Особенности геологических условий вскрытия продуктивных горизонтов и выбор типа раствора

Введение

 

Прирост и поддержание высоких уровней добычи нефти и газа в значительной степени определяется фильтрационной характеристикой призабойной зоны пласта (ПЗП). Опыт разработки месторождений свидетельствует о том, что в процессах первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, глушения и ремонтных работ в скважинах, а также при их эксплуатации постепенно ухудшаются коллекторские свойства ПЗП. Чаще всего это является следствием отрицательного воздействия технологических жидкостей на водной основе, которые наиболее широко используют на данном этапе развития отрасли.

Цель бурения горизонтальной скважины заключается в росте темпа добычи флюида. Регулирование водоотдачи бурового раствора для уменьшения степени нарушения эксплуатационных качеств пласта приобретает важное значение. Решение этой задачи – это применение новых типов буровых растворов, обеспечивающих максимальное сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта, что обуславливает необходимость выполнения исследований для обоснования их компонентного состава и оптимизации технологических свойств.

Настоящая работа посвящена экспериментальному обоснованию состава бурового раствора и исследованию влияния буровых растворов разных типов на коллекторские свойства продуктивного пласта Западно-Заполярного месторождения.

 

Особенности геологических условий вскрытия продуктивных горизонтов и выбор типа раствора

Опыт строительства скважин на Западно-Заполярного месторождении показывает, что применение полимер-глинистого раствора при вскрытии продуктивного горизонта может приводить к снижению продуктивности, либо к полному отсутствию притоков флюидов в скважину. Причиной этого считают загрязнение приствольной зоны продуктивных пластов в процессе их первичного вскрытия. При проникновении фильтратов растворов на водной основе в продуктивные пласты происходит смешивание их с остаточной водой и вытеснение полезного флюида из приствольной зоны в пласт. При вызове притока из такого пласта необходимо создавать существенные градиенты давления, для срыва фильтрационной корки, преодоления капиллярных сил и выталкивания фильтрата обратно в скважину. При этом снижение проницаемости, вызванное набуханием глин, выпадением осадков, образованием адсорбционных и диффузионных слоев не будет устранено.

 

	Долгушин

Анализ геологического разреза валанжинских отложений показывает, что продуктивные пласты сложены в основном терригенно-поровыми породами (песчаники, алевролиты, аргиллиты), установлено, что основная часть продуктивных объектов имеет глинистый цемент-коллекторов. Известно, что такой вид цемента при взаимодействии с водным фильтратом бурового раствора в результате гидратации «набухает» и уменьшает поровое пространство коллектора.

Специфические особенности геологического разреза продуктивной толщи валанжинских отложений обуславливают дополнительные требования к буровым растворам и технологии первичного вскрытия продуктивных пластов. Для профилактики осложнений состав бурового раствора должен обеспечивать оперативное управление его основными технологическими параметрами (плотность, вязкость, напряжение сдвига, показатель нелинейности, показатель фильтрации) в области оптимальных значений в условиях длительной циркуляции промывочной жидкости и при проведении СПО и ГИС.

В случае отсутствия данных о глубине залегания поглощающего пласта целесообразно устанавливать тампон через затрубное пространство. Инструмент с открытым концом опускается в предполагаемый интервал поглощения. В затрубье производится закачка тампонирующей смеси. Продавка до глубины спуска инструмента возможна как агрегатом, так и буровыми насосами. Преимущество этого способа заключается в том, что в случае поглощения непросредственно под башмаком колонны, в процессе прохождения тампонирующей смеси через этот интервал, происходит его изоляция. Этот момент можно определить по снижению или полному прекращению выхода вытесняемого раствора из бурильных труб.

В таких условиях, для профилактики осложнений особое значение имеет выбор типа бурового раствора с оптимальными технологическими свойствами. В работе обобщены многочисленные требования к жидкостям для вскрытия пласта, основными из которых являются:

– обеспечивать хорошую очистку ствола скважины, смазывающие свойства и ингибирование пород, минимизировать кавернообразование и обеспечивать стабильность ствола скважины;

– рецептура жидкости должна быть разработана на основе разрушающихся или кислоторастворимых реагентов для регулирования вязкости и водоотдачи;

– промывочная жидкость должна содержать частицы определенного гранулометрического состава – закупоривающие агенты (сводообразующий материал), которые ограничивают фильтрацию в пласт и могут быть удалены из него при освоении скважины, а также обеспечивают формирование плотной тонкой фильтрационной корки и в то же время обеспечивают спуск и эксплуатацию подземного оборудования.

Лабораторными испытаниями буровых растворов и практикой бурения установлено, что по степени негативного воздействия на продуктивный пласт промывочные жидкости можно расположить в ряд, в котором последующий вид циркуляционного агента оказывает меньшее загрязняющее действие, чем предыдущий. Применительно к условиям бурения субгоризонтального участка этот ряд можно представить следующим образом:

- полимерглинистые растворы с малой водоотдачей;

- минерализованные промывочные жидкости с малой водоотдачей;

- обратные эмульсионные растворы;

- безводные жидкости на углеводородной основе.

Для снижения негативного влияния бурового раствора на фильтрационно-емкостные свойства коллекторов, стабилизации стенок ствола скважины и обеспечения максимальных смазочных свойств предложено применение эмульсионного раствора на углеводородной основе для вскрытия продуктивных валанжинских отложений.

Использование раствора на углеводородной основе позволяет практически полностью исключить снижение проницаемости призабойной зоны скважины и обеспечить максимальные смазочные свойства. Дисперсной средой этих растворов является углеводородная жидкость, родственная по физико-химическим свойствам пластовому флюиду, и, следовательно, не образующая при их взаимодействии малоподвижных систем, блокирующих поровое пространство призабойной зоны скважины.