Пути ускорения опробования скважин и повышения качества этих работ
Б.Д. Панов
До настоящего времени опробование нефтяных скважин носит затяжной характер, а стоимость испытания по методу снизу - вверх, после спуска обсадных колонн, иногда превышает стоимость бурения скважины.
Анализ фактических данных по 273 разведочным скважинам, пробуренным управлением Краснодарнефть в течение трех лет (1957-1959 гг.), показывает, что при средней глубине скважин 2200 м бурение заняло примерно 73 суток, а на испытание (при среднем количестве эксплуатационных объектов на скважину 2,4) затрачено 98 суток. Время испытания одного объекта - 40,6 суток, в том числе производительное время 13,3 суток, или 33%.
Однако несмотря на то, что на испытание разведочных скважин затрачивается много времени и средств, для полного и окончательного их испытания не используются все возможности. Не везде и недостаточно применяются методы воздействия на призабойную зону, не практикуется гидроразрыв в случаях отсутствия притока из перспективных горизонтов.
Качественное опробование скважины зависит от многих факторов, существенно влияющих на приток пласта. Основными из них являются правильное вскрытие пласта, при котором обеспечивается чистота призабойной зоны, и быстрота опробования.
Следует отметить, что для предотвращения закупорки пор призабойной зоны при вскрытии пластов (там, где позволяют условия) вместо растворов, утяжеленных гематитом, нужно применять растворы из тяжелой глины, например, хабльской, которая без дополнительного утяжеления повышает качество раствора (удельный вес до 1,5 г/см3).
Рассмотрим две методики опробования разведочных скважин: снизу - вверх через обсадную колонну и сверху - вниз в процессе бурения скважины. Для любой из них вопрос качественного вскрытия пласта имеет первостепенное значение.
Как было отмечено выше, при испытании скважин обычным методом две трети времени тратится бесполезно.
Такое положение сложилось в результате неправильного планирования работ по бурению и опробованию скважин.
Чтобы ускорить разведку, наряду с быстрой проходкой скважин, весьма важно вдумчиво заниматься вопросами завершения скважин, причем работу нужно вести в трех направлениях:
1. Улучшать организацию работ, планирование и материально-техническое снабжение цехов опробования.
2. Создавать благоприятные условия для опробования скважины еще в процессе бурения при вскрытии пластов, а также в период ее освоения.
3. Применять передовую технику и технологию при опробовании и освоении скважин.
Каждое из этих направлений может иметь свои пути и методы решения в зависимости от конкретных условий.
На вопросах организации работ по опробованию мы не останавливаемся. Отметим лишь, что должна быть поднята ответственность руководителей контор бурения за быстрое и качественное опробование всех перспективных объектов в каждой разведочной скважине.
Важными условиями успешного опробования скважин является правильный выбор конструкции скважины и исчерпывающее испытание объектов путем применения всех выбранных методов, способствующих вызову притока из пласта.
Известно, что в процессе бурения даже при небольшом превышении давления столба промывочного раствора пластовая жидкость оттесняется его фильтратом вглубь от стенок скважины. По данным геофизических исследований (А.М. Бедчер) проникновение фильтрата в пласт колеблется для некоторых площадей управления Краснодарнефть от 70-90 мм в плохих коллекторах до 1000 мм в хороших коллекторах. Известно также, что чем больше время соприкосновения промывочной жидкости с пластом (при бурении или после перфорации до начала испытания), тем труднее и длительнее вызов притока из скважины. Так, в скв. 26 Ново-Дмитриевская получен газовый фонтан дебитом 250 тыс. м3/сутки. Однако после длительной консервации для вызова притока из пласта пришлось проводить неоднократные соляно- и глинокислотные обработки призабойной зоны.
Учитывая это, следует: а) не допускать глубокого проникновения фильтрата в пласт; б) создавать такие условия, чтобы фильтрат легко извлекался из капилляров пласта; в) не затягивать опробование после вскрытия пласта.
Первое может быть достигнуто применением эмульсионных, нефильтрующихся растворов (на нефтяной основе) или вскрытием пластов с продувкой газом (воздухом). Однако в условиях разведки это не всегда приемлемо. Второго можно добиться, применяя поверхностно-активные вещества (ПАВ), вводимые в промывочную жидкость в процессе бурения для уменьшения отрицательного влияния ее фильтрата на проницаемость призабойной зоны.
Следует учитывать, что вызов притока и обеспечение полной гидродинамической связи пласта со скважиной может быть достигнуто путем создания каналов через всю зону водного блока (зона проникновения фильтрата), а это особенно важно для пластов с плохими коллекторскими свойствами. Поэтому нужно определять зону насыщения фильтратом и в зависимости от этого выбирать наиболее эффективные средства перфорации.
При опробовании скважины, если она не фонтанирует после замены глинистого раствора водой (с добавлением ПАВ), следует выбрать наиболее эффективный способ снижения уровня, например, аэризацию. Этот способ широко применяется на промыслах Краснодарнефти и обеспечивает практически любое снижение уровня в скважине за 4-6 часов. В случае отсутствия желаемых результатов после снижения уровня, учитывая физико-геологические особенности перспективного разреза, следует применить наиболее подходящий метод воздействия на призабойную зону, например, соляно- или глинокислотную обработку пласта, гидроразрыв, метод переменного воздействия давлением (для очистки призабойной зоны гидравлическим ударом и быстрым снятием давления). Этот метод с последующим снижением уровня аэризацией может быстрее вызвать приток и ускорить освоение скважины. Аналогичным методом, но без последующего снижения уровня, был вызван фонтан в скв. 100 Али-Юрт (Грознефть).
При опробовании и освоении скважин месторождения Карабулак-Ачалуки солянокислотные обработки (иногда неоднородные) были по существу основным средством, обеспечивающим связь пласта со скважиной. При повторных кислотных обработках эффект, как правило, получался лишь после закачки больших объемов жидкости (до 27 м3), т.е. когда действие ее распространялось за пределы ранее обработанной зоны эффективной трещиноватости.
В каждой разведочной скважине перспективные горизонты должны вскрываться с применением раствора, обработанного ПАВ, а скважины испытываться комплексным методом. Указанные технологические мероприятия повысят производительное время испытания скважин, а стоимость работ по комплексному испытанию останется прежней, но зато гарантируется достоверность полученных результатов.
Скважины на Кубани бурятся в сложных геологических условиях с сужениями ствола, с осыпями, прихватами, затяжками и т.п. Однако при усовершенствовании технологии бурения можно предупредить эти осложнения и иметь устойчивый ствол скважины.
Учитывая, что опробование скважин является важным условием сокращения сроков разведки площадей и что нужно стремиться уменьшать затраты на разведку, следует шире применять испытатели пластов (ИП) в открытых стволах скважин после спуска технической колонны или «летучки» в открытую нижнюю часть ствола. В этих случаях испытание всех горизонтов можно проводить по методу сверху - вниз в процессе бурения, в отличие от распространенного метода испытания снизу - вверх после спуска, цементажа и перфорации обсадной колонны.
В настоящее время опробование скважин в открытых стволах при помощи испытателя пластов для некоторых нефтяных районов уже освоено и обеспечивает получение надежных данных о разведываемой площади еще в процессе бурения.
Метод опробования разведочных скважин сверху - вниз имеет ряд преимуществ. Он позволяет повысить вероятность обнаружения промышленных залежей нефти и газа. При этом срок и стоимость опробования скважин уменьшается в 2-4 раза. Например, экономический эффект, полученный от внедрения ИП в открытых стволах трех скважин Ставропольского НПУ, составил по каждому объекту 9341,4 руб. На испытание одного объекта при помощи ИП затрачено 3380 руб. (среднее по пяти объектам), а на испытание одного объекта обычным способом через обсадную колонну в аналогичных пластах - 12721,4 руб. (среднее по 32 объектам) (Данные из доклада И.И. Колесникова на Всесоюзном совещании по применению испытателей пластов, состоявшемся в г. Грозный, сентябрь 1960 г).
Подобные сведения имеются по скважинам Грознефти и Краснодарнефти.
Высокой эффективностью характеризуется опробование пластов в скважинах, закрепленных промежуточной колонной и «летучкой». В тресте Грознефтеразведка экономия по отдельным скважинам в таких случаях достигала 8-12,5 тыс. рублей.
Установление непродуктивности пласта без обсадки даст экономию 15-25 тыс. рублей. Например, по результатам опробования испытателем пластов в скв. 7 Ново-Титаровская и скв. 7 Кущевская (Краснодарнефть) обсадные колонны не спускались.
Однако испытатели пластов применяются редко. За последние 8 лет в тресте Краснодарнефтеразведка лишь 12% испытанных объектов были опробованы ИП в закрепленных и открытых стволах скважин. За 9 месяцев 1960 г. по управлению Краснодарнефть по геологическим причинам (после спуска колонн и опробования методом снизу - вверх) было ликвидировано 17 скважин. В некоторые из них в случае применения ИП колонны можно было бы не спускать.
Но и этим не исчерпываются преимущества внедрения ИП в открытых скважинах. Так, до 1960 г. в течение семи лет были опробованы не все пласты месторождения Озек-Суат, потому что нефть получена из нижележащего XIII пласта нижнего мела. Лишь когда была установлена нефтеносность IX пласта на соседней площади Зимняя Ставка, стали опробовать этот пласт и на площади Озек-Суат. В 1960 г. в открытом стволе скв. 92 Озек-Суат, расположенной в центре структуры, при помощи ИП были опробованы все пласты.
Применение ИП в скважине треста Ташкаланефть, бурящейся на уже известный пласт, обеспечило вскрытие нового продуктивного горизонта. В данном случае для выявления нефтеносности этого горизонта без ИП пришлось бы бурить специальную скважину стоимостью 50 тыс. рублей или он был бы обнаружен при возврате на вышележащий горизонт через 5-10 лет.
Огромное преимущество имеет применение ИП в открытом стволе, когда наблюдается несколько «пик» в одном горизонте. Выбрать объект перфорации в этом случае трудно. Например, на Абино-Украинской нефтеносной площади интерпретация каротажных диаграмм миоценового возраста сложна, и не ясно, какие пропластки нефтяные, а какие водяные. С применением ИП решение таких задач ускоряется и упрощается.
В некоторых случаях при современном уровне развития перфораторных работ не удается провести качественный прострел колонны, цементного кольца и зоны, занятой фильтратом бурового раствора. Иногда необходимо перфорировать две колонны и два цементных кольца. Эффективность такой перфорации невысокая. Так, например, в скв. 5 Бакинская (НПУ Хадыженнефть) в интервале 2900-4009 м были вскрыты все семь пластов, известные в районе Нефтегорского месторождения. Однако из-за наличия четырехдюймового хвостовика, спущенного в шестидюймовую «летучку», верхние объекты оказались перекрытыми четырех- и шестидюймовыми трубами. При отсутствии эффективных средств перфорации через две колонны, одна из которых четырехдюймовая, точность испытания горизонтов весьма сомнительна. Применение метода опробования сверху - вниз при помощи ИП позволяет уверенно испытать все горизонты и тем самым создать предпосылки для дальнейшей разведки данного месторождения.
В настоящее время в Ставропольском НПУ в Грознефти уже имеется большой опыт применения гидравлического ИП с одинарной и двойной паккеровкой в открытых стволах скважины на глубинах до 3350 м. Данные, полученные в результате применения ИП, надежны и полностью удовлетворяют геологическую службу.
Выводы
1. В настоящее время разведочные скважины в управлении Краснодарнефть опробуются долго и не всегда полноценно.
2. Для получения надежных данных при опробовании скважин необходимо обрабатывать растворы поверхностно-активными веществами. В случае малых притоков или их отсутствия применять методы воздействия на пласт, в том числе гидроразрыв с применением ПАВ.
3. Предусматривать применение ИП в проектах строительства скважин аналогично электрометрическим работам и другим глубинным исследованиям в случаях благоприятных геологических условий.
Более полную характеристику пласта и все его параметры, необходимые для проектирования разработки месторождения или залежи, следует составлять на втором этапе испытания после окончания бурения.
4. Для внедрения метода испытания скважин сверху - вниз нужно совершенствовать технологию бурения глубоких скважин, быстрее переходить на бурение долотами уменьшенного диаметра (№ 9 и № 8), всемерно повышать состояние глинохозяйства на буровых.
Все перечисленные выше мероприятия, которые должны проводиться производственниками в тесном содружестве с научными работниками, позволят значительно улучшить качественные показатели разведки, удешевить ее и ускорить открытие новых нефтяных месторождений.
КФ ВНИИ Нефть