В связи с увеличением доли трудноизвлекаемых запасов нефти, приуроченных к низкопроницаемым коллекторам, возникают повышенные требования к качеству первичного вскрытия продуктивных пластов.
Опыт промысловых и экспериментальных исследований показывает, что ухудшение продуктивных пород-коллекторов в значительной мере обусловлено:
1) кольматацией призабойной зоны пласта (ПЗП) твердыми частицами;
2) физико-химическим взаимодействием фильтрата бурового раствора с породами и пластовыми жидкостями, что ведет к закупорке поровых каналов за счет образования твердых осадков, различного рода эмульсий, водной блокады и т. п.
Одним из перспективных направлений совершенствования вскрытия продуктивных пластов является применение безглинистых буровых растворов (БГР) на основе пластовой воды и полимера, не содержащих твердую фазу. Модификации таких растворов разработаны H.И. Крысиным, A.M. Ишмухаметовой, T.И. Крысиной и др. и успешно применяются во многих нефтяных регионах, в том числе и в Пермском Прикамье.
Анализ эффективности этих буровых растворов (на примере Пермской области) проведен в двух направлениях:
1) оценка качества вскрытия продуктивных пластов в добывающих скважинах;
2) сравнительный расчет охвата пластов вытеснением в нагнетательных скважинах.
Основным критерием эффективности применения новой технологии вскрытия является достижение скважиной максимального уровня продуктивности.
Для сравнения влияния БГР и глинистого раствора (ГР) на продуктивность скважин Рассветного месторождения в качестве основного критерия было принято время выхода скважины на максимальный среднесуточный дебит после пуска ее в эксплуатацию.
Предполагается, что это время совпадает с временем очистки прискважинной зоны и выхода на установившийся режим.
Для анализа использованы данные по 32 скважинам, пробуренным с промывкой ГР, и 38 - БГР. По каждой из групп скважин рассчитывалось среднее время очистки прискважинной зоны:
.jpg)
Скважины обеих групп расположены по площади равномерно, т. е. находятся в примерно одинаковых геологических условиях.
Максимальный дебит скважин, пробуренных с промывкой ГР, достигается в среднем за 155 сут, тогда как при использовании БГР этот срок сокращается до 50 сут.
Для более объективной оценки были рассчитаны значения удельного начального дебита qуднач по каждой скважине.
Это позволило исключить влияние толщины пласта.
Также по каждой скважине были определены максимальные удельные дебиты qудmax, которые, как мы принимаем, характеризуют истинную продуктивность нефтяных пластов (DP = const).
Этот показатель используется для разделения пород-коллекторов в скважинах на низко-, средне- и высокопродуктивные в зависимости от их ФЕС и содержания глинистого материала.
С этой целью строится зависимость qудmax от геофизического параметра (в нашем случае qудmax = f(DIg)).
Далее по каждому из трех выделенных классов пород-коллекторов для обеих групп скважин рассчитывалось среднее значение qуднач и оценивался Dqуднач (табл. 1).
Поскольку скважины, пробуренные на БГР, раньше достигают максимального дебита, то вполне естественно, что они обеспечивают дополнительную добычу нефти за время, необходимое для выхода на максимальный дебит скважин, пробуренных с промывкой ГР. В рассмотренном случае это время составляет 105 сут.
На основании полученных данных построен график зависимости изменения qуд во времени для скважин, пробуренных на ГР и БГР, для каждой группы продуктивности коллекторов. На основании графика для каждого класса пород-коллекторов интегрированием по формуле
.jpg)
где S - площадь, равная удельному приросту добычи, м3/м; t - время эксплуатации условной скважины, сут, вычисляем площади геометрических фигур для каждого класса продуктивности и путем вычитания определяем SB, Sc и SH (рисунок).
Их площадь равна удельному приросту добычи нефти для различных классов коллекторов за счет качества вскрытия.
Далее оценивалась средняя удельная добыча на одну условную скважину, которая для Рассветного месторождения изменяется от 1,22 до 2,71 т/сут·м (табл. 2).
Для прогноза прироста добычи нефти по любой вновь пробуренной на БГР скважине следует среднюю удельную величину добычи нефти на одну условную скважину умножить на перфорированную толщину пласта и время эксплуатации скважины (период не более 105 сут для Рассветного месторождения).
На дальнейшем этапе сопоставительного исследования влияния буровых растворов на качество вскрытия была проведена работа на месторождениях юга Пермской области: Батырбайском, Гожано-Шагиртском и Степановском. На этих площадях бурение производилось также на ГР и БГР.
Состояние ПЗП оценивалось показателями гидродинамического несовершенства скважины j1 и j2, а также временем очистки призабойной зоны, т. е. выходом скважины на оптимальный режим работы:
.jpg)
где qуднач, qудmax и qудп - начальный, максимальный и потенциальный дебиты скважины (м3/сут) соответственно.
При анализе использовался дебит по жидкости, так как на большинстве месторождений для поддержания пластового давления велась закачка воды в продуктивные пласты, и скважины вводились в эксплуатацию с обводненностью до 95 % (Константиновская площадь). Были исключены скважины, эксплуатирующие электроцентробежные насосы, так как они, как правило, находятся в наиболее активных зонах закачки.
Время очистки ПЗП устанавливалось как среднее по группе скважин (табл. 3), а по каждой из них - как число дней эксплуатации в период выхода ее на оптимальный режим. При расчете дополнительной добычи нефти использовался начальный и максимальные удельные дебиты жидкости.
Анализ изменения j1 и j2 показал, что скважины, пробуренные на БГР, имеют более высокие по сравнению со скважинами на ГР значения. Вариации j2 для скважин на БГР в пределах 0,99-1,17 свидетельствуют о работе скважин с максимально возможной производительностью, т. е. о значительной очистке ПЗП. Скважины на ГР характеризуются более низкими по сравнению с пробуренными на БГР значениями j1, которые указывают на значительную засоренность ПЗП. Для этой группы скважины j2 составляют 0,76-1,02, т. е. можно предположить, что очистка ПЗП не закончена (см. табл. 3). Этот вывод подтверждается и зависимостями начального и максимального удельных дебитов от DIng для Константиновской площади. Причем наиболее необратимые процессы засорения ПЗП характерны для низкопроницаемых пластов (DIng<0,34), вскрытых на ГР.
Расчет дополнительной добычи нефти для скважин, пробуренных на БГР, производился по условной средней скважине на основании табл. 2 по формуле (2). Суммарный удельный прирост жидкости складывается из прироста средних удельных дебитов и времени выхода скважины на оптимальный режим.
Как известно, одним из основных факторов, влияющих на полноту выработку запасов нефти, является охват пласта процессом вытеснения. При этом основное внимание уделяется увеличению профиля приемистости нагнетательных скважин. В них, как и в добывающих скважинах, состояние призабойной зоны пласта во многом предопределяет количество участвующих в нефтеизвлечении продуктивных пластов, вскрытых перфорацией.
Поскольку применение БГР способствует оптимальному вскрытию пласта, то можно предположить и увеличение интервала приемистости в разрезе нагнетательных скважин, пробуренных с применением этого типа растворов.
Анализ состояния ПЗП, вскрытых на ГР и БГР, проводился на примере нагнетательных скважин, входящих в систему повышенных пластовых давлений (ППД) яснополянской залежи Рассветного месторождения, где на дату анализа было освоено 24 нагнетательные скважины, из них по 21 получены качественные результаты исследования интервалов приемистости методами расходомера гидродинамического и термометрии с привязкой по ГК. Практика промыслово-геофизических исследований показывает, что комплексирование указанных методов исследований дает надежную информацию о профиле приемистости. Из числа исследованных скважин Рассветного месторождения 14 пробурено на ГР и семь на БГР. Вполне естественно, что вскрытые пласты в разрезах скважин обладают значительной неоднородностью по ФЕС и толщине.
Для количественной оценки неоднородности вскрытых перфорацией пластов были рассчитаны коэффициенты гидропроводности для каждого из них. Расчеты показали, что гидропроводность пластов изменяется от 0,58 до 31,1 мкм2·см/мПа·с для пластов, вскрытых на БГР, и 0,39- 42,2 - на ГР (при вязкости нефти 25,7 мПа·с).
Нами были выделены три группы коллекторов, различающихся по гидропроводности (e: 1) e>1-низкопродуктивные; 2) e = 1 - 10 - среднепродуктивные; 3) e > > 10 мкм2·см/мПа·с - высокопродуктивные.
Анализ величины рабочей толщины, определенной по промыслово-геофизическим данным, показал, что наибольший профиль приемистости характерен для скважин, пробуренных на БГР (табл. 4), т. е. коэффициент охвата заводнением (Ко.з) в прискважинной части пласта увеличивается при меньшем "загрязнении" призабойной зоны. Эта тенденция наблюдается для всех типов коллекторов и увязывается с величиной зоны проникновения фильтрата бурового раствора, определенной по электрометрии (см. табл. 4). Однако следует отметить, что высокопродуктивные пласты в скважинах, пробуренных на БГР, имеют более низкий Ко.з, чем среднепродуктивные.
Это явление обусловлено двумя причинами: 1) в высокопродуктивных пластах полимерная пленка, создаваемая при бурении на стенках скважины, имеет меньшую защитную способность из-за большого радиуса поровых каналов, что способствует увеличению зоны проникновения фильтрата; 2) в высокопродуктивных пластах происходит более глубокая кольматация поровых каналов выбуренными твердыми частицами, которые не успевают выноситься буровым раствором.
При анализе пластов Рассветного месторождения, не охваченных заводнением, установлено, что при бурении на БГР полностью не работает лишь один пропласток (скв. 113, e = 0,58 мкм2·см/мПа·с), относящийся к низкопродуктивным коллекторам.
В скважинах, пробуренных на ГР, низкопродуктивные пласты не работают в четырех скважинах (скв. 112, 114, 122, 126), среднепродуктивные пласты - в восьми скважинах (скв. 112, 114, 117, 122, 123, 126, 110, 108).
Выводы
1. Вскрытие терригенных и карбонатных коллекторов на БГР снижает степень загрязненности ПЗП, что определяет более ранний выход скважин на максимальный дебит. Вскрытие низкопроницаемых коллекторов на ГР может приводить к их полной блокировке, в результате чего наблюдаются значительные потери дебитов в скважинах. Установленные связи между удельным дебитом жидкости и DIng могут быть использованы для прогнозирования дебитов и контроля за качеством вскрытия продуктивных пластов.
2. При относительно равных ФЕС пластов (средняя гидропроводимость пластов, вскрытых на БГР - 8,1, на ГР - 7,8 мкм2·см/мПа·с), Ко.з значительно выше в скважинах, пробуренных на БГР (Ко.зБГР = 0,89; Ко.зГР = 0,61).
3. Дифференцированная оценка Ко.з по коллекторам различной продуктивности показала, что при бурении на глинистом растворе наибольший профиль приемистости достигается в высокопродуктивных коллекторах (Ко.з = 0,69), однако его величина значительно ниже, чем в среднепродуктивных, пробуренных на БГР (Ко.з = 0,95).
4. При вскрытии пластов на ГР увеличивается число полностью неработающих пластов (14 пластов из 36 анализируемых), что в значительной мере снижает эффективность применяемой системы ППД, а следовательно, уменьшается степень нефтеизвлечения.
Зависимость среднего удельного дебита (qуд) от времени работы скважины (t):
.jpg)
SB, Sc, Sн -площади, равные удельному приросту добычи нефти для высоко-, средне- и низкопродуктивных коллекторов. ПСР - полимерсолевой раствор
Табл 1
|
Продуктивность коллектора |
qуднач, м3/сут·м |
Dqуднач,м3/сут·м |
Dqудmax, м3/сут·м |
|
|
ГР |
БГР |
|||
|
Высокая |
3,89 |
4,46 |
0,57 |
7,80 |
|
Средняя |
2,13 |
2,94 |
0,81 |
4,86 |
|
Низкая |
1,48 |
2,52 |
1,04 |
2,78 |
Табл
|
Тип коллектора |
Удельная добыча нефти на 1 усл. скв. за 155 сут,м3/м |
Удельный прирост добычи на 1 усл. скв. за 105 сут, м3/м |
Средняя удельная добыча нефти на 1 усл. скв., м3/м |
|
|
БГР |
ГР |
|||
|
Высокопродуктивный |
1278 |
994 |
284 (Sв) |
2,71 |
|
Среднепродуктивный |
854 |
629 |
225 (Sc) |
2,15 |
|
Низкопродуктивный |
480 |
353 |
127 (Sн) |
1,22 |
|
Месторождение, площадь |
Объект (пласт) |
Тип коллектора |
Средний удельный дебит жидкости, т/сут |
Время выхода скважины на оптимальный дебит, сут |
Показатель несовершенства скважины |
Суммарный удельный прирост жидкости, м3/м |
||
|
qуднач |
qудmax |
j1 |
j2 |
|||||
|
Асюльская |
Бш |
Карбонатный |
1,25/1,84 |
1,8/2,81 |
170/83 |
0,77/0,71 |
0,77/1,17 |
160,8/- |
|
Тл |
Терригенный |
1,17/1,45 |
2,0/2,1 |
186/122 |
0,65/0,75 |
0,98/1,04 |
57,0/- |
|
|
Константиновская |
Бш |
Карбонатный |
3,58/5,08 |
5,46/ 6,14 |
26/7 |
0,7/ 0,89 |
0,95/1,05 |
32,2/- |
|
Тл |
Терригенный |
3,08/3,57 |
4,74/4,6 |
175/29 |
0,61/0,85 |
1,02/0,99 |
116,2/- |
|
|
Гожанская |
B3, B4 |
Карбонатный |
0,62/0,66 |
1,06/1,14 |
122/108 |
0,64/0,64 |
0,98/1,05 |
7,5/- |
|
Тл+Бб |
Терригенный |
0,26/0,51 |
0,67/ 0,71 |
119/182 |
0,41/0,67 |
0,97/1,04 |
18,7/- |
|
|
Степановское |
T |
Карбонатный |
0,82/1,8 |
1,22/2,45 |
111/103 |
0,68/0,76 |
0,76/1,17 |
123,6/- |
Примечание. В числителе - данные по скважинам, пробуренным на ГР, в знаменателе - на БГР.
Табл 4
|
Тип раствора |
Тип коллектора |
Ко.з |
Диаметр зоны проникновения, м |
|
БГР |
Высокопродуктивный |
0,85 |
0,8 |
|
Среднепродуктивный |
0,94 |
0,6 |
|
|
Низкопродуктивный |
0,52 |
0,4 |
|
|
ГР |
Высокопродуктивный |
0,69 |
1,3 |
|
Среднепродуктивный |
0,35 |
1,5 |
|
|
Низкопродуктивный |
0,43 |
2,0 |
Автор: В.И.Азаматов (ИГиРГИ), В.Спасибко, А.Савич (ПермНИПИнефть), В.В.Азаматов(МИНГ)
