Вскрытие продуктивных пластов с применением утяжеленных термостойких инвертных эмульсионных растворов...

Вскрытие трещинных коллекторов под депрессией

В настоящее время продуктивные пласты на месторождениях Тюменской области в основном вскрывают турбобуром с промывкой забоя глинистыми раствором, обработанным КМЦ-600, ГМФН, гипаном, нефтью. В районах с повышенным пластовым давлением глинистый раствор утяжеляют баритом или гематитом.

Продуктивные пласты разбуривают полностью, перекрывают сплошной 146- или 168-мм эксплуатационной колонной с последующим разобщением цементным камнем. Вторичное вскрытие проводится кумулятивной перфорацией плотностью 20 отв/м.

На Салымском месторождении, где вскрывают пласт с аномально высоким пластовым давлением, промежуточная колонна спускается в кровлю баженовской свиты и цементируется. Продуктивный пласт вскрывают 145-мм долотом с последующим спуском фильтра.

При существующей технологии вскрытия продуктивных пластов с использованием водных растворов в некоторых случаях невозможно достичь необходимого качества, что подтверждается данными замеров высокоточной дебитометрии в скважинах, простаивающих с глинистым раствором после перфорации в ожидании освоения. Особенно сильно отрицательное влияние водных растворов сказывается на продуктивности низкопроницаемых коллекторов, к которым относятся пласты А₁ Самотлорского, АВ₁ Советско-Соснипского, Б_8-9 Правдинского, Б_10-11 Западно-Сургутского, Южно-Сургутского и тюменская свита Пальяновского месторождений.

К особой категории коллекторов относится баженовская свита Салымского месторождения. Пласт Ю₀ (основной продуктивный горизонт) представлен чередованием массивных и пластинчато-листовых битуминозных аргиллитов. Толщина свиты 30—44 м. Геологическое строение коллектора недостаточно изучено. Полученные сведения о коллекторских свойствах разноречивы (величина открытой пористости колеблется от 0,09 до 5%, трещинная проницаемость от 0,006 до 1,51 мД). Большой разброс значений пористости и проницаемости, определенный различными методами, указывает на несовершенство применяемых способов и необходимость оценки показателей по промысловым данным.

В настоящее время баженовские отложения вскрыты более, чем в 50 скважинах. Дебиты по ним колеблются от 0,85 до 370 м³/сут, пластовое давление 400—485 кгс/см² и температура 145°С при глубине залегания 2700—2800 м. Коэффициент продуктивности низкий, и в фонтанных скважинах изменяется от 4,13 до 0,176 м³/сут (кгс/см²).

Для получения достоверных сведений о продуктивности скважин и коллекторских свойствах пласта приняли решение вскрывать баженовские отложения на термостойком инвертном эмульсионном растворе (ИЭР), предложенном СибНИИНП. Скв. Р-78 заложили за контуром месторождения. Баженовские отложения вскрывали на ИЭР с отбором керна 145-мм бурильной головкой роторным способом. В процессе третьего долбления заметили проявление скважины по увеличению уровня ИЭР в циркуляционной системе. После подъема инструмента в башмак колонны и герметизации устья через рабочий отвод превентора скважину испытали и получили устойчивый приток нефти дебитом 40,3 м³/сут на 6-мм штуцере. Скважину закончили бурением до проектной отметки на глинистом растворе, утяжеленном гематитом (плотность 1,66—1,68 г/см³, условная вязкость 28—35 с). После освоения получен приток нефти дебитом 9,5 м³/сут на 4-мм штуцере.

Работы по испытанию термостойкого ИЭР для вскрытия баженовской свиты продолжили на пяти скважинах одного куста Салымского месторождения. Для приготовления ИЭР в качестве дисперсной среды использовали 8—10%-ный нефтяной раствор синтетических жирных кислот (СЖК С₂₀). Дисперсной фазой служил раствор хлорида кальция 30%-ной концентрации. ИЭР приготовляли непосредственно на буровой. Соотношение водной и органической фаз 35:65. После обработки эмульсии раствором каустической соды и ввода гидрофобизирующей добавки ИЭР утяжелили баритом с дополнительным вводом гидрофобизатора.

Скважины добуривали на ИЭР плотностью 1,45—1,55 г/см³, условной вязкостью 350—700 с и нулевой фильтрацией. Параметры раствора не меняли в течение всего процесса бурения. После спуска фильтров скважины освоены путем замены ИЭР на нефть. По этим скважинам получены дебиты нефти от 40 до 70 м³/сут.

Для однозначного ответа на вопрос об эффективности применения ИЭР для вскрытия продуктивных пластов параллельно к скважине пробурили ствол, вскрывший продуктивный коллектор на водном растворе. Эксперимент провели на Пальяновской площади Красноленинского свода. Продуктивная часть залежи относится к юрским отложениям тюменской свиты (интервал 2500—2700 м), где выделяют несколько пропластков толщиной 3—10 м. Коллектор гранулярного типа представлен плотными песчаниками, проницаемость его сильно изменяется по площади и толщине. Получаемые притоки нефти при вскрытии пласта водными растворами колеблются от 150 м³/сут при фонтанировании до нескольких сотен литров при динамическом уровне. Пластовая температура 145—150°С, давление 280—300 кгс/см².

Ранее на Пальяновской площади успешно пробурили скв. Р-46 со вскрытием тюменской свиты на ИЭР. В качестве дисперсионной среды использовали 6%-ный раствор СЖК в дизельном топливе. Соотношение водной и углеводородной среды 40:60. Доутяжеляли ИЭР железорудным концентратом с одновременным вводом гидрофобизатора. До начала бурения ИЭР имел плотность 1,20 г/см³, условную вязкость 450—500 с и нулевую фильтрацию. За время бурения плотность раствора возросла до 1,24 г/см³ за счет накопления шлама из-за отсутствия системы очистки. После четвертого долбления выходящую с забоя пачку раствора по окончании спуско-подъемных операций дополнительно стабилизировали вводом СЖК и гидрофобизатора. Скважину добурили без аварий и осложнений. Геофизические приборы зафиксировали забойную температуру 153°С. Скважину освоили путем замены ИЭР на нефть. Получен промышленный приток нефти с газом, а расположенные рядом скважины, вскрытые на глинистом растворе, не дали притока с этого интервала.

На скв. Р-48 после спуска 245-мм кондуктора на глубину 400 м бурение вели 190-мм долотами с использованием глинистого раствора до вскрытия фундамента (2692 м). Продуктивный горизонт в интервале 2500—2600 м вскрыт на глинистом растворе со следующими параметрами: плотность 1,20 г/см³, условная вязкость 28 с, водоотдача 6 см³/30 мин, СНС_1/10 = 12/18 мг/см². Из указанного интервала поднят насыщенный нефтью керн.

Подвесную 168-мм эксплуатационную колонну спустили в кровлю тюменской свиты на глубину 2462 м, установили щелевой фильтр, испытали скважину с заменой ИЭР на воду (притока не было). Снижением уровня до отметки 800, 1400, 1909 м получили динамические притоки 0,41; 1,5; 2,59 м³/сут, после чего обратной промывкой подняли пластовый флюид (нефть общим объемом 5 м3). На этом испытание закончили и установили цементный мост в интервале тюменской свиты.

Скв. Р-49 бурили с того же станка, новый ствол зарезали из-под кондуктора. До кровли тюменской свиты скважину пробурили 190-мм долотом на глинистом растворе и спустили 146-мм эксплуатационную колонну. Бурение из-под башмака эксплуатационной колонны до фундамента тюменской свиты (2676 м) вели 118-мм долотом с применением ИЭР. В качестве дисперсионной среды использовали нефть Пальяновского месторождения с растворенными в ней 7% СЖК. Дисперсной фазой служил раствор хлорида кальция 30%-ной концентрации. После обработки каустической содой ИЭР утяжелили железорудным концентратом с одновременным вводом гидрофобизатора, после утяжеления дополнительно ввели 1% СЖК. Параметры ИЭР: плотность 1,24 г/см³, условная вязкость 170 с, фильтрация нулевая, СНС_1/10 = 49/107 мг/см².

В процессе бурения (15 долблений) параметры раствора не изменялись, осложнений не наблюдалось. В открытую часть ствола спустили 89-мм щелевой фильтр. Скважина освоена путем перехода с ИЭР на нефть. Получен стабильный фонтанирующий приток нефти дебитом 45 м³/сут на 10-мм штуцере с буферным давлением 18 кг/см² и затрубным 44,8 кг/см².

Горизонтальное смещение по кровле тюменской свиты скв. Р-49 от скв. Р-48 составляет 80 м. На этом расстоянии продуктивные пласты литологически однородны.

Таким образом, результаты, полученные при бурении и испытании скважин, показывают высокую эффективность способа вскрытия трещинных коллекторов под депрессией с применением ИЭР в условиях высоких температур и давлений.

УДК 622.244.5
А. В. Казьмин,
Ю. Ф. Логинов,
А. А. Сидоров,
В. В. Томашевич
(СибНИИНП)