Геологические особенности вскрытия пласта, представленного трещиноватой карбонатной фацией, и освоение скважин
Т. Д. ЛАТКО, Г. А. МАТАЕВ, Л. Б. ИЗМАЙЛОВ
В настоящее время стратиграфический диапазон промышленной нефтегазоносности Восточного Предкавказья охватывает значительный комплекс мезозойских отложений. Большое промышленное значение приобрели в пределах этой обширной территории верхнемеловые отложения, разрез которых представлен трещиноватыми карбонатными породами.
Однако еще недостаточно изучены методы вскрытия трещиноватого карбонатного коллектора с учетом геологических особенностей строения месторождения. Поэтому отстают работы по опробованию разведочных и освоению эксплуатационных скважин, что известным образом сдерживает темпы роста добычи нефти и газа.
Высокая стоимость буровых работ, а также необходимость увеличения добычи нефти усиливают значения мероприятий по улучшению продуктивности скважин и достижению максимальной нефтеотдачи пласта. В разрешении этих задач актуальное значение приобретает разработка эффективных методов вскрытия пласта, сохранения природных литолого-физических свойств и проницаемости нефтяных трещиноватых коллекторов, а также крепления призабойной зоны и освоения скважин.
В данной статье дается обзор методов освоения скважин на месторождении Селли и геолого-технические рекомендации по улучшению технологии завершения скважин, представленных карбонатной фацией.
Первая промышленная нефть из верхнего мела в Восточном Предкавказье была получена в Дагестане на месторождении Селли, которое находится в промышленной разработке с 1956 г. В геологическом строении месторождения принимают участие мезозойские и третичные отложения.
В тектоническом отношении Селлинское поднятие представляет асимметричную брахиантиклиналь коробчатого типа с прогнутым сводом, вытянутую в северо-западном направлении (рис. 1). Характерной особенностью строения месторождения является видимое несоответствие структурных форм по третичным и мезозойским отложениям. Это несоответствие проявилось в Селлинской брахиантиклинали диапировидным смятием глинистых пород майкопской свиты [2].
Основным продуктивным горизонтом является гомогенный комплекс карбонатных пород верхнего мела, представленный трещиноватыми известняками. Мощность газонефтяной части продуктивного горизонта 160 м. Залежь подстилается подошвенной водой. Скважины, остановленные бурением в газонефтяной части продуктивного горизонта, быстро обводняются подошвенной водой. Это, по-видимому, указывает на наличие трещин, ориентированных под большим углом к напластованию, и гидродинамической связи между ними. Верхнемеловые отложения бурятся глинистым раствором удельного веса 1,30-1,55 г/см3. При этом во многих скважинах наблюдались поглощения промывочной жидкости и сильные газопроявления.
Третичные отложения представлены в основном мощной толщей пластичных пород. В процессе бурения скважин при разбуривании этих отложений наблюдаются осложнения, обусловленные наличием разрыва и осевого диапировидного выжима.
Ввиду отсутствия фактических данных и опыта бурения в сложных геологических условиях на месторождении Селли первые разведочные скважины имели трехколонную конструкцию.
По мере накопления фактических данных бурения скважин в осложненных условиях совершенствовалась их конструкция.
В настоящее время бурение скважин осуществляется долотом № 10 с последующим спуском колонны для перекрытия неустойчивых склонных к обвалообразованию майкопских глин. Изоляция водоносных пластов фораминиферовых слоев и зон поглощений, особенно в центральной части складки, производится 4" летучками.
Выбор метода вскрытия и крепления скважин в зоне продуктивного пласта зависит почти целиком от литолого-физических характеристик пласта.
В начале разработки месторождения Селли применялся метод завершения скважин с креплением всего ствола скважины (рис. 2, А). Колонна, нижняя часть которой длиной 16-39 м, выполнялась в виде сетчатого фильтра спускалась на всю глубину и цементировалась в кровле продуктивного горизонта. Низ эксплуатационной колонны оборудовался одним или двумя заливочными манжетами, выше которых устанавливался клапан, а в колонне прорезались отверстия. Заливочные манжеты устанавливались в нижней пачке фораминиферовых отложений. Проведенный гамма-каротаж в скв. 1 показал, что цементное кольцо находится не выше, а ниже заливочной манжеты. Следовательно, манжеты не выполняли целевого назначения: надежной изоляции трещин продуктивного горизонта.
Метод завершения скважин с обсаженным стволом затрудняет проведение выборочных мероприятий по увеличению нефтеотдачи, например гидравлического разрыва, солянокислотной обработки и торпедирования, из-за возможности повреждения колонны.
В дальнейшем применялся метод завершения скважин с открытым стволом (рис. 2, Б, В, Г, Д). Этот способ с гидродинамической точки зрения является наиболее совершенным и может быть успешно применен в устойчивых карбонатных коллекторах. При этом существенное значение имеет выбор места установки башмака эксплуатационной колонны или «летучки».
В скв. 11, 13, 15, 24, 30, 34, 35, 36, 41, 44 производилось вскрытие продуктивного горизонта с последующим спуском колонны с установкой башмака в нижней части фораминиферовых отложений, склонных к кавернообразованию (рис. 2, Б). В результате этого не обеспечивалось надежное перекрытие водоносных фораминиферовых отложений из-за отсутствия сплошного цементного камня у башмака колонны.
В последующем спуск эксплуатационной колонны производился в верхнемеловых отложениях. Башмак колонны устанавливался на 5-15 м от забоя скважины. В тех случаях, когда вскрывались зоны со слабой трещиноватостью, сообщение скважины с пластом было недостаточным, что обусловливало низкую продуктивность скважин. Поэтому возникала необходимость дальнейшего углубления скважин из-под башмака эксплуатационной колонны до зоны поглощения (рис. 2, В). Недостатком является уменьшение диаметра ствола скважины в зоне продуктивного горизонта, а также увеличение продолжительности буровых работ при углублении скважины долотом № 6 и износ 6" эксплуатационной колонны в результате работы в ней 3 1/2" инструментом.
При уменьшении диаметра ствола скважины сообщение ее с продуктивным горизонтом, по-видимому, ухудшается вследствие включения в дренажную систему меньшего количества трещин. Поэтому вскрытие продуктивного горизонта производилось «максимально» до 125 м до спуска колонны (рис. 2, Г). Такой метод завершения применялся в скв. 9, 12, 16, 18, где не отмечались поглощения промывочной жидкости в верхнемеловых отложениях.
Анализ крепления скважин показал, что имел место уход цементного раствора в трещины продуктивного горизонта [3]. Проникновение цементного раствора в продуктивный горизонт резко ухудшает его коллекторские свойства.
Так, в скв. 7 верхнемеловые отложения были вскрыты на глубине 1315 м. При забое 1370 м в скважину спустили 5" эксплуатационную колонну длиной 1359 м. При освоении интервала ствола 1359-1370 м скважина фонтанировала через 8-миллиметровый штуцер с дебитом 70 м3/сутки. В целях уменьшения притока воды установили цементный мост в интервале 1350- 1370 м под давлением 80 ат. При этом продуктивный пласт принял 0,6 м3 цементного раствора. В последующем цементный мост был разбурен до глубины 1380 м. После неоднократной обработки продуктивной зоны соляной кислотой и торпедирований скважины на глубинах 1380, 1370 и 1365 м притока вызвать не удалось. Подобная картина наблюдалась в скв. 9 и других, где приток был вызван после длительного воздействия на пласт.
В процессе разработки месторождения Селли инженерно-техническими работниками Дагнефти был предложен и успешно внедрен способ временной и надежной изоляции продуктивного горизонта от проникновения цементного раствора намывом песчаной пробки (рис. 2, Д). Сущность метода заключается в следующем [1]. Пульпу (глинистый раствор удельного веса 1,14-1,17 г/см3 и песок) приготовляют и закачивают (намывают) в скважину. При цементировании колонны («летучки») песчаная пробка препятствует проникновению цементного раствора в трещины продуктивного горизонта. После разбуривания цементного стакана песчаная пробка легко вымывается из скважины.
Намыв песчаной пробки по разработанной в Дагнефти технологической схеме успешно осуществляется. Почти во всех случаях песчаная пробка устанавливалась в требуемом интервале. Этот метод завершения скважин имеет технико-экономические преимущества. Метод намыва песчаных пробок особенно целесообразно применять в трещиноватых продуктивных горизонтах верхнемеловых отложений, так как он не только облегчает проведение заключительного этапа буровых работ, но также способствует наиболее быстрому освоению скважин.
После окончания буровых работ вызов притока нефти к забою скважин из продуктивного горизонта осуществляется замещением глинистого раствора водой, а также дренированием с применением компрессора.
Однако чтобы увеличить проницаемость призабойной зоны, проводят кислотную обработку. Наряду с этим применяются торпедирование и гидравлический разрыв. Эти мероприятия позволяют увеличить продуктивность скважины вследствие образования или расширения трещин от скважины в пласт, благодаря чему улучшается приток нефти к забою.
На основе предварительного изучения фактического материала по освоению скважин на месторождении Селли можно сделать следующие выводы.
1. В целях сохранения гидродинамического совершенства скважин, когда продуктивный коллектор представлен карбонатной фацией, необходимо их завершение производить с открытым стволом без применения каких-либо сетчатых фильтров.
2. Башмак эксплуатационной колонны или «летучки» следует устанавливать ниже кровли верхнего мела на 3-5 м для предотвращения прорыва верхних (фораминиферовых) вод.
3. Перед цементированием колонны необходимо во всех случаях производить временную изоляцию продуктивного горизонта, даже если не наблюдается поглощения промывочной жидкости в верхнемеловых отложениях. Намыв песчаной пробки является наиболее эффективным способом временной и надежной изоляции продуктивного горизонта от проникновения цементного раствора.
4. Гидравлический разрыв и кислотная обработка - важнейшие мероприятия по улучшению продуктивности скважин.
ЛИТЕРАТУРА
1. Измайлов Л.Б.. Латко Т.Д., Матаев Г.А. Технология завершения скважин на месторождении Селли. Фонды Дагнефти, 1959.
2. Конюхов И.А. Опыт изучения мезозойских отложений Восточного Предкавказья. ГОСИНТИ, 1958.
3. Латко Т.Д., Никитин Е.А., Дамурчиев В.А. Вскрытие и освоение продуктивного верхнемелового коллектора на площади Селли. Фонды Дагнефти, 1957.
4. Перспективы нефтегазоносности Северного Кавказа и Предкавказья. Гостоптехиздат, 1959.
Дагестанский совнархоз
Рис. 1. Структурная карта по кровле верхнего мела.
1 - устье и забой скважин; 2 - линии разрыва: 3 - изогипсы.
Рис. 2. Завершение скважин.
А - ствол, обсаженный колонной, зацементированной выше кровли пласта и оборудованной сетчатым фильтром; Б - открытый ствол, колонна зацементирована выше кровли пласта; В - открытый ствол, колонна зацементирована в кровле пласта с последующим вскрытием продуктивного горизонта; Г - открытый ствол; вскрытие продуктивного горизонта производится до спуска колонны; колонна цементируется в кровле пласта; Д - то же, что и Г. Изоляция продуктивного горизонта от проникновения цементного раствора производится намывом песчаной пробки. I - фораминиферовые отложения; II - верхний мел (продуктивный горизонт); III - цементный камень; IV - песчаная пробка. 1 - колонна; 2 - сетчатый фильтр; 3 - манжета.