Состояние и пути совершенствования вскрытия пластов горизонтальными скважинами на месторождениях Удмуртии

Строительство скважин на нефтяных месторождениях Удмуртии осложняется наличием в разрезах неустойчивых глин, интервалов, содержащих высокоминерализованные воды, и зон поглощения промывочной жидкости различной интенсивности. Предупреждение и ликвидация осложнений становятся более трудоемкими при бурении горизонтальных скважин. Это связано с несоответствием в полной мере качественных показателей применяемых буровых растворов новым условиям бурения, а также с большим временем воздействия бурового раствора на продуктивный пласт при проходке горизонтального участка пласта. Из-за длительных кольматационных процессов в значительной степени снижается проницаемость коллектора. Это не могло не отразиться на результатах бурения первых горизонтальных скважин 3253, 3259, 3261 Кезского месторождения и скважины 450 Мишкинского месторождения, бурение которых проводилось на лигносульфатном глинистом растворе, утяжеленном мелом. Высокое содержание твердой фазы в буровом растворе приводило к большим затратам материалов и времени на приготовление и обработку бурового раствора. Кроме того, бурение сильно-искривленных и горизонтальных участков ствола сопровождалось рядом осложнений, таких как нарушение устойчивости стенок скважин, прилипание бурового инструмента. Все это отрицательно сказалось на технико-экономических показателях бурения, а главное, дебиты этих скважин мало чем отличались от дебита вертикальных скважин.

Проведенные исследования и обобщение опыта бурения горизонтальных скважин в других районах позволили определить некоторые критерии выбора рецептуры буровых растворов. К основным из них были отнесены следующие.

Буровой раствор должен:

- содержать минимальное количество твердой фазы:

- обладать ингибирующими свойствами по отношению к глинистым породам;

- иметь хорошие смазывающие свойства;

- фильтрационная корка, образуемая раствором, должна быть тонкой, плотной и прочной и в то же время легко удаляться в процессе освоения скважины;

- раствор должен позволять изменять свои свойства без полной замены на новый путем ввода дополнительных реагентов, т. е. должен обладать свойствами модификации в зависимости от требований условий бурения скважин.

На основании научного обоснования приемлемости выбранных критериев к буровым растворам для горизонтальных скважин было принято решение отказаться от применения при строительстве горизонтальных скважин глинистых буровых растворов. В результате дополнительных исследований был сделан выбор в пользу рецептуры полимералюминатного карбонатного бурового раствора (ПАКБР).

Полимералюминатный карбонатный буровой раствор представляет собой состав комплексного органического полимера в минерализованной воде, содержащий в качестве твердой фазы карбонатные частицы размером от 14 до 150 мкм. Для сравнения: размер частиц твердой фазы глинистого раствора не более 3 мкм. Преобладающие размеры каналов фильтрации, характерные для разновозрастных известковых коллекторов порового типа на месторождениях Удмуртии, находятся в пределах от 0,5 до 7 мкм. Распределение по размерам частиц твердой фазы ПАКБР и глинистого бурового раствора определялось на лазерном дифракционном микроанализаторе Анализетте-22. Наиболее представительный размер твердой фазы раствора ПАКБР в процентном соотношении составляет 60-120 мкм.

Гранулометрический состав твердой фазы ПАКБР соответствует структуре порового пространства продуктивного пласта и, в отличие от глинистого раствора, исключает глубокую кольматацию ПЗП. За счет хороших смазывающих свойств и низкого содержания твердой фазы в ПАКБР были значительно повышены технико-экономические показатели бурения, увеличилась проходка на долото и скорость бурения, а следовательно, сократилось время контакта бурового раствора с продуктивным пластом. Сравнительные технико-экономические показатели отработки долот представлены в табл. 1.7.

Как видно из табл. 1.7, при применении ПАКБР средняя механическая скорость проходки при бурении скважин на Мишкинском месторождении почти в 2 раза выше, а удельная проходка на долото на 20 % больше, чем при бурении на глинистом растворе. Хорошие противоизносные и смазывающие свойства ПАКБР позволили значительно снизить износ элементов телеметрических систем, сократить число случаев их отказа. Компонентный состав ПАКБР предусматривает двойной эффект ингибирования глинистых отложений в разрезе ствола скважины: ионное ингибирование за счет использования в качестве дисперсионной среды пластовой воды высокой минерализации, полимерное ингибирование - за счет применения в рецептуре бурового раствора высокомолекулярных полимеров. Параметры применявшихся при бурении горизонтальных скважин составов ПАКБР и глинистых буровых растворов приведены в табл. 1.8.

Как видно из представленной таблицы, плотность ПАКБР изменялась в зависимости от геолого-технических условий без повышения содержания твердой фазы. Показатель фильтрации поддерживался на достаточно низком уровне. Буровой раствор в процессе бурения имел стабильные свойства. Обработка бурового раствора в процессе бурения сводились к поддержанию концентрации полимера вследствие адсорбции его на стенках скважины и выбуренной породе. Технологии приготовления, очистки от выбуренной породы и обработки ПАКБР в процессе бурения достаточно просты и позволяют применять имеющееся оборудование для приготовления и очистки буровых растворов. Для получения качественного бурового раствора, а именно получения тонкой дисперсии карбонатного утяжелителя и предотвращения выпадения его в осадок, применялся гидравлический диспергатор типа «струя в струю». Ниже представлены две конструкции диспергаторов. На рис. 1.14 представлена наиболее эффективная конструкция диспергатора. Эта конструкция наиболее универсальна. Эффективность диспергирования в данном случае зависит не только от расхода жидкости в манифольдах, но и от размера сопел. Даже при небольших расходах жидкостей в трубах (давлениях в манифольдах) можно добиться высокой степени диспергирования, меняя диаметр сопел.

На практике нередко используют более простую конструкцию диспергатора, хотя принцип практически один и тот же. Это, очевидно, объясняется простотой конструкции, что дает возможность изготовления его в промысловых условиях (см. рис. 1.15).

Сама же установка по приготовлению раствора представлена на рисунке 1.16.

Применение ПАКБР позволило повысить качество первичного вскрытия продуктивного пласта. При анализе результатов электрометрии бокового и индукционного каротажа по скважинам Николаевского месторождения, пробуренных на глинистом растворе и ПАКБР, можно сделать следующие выводы:

- удельное сопротивление буровых растворов, как глинистого, так и ПАКБР, составляло 0,5-0,8 мм;

- сопротивление по индукционному каротажу, т. е. в пласте, по скважинам, пробуренным на глинистом растворе и ПАКБР, практически совпадает, что позволяет провести объективное сравнение. В скважинах, пробуренных на глинистом растворе, отмечается

достаточно глубокая зона проникновения, в то время как в скважинах, пробуренных на ПАКБР, зона проникновения практически отсутствует. О качестве вскрытия продуктивных пластов в какой-то мере можно судить по результатам работы скважин (см. табл. 1.9).

Из табл. 1.9 видно, что средний дебит по горизонтальным скважинам, пробуренным с применением ПАКБР на Мишкинском месторождении, превышает дебит по соседним вертикальным скважинам в среднем на 23,8 т/с, по скважине 450 притока нефти не получено. По скважинам Кезского месторождения, пробуренным на глиномеловом растворе, этот показатель составляет в среднем 1,8 т/с.

В настоящее время проводятся опытно-промысловые работы по использованию для бурения горизонтальных скважин растворов на углеводородной основе типа инвертной эмульсии. Как известно, инвертные эмульсии являются, с точки зрения сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта при первичном вскрытии, наилучшими буровыми растворами. В то же время они характеризуются очень большим электрическим сопротивлением, что не позволяет использовать электрические методы каротажа и газовый каротаж, вследствие чего инвертные эмульсии могут быть применены только в хорошо изученном разрезе. Промысловые испытания рецептуры раствора на углеводородной основе проводились на Гремихинском месторождении, имеющем сравнительно плотную сетку скважин и геологическое строение которого хорошо изучено. При бурении горизонтальной скважины 453 был применен инвертно-эмульсионный буровой раствор.

В качестве дисперсионной среды использовалось дизельное топливо, дисперсной фазой являлась минерализованная пластовая вода. Отношение содержания воды к углеводородной жидкости составляло 0,7. В скважине осложнения не отмечены.

Опыт бурения горизонтальных скважин с применением ПАКБР и инвертно-эмульсионного бурового раствора показал достаточно высокую эффективность их использования по сравнению с глинистым буровым раствором при вскрытии продуктивных пластов. Вместе с тем остаются нерешенными технологические проблемы обеспечения устойчивости стенок скважины и выноса шлама из горизонтального и сильно искривленного участков ствола скважины.

Для решения этой задачи плотность бурового раствора, как было отмечено раньше, должна постоянно поддерживаться в определенном диапазоне. По данным исследований отечественных и зарубежных авторов было установлено, что с увеличением угла наклона ствола скважины вероятность обвала стенок скважины возрастает, а градиент давления гидроразрыва пластов уменьшается. Таким образом, при прочих равных условиях диапазон плотности применяемого бурового раствора снижается. Следовательно, для обеспечения устойчивости стенок скважины плотность бурового раствора при бурении горизонтальных скважин не должна приниматься по данным бурения вертикальных скважин. Некоторые зарубежные исследователи рекомендуют пошаговое повышение плотности бурового раствора. На каждые 30° увеличения зенитного угла повышать плотность раствора на 60 кг/м3, в сравнении с плотностью бурового раствора для бурения вертикальных скважин. В институте «УдмуртНИПИнефть» проведен расчет профилей минимальной и максимальной плотности бурового раствора, основанный на анализе упругости пород, и создана программа для ЭВМ, позволяющая определить необходимую плотность бурового раствора в зависимости от зенитного угла ствола скважины и свойств горных пород. Проведенный на ЭВМ анализ показывает, что в ряде случаев для обеспечения устойчивости стенок скважины необходимо изменить планируемый угол вхождения в продуктивный пласт и конструкцию скважины, т. к. при определенных свойствах горных пород требуемая для обеспечения устойчивости ствола скважины плотность бурового раствора превышает максимальную и может привести к гидроразрыву пласта.

С целью снижения скорости осаждения шлама, а также его вымыва из ствола скважины в случае уже имеющихся отложений необходимо иметь буровой раствор с повышенными тиксотропными свойствами. Применяемые пока для бурения горизонтальных скважин в ОАО «Удмуртнефть» буровые растворы имеют низкие значения показателей тиксотропных свойств. С целью повышения вязкости при низких скоростях сдвига и придания буровым растворам тиксотропных свойств в настоящее время проводятся работы по совершенствованию рецептур буровых растворов. Для улучшения реологических свойств инвертных эмульсий у американской фирмы Ml Drilling Fluids закуплен реагент Versamod, являющийся, как показали лабораторные исследования, весьма эффективной добавкой для повышения вязкости при низких скоростях сдвига и придания буровому раствору на углеводородной основе тиксотропных свойств. Работы по совершенствованию свойств ПАКБР ведутся в направлении поиска полимерных загустителей и флокулянтов.

Исследования также показали, что немаловажную роль играет гранулометрический состав твердой фазы бурового раствора в обеспечении качества вскрытия продуктивных пластов. Для регулирования содержания твердой фазы определенного размера ОАО «Удмуртнефть» закупило у фирмы Swako оборудование для очистки бурового раствора. В настоящее время совместно с этой известной фирмой - крупнейшим мировым производителем систем очистки бурового раствора - ОАО «Удмуртнефть» создает предприятие по выпуску оборудования для очистки бурового раствора.

Другим направлением, в значительной степени снижающим вероятность осложнений при бурении горизонтальных скважин, а также и стоимости их строительства, является применение оптимальных конструкций ГС. В настоящее время на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» в основном применяются две конструкции горизонтальной части скважин в зависимости от геолого-технических условий:

- горизонтальный участок ствола скважины в башкирских и турнейских залежах пластово-сводового и массивного типов, представленных устойчивыми карбонатными породами, оставляется необсаженным. В интервале набора зенитного угла и выхода на горизонталь в пределах продуктивного пласта может спускаться щелевой фильтр без цементирования затрубного пространства с целью снижения сил трения и предотвращения желобообразования при выполнении спускоподъемных операций во время освоения, исследования и эксплуатации скважины. Эксплуатационная колонна цементируется от кровли продуктивного пласта до устья скважины;

- горизонтальный участок ствола скважины в верейских и яснополянских залежах пластового типа обсаживается эксплуатационной колонной и цементируется от забоя до устья скважины. В интервале продуктивных пластов устанавливается фильтр с кислоторастворимыми заглушками.

Совершенствование конструкции скважин идет в направлении облегчения конструкции скважин, уменьшения диаметра горизонтального ствола. ОАО «Удмуртнефть» в настоящее время перешло на бурение горизонтальных стволов малого диаметра. При этом используются долота диаметром 120,6 мм и 146 мм. Одновременно испытываются бицентричные долота фирмы DPI диаметром 120,6 мм, позволяющие получить ствол диаметром 146 мм, что способствует снижению осложнений за счет лучшей очистки ствола скважины и большей устойчивости стенок скважины малого диаметра. Кроме того, упрощение конструкции скважины позволяет обеспечить снижение материальных затрат и повышение коммерческой скорости бурения. В этом направлении перспективным является отказ от спуска промежуточных колонн за счет использования 146 мм или 168 мм эксплуатационной колонны, спускаемой до кровли продуктивного пласта. Резкоискривленный интервал набора зенитного угла и выхода на горизонталь углубляется долотами меньшего диаметра и в зависимости от геолого-технических условий оставляется открытым или крепится хвостовиком. Применение такой конструкции скважин позволяет не только снизить затраты на строительство горизонтальных скважин, но и решить ряд вопросов, связанных с ремонтом скважин. В частности, значительно упрощаются работы по зарезке дополнительного ствола, который в случае оставления горизонтального ствола необсаженным можно провести при обводнении первого горизонтального ствола. Кроме того, в стволе меньшего диаметра упрощается применение пакеров при ремонтно-изоляционных работах.

Работы по освоению первых горизонтальных скважин проводились компрессорным способом. Перед компрессированием скважины переводились на пресную воду. При этом призабойная зона пласта насыщалась пресной водой, что значительно снижало ее проницаемость по нефти. При компрессировании создавались значительные колебания давления, в результате чего наблюдались поглощения жидкости продуктивным пластом. Кроме того, такая организация работ по освоению требовала проведения операций для глушения скважин, позволяющих производить спуск глубинно-насосного оборудования при вводе скважины в эксплуатацию. Глушение проводилось минерализованной водой, что значительно снижает продуктивность скважин. Учитывая то, что в настоящее время строительство горизонтальных скважин ведется на обустроенных месторождениях, комплекс работ по освоению предусматривает отработку скважин глубинно-насосным оборудованием, что позволяет сократить время от окончания бурения до ввода скважины в эксплуатацию, избежать проведения работ по глушению скважин. Для предотвращения снижения проницаемости призабойной зоны пласта за счет насыщения водой при простое до начала отработки глубинным насосом горизонтальная часть ствола скважины переводится на гидрофобный эмульсионный раствор.

Для того чтобы интенсифицировать приток нефти, на ряде скважин в опытном порядке проводились обработки призабойной зоны. Соляно-кислотные обработки в процессе освоения были проведены на 5 скважинах Мишкинского месторождения. После проведения CKO на скважинах 450 и 435 Мишкинского месторождения получен приток минерализованной воды. Можно предположить, что обводнение скважины после проведения CKO связано с прорывом воды по вертикальным трещинам, получившим дальнейшее развитие от кислотного воздействия. Учитывая конструктивные особенности горизонтальных стволов скважин, не следует на них переносить традиционные методы ОПЗ, применяемые в вертикальных скважинах. Следует отметить, что определение интервала обводнения в горизонтальном стволе является сложной задачей. Методы изоляции обводнившегося интервала в горизонтальном стволе до конца не разработаны, поэтому к выбору методов ОПЗ пласта в горизонтальном стволе следует подходить с особой осторожностью.

В горизонтальных скважинах, пробуренных на верейский объект разработки и обсаженных фильтрами с магниевыми заглушками, вскрытие последних осуществлялось растворением соляной кислотой. В таких случаях соляную кислоту закачивали в интервал фильтра с магниевыми заглушками и после 16 часов реагирования производили вскрытие цементного кольца против образовавшихся отверстий созданием избыточного давления. CKO горизонтальной части ствола проведено на 12 скважинах, пробуренных на верейские и башкирские отложения на Южно-Киенгопском, Кезском и Гремихинском месторождениях. Залежи нефти, приуроченные к верейским отложениям, пластовые, экранированные сверху и снизу непроницаемыми перемычками, поэтому проведение кислотных обработок на горизонтальных скважинах, пробуренных на данный объект разработки, не связано с риском обводнения.

Представляется целесообразным при проведении работ по восстановлению проницаемости призабойной зоны пласта, вскрытого с применением ПАКБР, проводить обработку призабойной зоны веществами, способными разрушать полимерную пленку, не вступая при этом в реакцию с породами, слагающими стенки скважины. На наш взгляд, в этих целях перспективно применение водных растворов гипохлоридов щелочных металлов. Однако окончательные выводы можно сделать после проведения опытно-промышленных работ.

Для снижения отрицательного влияния кольматации продуктивных формаций твёрдой фазой, а также решения задач специфики проводки горизонтальных участков стволов на месторождениях «Удмуртнефть» были проведены опытно-промышленные работы по использованию коллоид-полимерных растворов на основе гидрозолей алюминия для вскрытия продуктивных отложений горизонтальными участками стволов скважин (С.Н. Горнович, А.М. Селиханович, А.Н. Олейников И др.).

Использование гидрозолей алюминия позволяет выполнить необходимое структурирование коллоидного раствора при их концентрации 0,1...0,12. Полученные коллоиды могли быть переведены в истинные растворы при изменении pH фильтрата бурового раствора ниже 4,35 или выше 10,5.

Опытно-промысловые работы по применению коллоид-полимерных растворов произведены при вскрытии продуктивных отложений на скважинах 306 и 314 Котовского месторождения и скважине 2927 Лyдошурского месторождения (см. таб. 1.10).

Приготовление коллоид-полимерных растворов было выполнено по разработанной ООО «ВолгоУралНИПИгазом» рецептуре с использованием в качестве водной среды местных природных ресурсов и конденсированных коллоидов гидрозолей алюминия.

Химический состав природного рассола был представлен в основном хлоридами катионов Na+, Ca+2, Mg+2. При этом концентрации поливалентных катионов составили по Са+2 - 12 г/л и Mg+2 - 4 г/л при плотности 1160 кг/м3.

Для приготовления бурового раствора рассол разбавлялся технической водой до плотности, на 0,020 кг/м3 ниже нормированной плотности бурового раствора. Учитывая высокое содержание в используемом рассоле поливалентных катионов, приготовление конденсированных коллоидов производили проведением умягчения рассола кальценированной содой добавкой от 1,3 до 2,0% вес. и последующей добавкой хлористого алюминия. Данный подход к приготовлению коллоид-полимерного раствора позволил обеспечить следующие их технологические параметры (табл. 1.11).

Изменение технологических параметров коллоид-полимерных растворов в процессе бурения горизонтальных участков стволов на всех скважинах находилось в пределах допустимых колебаний по реологическим показателям; по водоотдаче растворы сохраняли первоначальные значения.

Изменение реологических показателей наиболее выраженным было при бурении скважин на Котовском месторождении. Это определялось наличием в верхнем карбоне яснополянских глин, которые при их разбуривании снизили концентрацию конденсированных коллоидов путём их адсорбирования на поверхности шлама. При разбуривании интервалов яснополянских глин также был установлен повышенный ингибирующий эффект коллоид-полимерного раствора, что подтверждено результатами кавернометрии, а также улучшением проходимости геофизических приборов при проведении ГИС скважин.

Бурение интервалов набора зенитного угла и горизонтальных участков стволов скважин осуществлялось с использованием гидравлических забойных двигателей ДР-106 при расходе бурового раствора 0,008-0,010 м3/с, долотом 124 ЦАУ средней механической скоростью 4 м/ч. Этот расход бурового раствора позволял обеспечить нормальную гидроочистку ствола скважины и проходимость компоновки, в т. ч. и на участке набора зенитного угла.

Анализ затрат на бурение горизонтальных участков стволов, связанных с применяемыми буровыми растворами, показал, что снижение затрат по статье «Материалы» составило 17,8 % и по времени 20,8 % от сложившихся аналогичных результатов при применении проектных буровых растворов. Освоение скважин после бурения прошло успешно. При этом, учитывая поздние стадии разработки Котовского и Лудошурского месторождений и механизированный способ добычи, гидродинамических исследований пробуренных скважин по определению совершенства вскрытия продуктивных отложений при применении коллоид-полимерных растворов не производилось. Однако все скважины обеспечили проектный уровень добычи.

Хорошие результаты на месторождениях Оренбургской области при бурении ГС и БГС показали буровые растворы на основе биополимеров с плотностью 1,05 г/см3 и 1,3 г/см3, где полимерной основой служат реагенты полисахаридной природы - биополимеры и производные крахмала и целлюлозы. Эти растворы обладают высокими кольматирующими свойствами и хорошо сохраняют коллекторские параметры продуктивного пласта, так как образуют на стенках скважины плотную полимермеловую плёнку. Наличие полимерной плёнки позволяет без значительных осложнений осуществить проводку бокового ствола и до минимума сократить проникновение дисперсной фазы бурового раствора в продуктивный пласт.

Проводка горизонтальных скважин проводится с использованием новых типов промывочных жидкостей, биополимерных, коллоид-полимерных буровых растворов, которые разработаны ЗАО «Робус», ООО «ВолгоУралНИПИгаз», ЗАО «ИКТ-Сервис и других фирм. Новые типы буровых растворов выпускаются в виде сухих смесей, которые технологичны в применении. Плотность биополимерных растворов регулируется введением утяжелителя (мела) и уровнем минерализации дисперсной среды (воды) при введении хлористого натрия, хлористого кальция и рапы. При практическом использовании биополимерных растворов выявлено снижение вязкостных и реологических показателей в процессе углубления скважин. Вероятнее всего, это происходит за счёт формирования фильтрационной корки и адсорбции биополимера на выбуренной поде. Для поддержания вязкостных характеристик в буровой раствор вводится биополимер. Полная характеристика компонентных составов, применяемых биополимерных и коллоид-полимерных растворов является коммерческой тайной разработчиков и производителей.

Интересен и опыт белорусских нефтяников. При бурении горизонтальных скважин в горизонтальной части ствола в буровом растворе значительно увеличивают смазывающие материалы. При этом соблюдаются следующие условия:

- плотность бурового раствора должна обеспечивать гидростатическое давление на пласт не более чем на 2-3 %;

- фильтрация должна способствовать быстрой кольматации проницаемых зон и участков (Ф < 5 см3/30 мин, К = 0,2-0,3 мм);

- вязкость структуры - обеспечивать высокую подвижность и раннюю турбулизацию (u = 52-60 мПа-с);

- смазочная способность - обеспечивать подвижность бурового инструмента при различных технологических операциях.

Этот опыт может быть использован в идентичных геологических условиях на других месторождениях.