Фильтрат, проникая в продуктивный пласт, резко уменьшает проницаемость последнего для нефти и газа, что приводит к ряду необратимых процессов. Частично проникает в пласт и твердая фаза буровых растворов; при гидроразрывах пластов значительное количество бурового раствора поступает в пласт, блокируя продвижение флюида к скважине.

Американские исследователи полагают, что существуют следующие основные виды загрязнения пласта:

реакция глин, содержащихся в нем, с водой, поступающей из бурового раствора, с последующим набуханием глин;

кольматация пор пласта твердыми частицами глинистого раствора.

Очевидно, это только часть факторов, которые определяют падение проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП). Если принять к сведению, что на площади образца из обычного песчаника, равной 6,5 см2, находится до 3000 пор, которые в известной степени определяют проницаемость, то

становится понятным, насколько чувствительна эта поверхность к загрязнению.

Зная основные причины снижения проницаемости ПЗП в естественных условиях, можно если и не предотвратить их влияние, то хотя бы максимально снизить их негативный эффект.

Все известные буровые растворы в той или иной степени отрицательно влияют на ПЗП: они снижают проницаемость ПЗП за счет прохождения фильтрата (разбухание глинистых включений, образование закупоривающего поры осадка при контактировании с пластовыми водами) в пласт; проникновения в поры пласта твердой фазы; блокирования порового пространства эмульсионными растворами; адсорбционных сил, удерживающих воду в порах и др.

На продуктивность скважин наибольшее влияние оказывает состояние проницаемости призабойной зоны пласта непосредственно у стенки скважины. Ухудшение проницаемости этой зоны происходит практически при любых условиях завершения строительства скважин и зависит от ряда факторов:

состава бурового раствора при бурении (глины, воды, примесей и реагентов раствора);

противодавления на пласт от столба бурового раствора;

длительности пребывания продуктивного пласта под давлением столба бурового раствора;

состава цементного раствора и обсадной колонны;

глубины и плотности перфорации обсадной колонны;

длительности пребывания пласта под раствором после перфорации; способа вызова притока флюида из пласта и освоения скважин. Установлено, что состав и свойства буровых растворов, применяемых для вскрытия продуктивных пластов, должны удовлетворять следующим требованиям:

фильтрат бурового и цементного растворов должен быть таким, чтобы при проникновении его в призабойную зону пласта не происходило набухания глинистого материала, соле- и пенообразования в пористой среде горных пород;

гранулометрический состав твердой фазы бурового и цементного растворов должен соответствовать структуре порового пространства, т.е. для предотвращения глубокой кольматации содержание частиц диаметром большим на 30 °/о размера поровых каналов или трещин должно быть не менее 5 % от общего объема твердой фазы промывочного агента;

поверхностное натяжение на границе раздела фильтрат - пластовый флюид должно быть минимальным;

водоотдача в забойных условиях должна быть минимальной, а плотность и реологические параметры - такими, чтобы дифференциальное давление при разбуривании продуктивной толщи было близким к нулю, хотя для промывки скважин при вскрытии продуктивных пластов, к сожалению, используют главным образом глинистые буровые растворы, обработанные или не обработанные химическими реагентами. Причем технология обработки этих растворов химическими реагентами определяется требованиями только безаварийной проходки ствола скважины, а не качественным вскрытием продуктивного пласта. Сроки освоения и продуктивность скважин, пробуренных в идентичных условиях, могут быть различными и в значительной степени зависят от качества работ по вскрытию пластов.

Если исходить из условий максимального сохранения природного состояния коллектора, то продуктивный пласт необходимо вскрывать при условии депрессии или равновесия между пластовым и забойным давлениями. Однако в настоящее время отсутствуют технические средства, которые могли бы надежно обеспечить такие условия проводки скважин (вращающиеся превенторы, дистанционные управляемые дроссели, сепараторы бурового раствора) . Поэтому на практике вынуждены вскрывать пласты в условиях репрессии. Репрессия как фактор имеет превалирующее значение: от нее зависят все остальные процессы взаимодействия пласта с буровым раствором. Репрессия является также причиной изменения естественной раскрытости трещин и влияет на степень деформации пород в прискважинной зоне.

Значения давления на забое и степень его влияния на призабойную зону во многом определяются характером и интенсивностью проводимых в скважине операций. Наибольшие гидродинамические давления возникают в скважине при восстановлении циркуляции бурового раствора. Несмотря на то, что гидродинамические давления при восстановлении циркуляции действуют на пласт кратковременно, в пределах 3-5 мин, значения забойного давления при этом могут достигать 75-80 % полного горного давления, что иногда вызывает гидроразрыв пласта. Причинами роста гидродинамических нагрузок на пласт являются также высокие скорости спускоподъемных операций. Гидродинамическая репрессия на пласты при этом может возрастать до 3-9 МПа.

Химическим составом бурового раствора определяется в основном интенсивность развития вторичных процессов, возникающих при контакте фильтрата с нефтью, газом, остаточно водой и породой коллектора. Совокупность этих процессов приводит к возрастанию газогидродинамических сопротивлений в зоне проникновения фильтрата при фильтрации нефти на различных этапах освоения и эксплуатации скважины. Увеличение гидравлических сопротивлений происходит в результате проявления молекулярно-поверхностных свойств системы нефть - газ - порода - остаточная вода - фильтрат и изменения структуры порового пространства породы.

На стадии вызова притока из пласта прирост гидравлических сопротивлений при фильтрации нефти через зону проникновения главным образом определяется особенностями двухфазной фильтрации. Значение этих дополнительных сопротивлений зависит от многих факторов и в целом оценивается фазовой проницаемостью для флюида при совместном течении нефти с фильтратом через пористую среду с измененной структурой поровых каналов. Изменение структуры порового пространства в зоне проникновения может быть обусловлено взаимодействием фильтрата как с минеральными компонентами породы (набухание глин, химическое преобразование), так и с остаточной водой (возможность образования нерастворимых осадков).

Степень загрязнения поровых каналов твердой фазой бурового раствора в наибольшей мере определяется размерами каналов, их структурой, дисперсностью и концентрацией твердой фазы в растворе, а также значениями водоотдачи бурового раствора и перепада давления в системе скважина - пласт.

Влияние зоны кольматации на приток флюида к стволу скважины варьирует в широких пределах. Наибольшее отрицательное влияние зоны кольматации отмечается в скважинах с открытым забоем. В скважинах с закрытым забоем это влияние в основном нейтрализуется перфорацией. В последнем случае следует оценивать влияние зоны кольматации, формирующейся на стенках перфорационных каналов.

Проникновение в пласт коллоидных и субколлоидных частиц, а также макромолекул органических соединений сопровождается их адсорбцией в поровом пространстве нефтенасыщенных пород. Эти частицы адсорбируются, как правило, на границах раздела нефть (газ) - фильтрат, и если поверхности раздела неподвижны, то теряют свободу перемещения. При наличии в нефти большого количества асфальтосмолистых веществ проникающие в пласт коллоидные и субколлоидные частицы адсорбируются на поверхности раздела фаз совместно с асфальтенами и смолами и образуют плотные межфазные пленки. В газонасыщенных пластах эти частицы адсорбируются на стенках поровых каналов. Поскольку указанные межфазные пленки и адсорбционные слои уменьшают сечение поровых каналов и практически не растворяются в нефти, следует предупредить их формирование путем введения в буровой раствор синтетических ПАВ.

Степень загрязнения порового пространства породы-коллектора определяется продуктами взаимодействия солей остаточной воды с химическими реагентами, поступающих катионов. Образующиеся нерастворимые соединения в зависимости от характера смачиваемости их поверхности скапливаются в водной или нефтяной фазе, адсорбируясь чаще всего на границах раздела нефть - фильтрат.

Повышать качество вскрытия продуктивных пластов следует двумя путями:

выбором соответствующего типа бурового раствора для конкретного месторождения (пласта), обладающего определенными геолого-физическими свойствами породы-коллектора, слагающего пласт, и физико-химическими свойствами пластовых флюидов, с обязательным учетом степени возможных изменений петрографических свойств породы после вскрытия и условий фильтрации нефти или (и) газа через зону проникновения;

выбором технологических режимов вскрытия, промывки скважины и проведения спускоподъемных операций, обеспечивающих минимальные размеры зоны проникновения компонентов бурового раствора в пласт.

Буровой раствор, предназначенный для вскрытия продуктивного пласта, перфорационных и других операций в скважине, при которых неизбежно его контактирование с компонентами пластовой системы, должен отвечать следующим основным требованиям:

обладать способностью быстро формировать на стенках скважины практически непроницаемую фильтрационную корку, препятствующую проникновению фильтрата в пласт;

иметь такой состав жидкой фазы, который при практикуемых в настоящее время значениях депрессии, создаваемых при освоении скважины, позволял бы уже в первые часы работы скважины ликвидировать, без заметных остаточных явлений, последствия проникновения фильтрата в при- забойную зону;

твердая фаза бурового раствора или ее большая часть должна полностью растворяться в кислотах (нефти), что позволит удалять ее со стенок скважины и закольматированной зоны пласта при освоении. Гранулометрический состав твердой фазы должен обеспечивать минимальное количество проникновения раствора в трещины (поры) за счет образования закупоривающих тампонов на входе в трещину.

Требования к технологии вскрытия сводятся к тому, чтобы режим вскрытия, промывка скважины и спускоподъемные операции выбирались с учетом обеспечения минимальной зоны проникновения фильтрата бурового раствора, не превышающей глубины перфорационных каналов.

Буровой раствор для вскрытия выбирают для каждого типа пород- коллекторов, отличающихся друг от друга основными признаками и условиями залегания. Для этой цели все известные в настоящее время типы пород-коллекторов разделены на четыре классификационные категории, в каждой из которых сгруппированы породы-коллекторы, обладающие при_

мерно одинаковой реакцией на технологические воздействия. В качестве

критерия разделения пород-коллекторов на отдельные категории использованы геологические и технологические факторы, которые раскрывают условия проявления и возможность прогнозной оценки вида, интенсивности и масштаба развития процесса взаимодействия пород пласта с буровым раствором, а также последствий этого процесса.

Лабораторными исследованиями, проведенными на естественных и искусственных кернах в России и за рубежом, установлено, что проникающая в призабойную зону пласта вода в определенных условиях более чем на 50 % снижает естественную фазовую проницаемость коллектора для нефти, которая очень медленно восстанавливается или не восстанавливается совсем (табл. 12.1) . На коэффициент восстановления проницаемости существенно влияет не только состав воды, применяемой при вскрытии пласта, но и скорость фильтрации (градиент давления) . Восстановление проницаемости керна при различных условиях находится в пределах от 45 до 85 °/о. Добавка к буровому раствору различных реагентов, улучшающих его механические свойства, может больше снизить естественную проницаемость коллектора. Влияние различных буровых растворов на первоначальную проницаемость пористой среды показано в табл. 12.2. Таким образом, как видно из лабораторных исследований, проведенных в России и за рубежом, применение буровых растворов на водной основе, как правило, приводит к существенному необратимому снижению проницаемости коллекторов.

В табл. 12.3 приведены данные о снижении коэффициента продуктивности скважин на Майкопском газоконденсатном месторождении после закачки в них бурового раствора.

Приведенные примеры убедительно показывают, что проникновение в пласт фильтрата и бурового раствора отрицательно влияет на его коллекторские свойства, в результате чего удлиняются сроки освоения скважин, снижается их производительность, непрерывно вырабатывается залежь, уменьшается коэффициент нефтеотдачи, а на различных площадях по этой причине могут быть пропущены отдельные продуктивные пласты и пропластки.

Большие осложнения возникают при вскрытии продуктивных пластов на скважинах глубиной 4000 - 5000 м. На большой глубине трудно регулировать давление на забое из-за высокого пластового давления и температуры, а также периодического проникновения в буровой раствор газа. Положение усугубляется еще тем, что приходится прибегать к утяжелению бурового раствора до плотности 1,8 - 2,2 г/см3. В этих условиях, чтобы избежать возможных проявлений пласта, вскрытие его проводят при весьма большом превышении давления на забое над пластовым. Это влечет за собой разрыв пласта и уход в него больших количеств раствора, в особенности при частых спускоподъемных операциях, когда имеет место резкое изменение гидродинамического давления на стенки скважин.

Вследствие этого глубина проникновения фильтрата в продуктивный пласт может быть весьма велика. По данным специальных исследований она составляла на нефтегазовых месторождениях Азербайджана 1,4-2,5 м, на Майкопском газоконденсатном месторождении 0,5-3,0 м, на Самотлорском месторождении 6-37 м и т.д.

Наиболее глубокое проникновение фильтрата и твердой фазы бурового раствора отмечается в процессе вскрытия трещинных коллекторов. Цементирование эксплуатационной колонны может также отрицательно влиять на проницаемость призабойной зоны, особенно когда пластовое давление ниже гидростатического. В этом случае происходит проникновение в пласт не только фильтрата цементного раствора, но и раствора, так как при цементировании эксплуатационной колонны почти во всех случаях применяют цементный раствор плотностью 1,8- 1,85 г/см3. Конструкция скважины в большинстве случаев подчиняется задачам успешной проходки ствола скважины, хотя и не всегда отвечает условиям сохранения проницаемости призабойной зоны пласта в процессе его вскрытия.

Анализ состояния вскрытия нефтяных и газовых пластов при разведочном и эксплуатационном бурении, систематические исследования влияния различных буровых растворов на проницаемость пористой среды, проведенные в России и за рубежом, показывают, что продуктивные пласты необходимо вскрывать со строгим учетом геолого-физических особенностей коллектора и физико-химической характеристики насыщающих его жидкостей.



4. Принципы выбора типа бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов

В отечественной практике бурения приняты следующие положения.

Буровой раствор для вскрытия продуктивных горизонтов выбирают исходя из необходимости сведения к минимуму отрицательных последствий от его воздействия на фильтрационные свойства самых низкопроницаемых пород (базисных), способных отдавать содержащуюся в них нефть при планируемой технологической схеме разработки месторождения.

Значение проницаемости базисной породы пласта-коллектора в эксплуатационных скважинах следует принимать равным значению этого параметра, принятому в качестве нижнего предела проницаемости по месторождению при подсчете запасов нефти. В разведочном бурении предельное значение проницаемости базисной породы продуктивных (перспективных) объектов устанавливается предприятием-заказчиком.

В случае вскрытия в разрезе нескольких продуктивных пластов, представленных разными по характеристике отложениями, базисную породу выбирают из пласта с наименьшим эпигенетическим уплотнением.

Если базисная порода по своим свойствам в одинаковой мере близка к Двум соседним категориям коллекторов, ее следует относить к категории пород с меньшей степенью уплотнения.

Вид жидкой фазы бурового раствора, ингибитора и необходимость применения при вскрытии ПАВ - понизителей поверхностного натяжения на контакте нефть - фильтрат определяются категорией и группой породы, а также активностью пластовых жидкостей. Нефть считается активной при наличии в ней выше 0,3 °/о нафтеновых кислот. Остаточная вода считается активной, если преобладающим катионом в ней является натрий, а рН > 7 (класс А, по В.А. Сулину) .

Для предотвращения попадания бурового раствора в трещины вскрываемого пласта необходимо вводить в него крупнодисперсный наполнитель в количестве не менее 5 % от общего количества в растворе твердой фазы. При вскрытии пласта, сложенного относительно прочными трещиноватыми породами (известняками, Доломитами, уплотненными песчаниками и алевролитами), Диаметр частиц наполнителя должен быть больше 1/3 раскрытости трещин. Перед вскрытием пласта, сложенного мягкими породами (глина, мергель) , в буровой раствор следует вводить наполнитель с диаметром зерен не менее 400 мкм.

При отсутствии данных о раскрытости трещин дисперсность наполнителя (максимальный диаметр частиц) определяется возможностью удержания его во взвешенном состоянии в буровом растворе с допустимыми для бурения скважины структурно-механическими свойствами.

Для создания условий, позволяющих ликвидировать в отдельных трещинах закупоривающие пробки, в буровой раствор перед вскрытием пластов трещинного типа следует вводить кислоторастворимые компоненты - не менее 30 % от объема крупнодисперсного наполнителя.



5. Буровые растворы для вскрытия продуктивныйх пластов

Выбор оптимальной рецептуры бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта рассматривается как ключевой момент сохранения коллекторских свойств пласта. Методический выбор компонентного состава бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта обосновывается по результатам оценки его влияния на изменение проницаемости пористой среды и по коэффициенту восстановления проницаемости образцов керна после фильтрации бурового раствора при реальных перепадах давлений, возникающих при первичном вскрытии.

Для предотвращения глубокого проникновения дисперсной фазы и дисперсионной среды бурового раствора в пласт предусматривается ввод кислоторастворимого кольматанта, фракционный состав которого выбирается по результатам исследования кернового материала конкретного месторождения. Применение полимерных реагентов из класса полисахаридов и правильный подбор фракционного состава кольматанта обеспечивает быстрое формирование в призабойной зоне пласта незначительной по глубине и низкопроницаемой зоны кольматации, которая предупреждает глубокое проникновение бурового раствора и его фильтрата в пласт в период первичного вскрытия, но легко разрушается в период освоения.

Кроме того, необходимо отметить, что зона кольматации, сформированная ББР (безглинистый буровой раствор) на основе полисахаридов, может быть легко разрушена в процессе освоения при использовании специальных деструктурирующих реагентов, например, комплексного реагента КДС, который предлагается в качестве основы для перфорационной среды.

В зависимости от геолого-технических условий, конструкции скважины разработано несколько вариантов ББР.

Система бурового раствора ИКАРБ

ОАО «ИКФ» создана специальная система бурового раствора ИКАРБ, обеспечивающая качественное вскрытие продуктивных пластов и предупреждение основных осложнений, возникающих при бурении.

Этот раствор принципиально отличается от традиционных глинистых растворов по составу твёрдой фазы, составу фильтрата и реагентами - регуляторами свойств бурового раствора.

Система ИКАРБ - это безглинистый полимерный раствор. Ключевой компонент системы - ХВ-Полимер, который представляет собой высокоразветвленный биополимер с очень высоким молекулярным весом. ХВ-Полимер обеспечивает требуемую структуру и необходимые реологические свойства раствора как на пресной, так и на солёной воде независимо от степени минерализации. Уникальность свойств ХВ-Полимера заключается в том, что вязкость растворов на его основе значительно изменяется в зависимости от скорости потока. Так, полимерная система ИКАРБ при нормальных стандартных реологических константах обладает высокой вязкостью при низких скоростях сдвига (0,1-0,05с-1), что обеспечивает надёжную очистку скважины в застойных зонах наклонного и горизонтального участков ствола.

Твёрдая фаза раствора представлена мраморной крошкой с заданным размером частиц в зависимости от физических параметров продуктивного пласта (пористость, проницаемость, размер каналов). Высокопрочные частички мрамора в сочетании с полисахаридными реагентами (ХВ-Полимер, крахмальный реагент ИКР и ЭКОПАК) обеспечивают надёжную кольматацию приствольной зоны пласта. Глубина проникновения фильтрата в проницаемый пласт составляет 40-60см.

Фильтрат раствора содержит хлористый калий, который необратимо подавляет процесс набухания глинистых частиц, находящихся в порах пласта. Полисахаридные полимеры, находящиеся в фильтрате раствора, проникшего в пласт, довольно быстро деструктируют (2-3 недели), и в результате этого вязкость фильтрата снижается практически до вязкости воды. Кроме того, в фильтрате раствора ИКАРБ содержится фторсодержащий ПАВ - ИКФАК, который эффективно гидрофобизирует стенки каналов пласта, повышая их проводимость по нефти. В результате указанных процессов система ИКАРБ в минимальной степени загрязняет продуктивный пласт. Многочисленный промысловый опыт (более 100 скважин только в Западной Сибири) свидетельствует о том, что с применением растворов семейства ИКАРБ достигается сохранение естественной проницаемости пластов на 70-90%. При этом, резко снижаются затраты времени и средств на освоение скважин.

Безглинистый буровой раствор ББР-СКП

Наименование	Назначение	Расход, кг/м3
Р-СИЛ А	Ингибитор глин, антисептик	5,0
Реопак В	Понизитель фильтрации, капсулирующий реагент и регулятор структурно-реологических свойств	2,0
Реоксан В	Регулятор структурно-реологических свойств	1,5
Бурамил	Регулятор фильтрации	10,0
Каустическая сода	Регулятор рН	0,5
Бурфлюб-БТ	Смазывающая добавка	3,0
Дефобур-БТ	Пеногаситель	0,3
Кальцинированная сода	Регулятор рН	0,1
Хлорид калия	Ингибитор гидратации глин	50,0
Хлорид натрия	Регулятор плотности	100-200
ККУ-М	Кислоторастворимый кольматант	50,0
МЛ-80	ПАВ	0,2

Безглинистый буровой раствор на основе полисахаридов (крахмал, ПАЦ, при необходимости - биополимер), ПАВ и ингибирующих добавок имеет низкие значения показателя фильтрации (при dР=0,7 МПа Ф=2,0-6,0 см3), технологически необходимые для проводки горизонтальных скважин и скважин с большим углом наклона структурно-реологические характеристики (n=11,5-23,0 мПа·с; т0=57,0-150,0 дПа, Gel10c/10мин=3,5-12,0/5,0-24,0lb/100ft2;СНС1/10=0,4-1,2/0,5-2,4 Па); оптимальные псевдопластичные свойства (коэффициент «n»=0,4-0,48) и низкие гидравлические сопротивления (коэффициент консистенции «К»=0,31-1,15); при этом буровые растворы имеют низкие значения коэффициента трения (Ктр = 0,05 - 0,15), фильтрат бурового раствора имеет низкое поверхностное натяжение на границе с углеводородной жидкостью (0,75-0,95 мН/м).

Присутствие ингибиторов набухания и диспергирования глин (КС1, и др.) предупреждает набухание глины в коллекторе пласта. ББР-СКП стабилен при высокой минерализации, в т.ч. в присутствии солей кальция.

Безглинистый буровой раствор РЕОГЕЛЬ

Для бурения пологих и горизонтальных участков ствола скважины разработана оригинальная рецептура безглинистого бурового раствора на основе отечественных полисахаридных реагентов и комплексообразователя - система РЕОГЕЛЬ, проявляющая при определенном сочетании реагентов вязко-упругие свойства, что обеспечивает раствору необходимую выносную и удерживающую способность. Низкие значения показателя фильтрации, наличие в растворе гидрофобизатора с неионогенными группами обеспечивает инертность раствора по отношению к пластовым флюидам и породам разреза. Уникальные структурно-реологические и низкие фильтрационные свойства раствора обеспечивают минимальное проникновение его в пласт, одновременно раствор характеризуется высокими капсулирующими свойствами, обеспечивая незначительную смачиваемость выбуренной породы, препятствует диспергированию шлама, но обеспечивает полное осаждение шлама при низкой скорости течения (в отстойниках, желобах и приемных емкостях буровых насосов). Буровой раствор не создает в проницаемых пластах на стенке скважины толстой фильтрационной корки и способствует высокой степени замещения бурового раствора тампонажным. Входящий в состав бурового раствора антиоксидант предотвращает ферментативное разложение полисахаридов.

Полимер-эмульсионный буровой раствор Эмулгель

Для строительства скважин в сложных гидро-геологических и технико-технологических условиях (например, при бурении через кыновские аргиллиты, глауконитовые глины) при необходимости решения основной проблемы - сохранение устойчивости ствола скважины в интервалах залегания неустойчивых глинистых отложений при больших зенитных углах и обеспечение выноса шлама из сильно искривленного участка ствола скважины рекомендуется использовать полимер-эмульсионный буровой раствор Эмулгель.

Наименование	Назначение	Расход, кг/м3
Р-СИЛ А	Ингибитор глин, антисептик	5,0
Реоцел В	Регулятор водоотдачи и реологии	2,0
Реоксан Г	Регулятор структурно-реологических свойств	1,5
Бурамил	Регулятор фильтрации	10,0
Комплексообразователь БТ-Б	Комплексообразователь	2,0
Бурфлюб-БТ	Смазывающая добавка	45,0-50,0
Дефобур-БТ	Пеногаситель	0,3
Синтал-БТ	Ингибитор, гидрофобизатор	5,0
Хлорид калия	Ингибитор гидратации глин	50,0
Хлорид натрия	Регулятор плотности	100
Хлорид кальция	Утяжелитель	100-400

Исследования показали, что наибольший эффект по сохранению стабильности сланцев достигается в углеводородсодержащих средах в присутствии ингибирующих добавок (KCl, силикаты, CaCl2). Разработан комплексный реагент на основе ОЭЦ и продукта модификации жировых гудронов на основе минерального сырья, позволяющий обеспечить необходимые показатели высокоминерализованного бурового раствора плотностью 1180-1400 кг/м3. За счет повышенного содержания углеводородсодержащей составляющей раствор обладает усиленными ингибирующими свойствами и оптимальными структурно-реологическими показателями, необходимыми для качественной очистки забоя при больших зенитных углах. Полученная прямая эмульсия типа «масло в воде» обладает положительными свойствами растворов на нефтяной основе, но при этом исключаются такие негативные свойства РНО, как экологическая и пожарная опасность.

НАИМЕНОВАНИЕ ПОКАЗАТЕЛЯ	ЗНАЧЕНИЕ
Плотность, кг/м3	1100-1350
Условная вязкость по ВБР-1, с	60-150
Показатель фильтрации, см3	1-5
Пластическая вязкость, мПа*с	20-35
Динамическое напряжение сдвига, дПа	100-180
Прочность геля 10 с/10 мин, lb/100ft2	6-15/6-15
СНС, дПа	10-15/12-25
pH раствора	7,0-7,5

В состав раствора входят полисахаридные реагенты - регуляторы реологических и фильтрационных свойств, ингибиторы набухания и диспергирования глин, эмульгатор, углеводородная среда, при необходимости - кислоторастворимый кольматант.

Этот раствор может быть использован и для бурения горизонтального участка при вскрытии продуктивного пласта, т.к. по своим физико-химическим и технологическим показателям отвечает требованиям для качественного вскрытия продуктивного пласта.

Результаты промышленного применения БР на основе полисахаридов

С использованием безглинистых и малоглинистых буровых растворов на основе полисахаридных реагентов в 1995-2003гг в Прикамье пробурено более 300 скважин, в т.ч. пологие и горизонтальные скважины. Растворы применялись также в ООО “ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь”, ОАО УПНП и КРС (п. Самарский), Удмуртии, республиках Коми и Казахстан.

Анализ результатов применения буровых растворов на основе полисахаридов при бурении вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин позволил отметить следующие преимущества предлагаемых систем буровых растворов:

* Высокие ингибирующие и низкие фильтрационные характеристики растворов позволили сохранить устойчивость стенок ствола скважины на весь период бурения. Каротажный материал (каверномер) показал, что средний диаметр скважин в интервале залегания терригенных отложений близок к номинальному.

* Поддержание реологических характеристик на уровне проектных значений обеспечило высокую выносную и удерживающую способности безглинистых буровых растворов, что позволило избежать осложнений в процессе бурения, связанных с зашламлением ствола скважины при зенитных углах 30-700.

* Вскрытие продуктивного пласта проходит без остановок в бурении, так как раствор ББР-ПМГ, используемый для бурения надпродуктивного интервала, совместим с безглинистыми буровыми растворами, используемым для вскрытия продуктивного пласта, в том числе для горизонтальных участков стволов скважины. Поэтому для проводки горизонтального участка и первичного вскрытия продуктивного пласта не требуется сброс циркулирующей в скважине промывочной жидкости и, соответственно, сократились временные затраты по приготовлению раствора.

* Использование растворов позволило повысить технико-экономические показатели работы долот за счёт высокой смазывающей способности и низкого значения коэффициента трения.

* Проведённые гидродинамические исследования коллекторских свойств продуктивного пласта показали отсутствие загрязнения ПЗП (фильтрационно-емкостные характеристики призабойной и удаленной зон продуктивного пласта практически одинаковы);

после освоения скважин полученные дебиты соответствовали или превышали проектные, время освоения сократилось в 1,5-2 раза, при этом освоение скважины проходит, как правило, без дополнительных воздействий на пласт.



Заключение

На качество вскрытия продуктивного пласта оказывают влияние ряд факторов, которые совместно или по отдельности ухудшают проницаемость продуктивного пласта. Основными из них являются неуправляемая кольматация стенок скважины твердой фазой и насыщение призабойной зоны водой вследствие проникновения фильтрата глинистого раствора в пласт. Для качественного вскрытия продуктивного пласта необходимо соблюдать следующие требования к составу и свойствам бурового раствора:

состав промывочной жидкости должен быть таким, чтобы ее фильтрат не способствовал набуханию глинистых частиц, увеличению гидрофильности породы, увеличению количества физически связанной воды в порах пласта;

состав фильтрата бурового раствора должен соответствовать составу фильтра, заполняющего пласт, чтобы при проникании фильтрата в пласт не происходили такие физические или химические взаимодействия, в результате которых могут образовываться нерастворимые осадки;

в составе промывочной жидкости необходимо иметь достаточное количество грубодисперсной твердой фазы, способной создавать закупоривающие мостики в трещинах и тем самым препятствовать глубокому проникновению промывочной жидкости в пласт;

соленость и солевой состав фильтрата должны соответствовать солености и солевому составу пластовой воды;

фильтрат промывочной жидкости, используемый для вскрытия нефтяных пластов, должен уменьшать поверхностное натяжение на границе фильтрат - нефть;

водоотдача бурового раствора в забойных условиях должна быть минимальной;

плотность промывочной жидкости должна быть такой, чтобы дифференциальное давление было близким к нулю или, если вскрывается пласт с аномально низким давлением, - меньше нуля.

В результате можно сделать вывод, что для качественного вскрытия продуктивных пластов наиболее подходят безглинистые буровое растворы, так как они не содержит твердой фазы, что сокращает время на освоение и обеспечивает прирост дебита в среднем на 20 %.

Буровые растворы на углеводородной основе требуют специального подхода для их утилизации (ИЭР, биополимерный).

Что касается параметров растворов, то их можно регулировать в широком диапазоне, добавляя различные материалы и реагенты. Это позволит подобрать раствор для конкретных горно-геологических условий и оборудования.

Наиболее подходящим из рассмотренных буровых растворов с точки зрения совершенства вскрытия продуктивного пласта является безглинистый буровой раствор РЕОГЕЛЬ. Эффективность этого раствора с точки зрения сохранения коллекторских свойств пласта не ниже, чем у известных систем буровых растворов с биополимером и мраморной крошкой, но стоимость раствора значительно ниже за счет использования только отечественных реагентов.

...