На рассматриваемой территории открыто 40 нефтяных и нефтегазовых месторождений. Наиболее значительные из них (Оленье, Первомайское, Катыльгинское, Игольское и др.) уже вводятся или будут вводиться в ближайшие годы в разработку. Возрастающие темпы и объемы добычи нефти в Западной Сибири должны предопределять не только ускоренный ввод новых месторождений в разработку и резкое увеличение объемов эксплуатационного бурения, но и поиск резервов повышения производительности эксплуатационных скважин. Один из таких резервов - усовершенствование методики вскрытия и освоения нефтеносных пластов.

Залежи упомянутых месторождений приурочены к песчаным пластам Ю₁¹, Ю₁², Ю₁³

горизонта Ю₁ васюганской свиты верхнеюрского возраста. Горизонт Ю₁ сложен песчаниками, алевролитами и аргиллитами прибрежно-морских и континентальных фаций. Песчаники мелко-, среднезернистые, кварц-полевошпатовые, полимиктовые, в верхней части горизонта глауконитовые. Цемент в породах по составу гидрослюдистый, хлоритовый, реже каолинитовый (10-15 %), иногда карбонатно-глинистый (10- 12%). Тип его поровый, пленочный, очень редко базальный. Открытая пористость коллекторов изменяется в пределах 10-20%, проницаемость - 0,003-0,22 мкм².

Перечисленные выше месторождения находятся в одной гидродинамической зоне, имеют сходный химический состав пластовых вод, близкие показатели начальных пластовых давлений и идентичные физико-химические свойства нефтей. Эти обстоятельства в совокупности с близкими значениями фильтрационных характеристик коллекторов обусловили общность подхода к исследованию месторождений.

При поисково-разведочных работах на многих месторождениях была подмечена закономерность - чем больше разрыв во времени между вскрытием пласта при бурении и его испытанием на приток при освоении скважины, тем меньше дебит.

Были высказаны два предположения: 1) при вскрытии зоны пласта поры закупориваются тонкодисперсной глинистой фазой бурового раствора, 2) происходит физико-химическое воздействие бурового раствора на структуру самого пласта, в частности на его поровое пространство.

В связи с этим нами были проведены исследования Оленьего, Первомайского, Катыльгинского и Игольского месторождений, расположенных на западе Томской области и представляющих наибольший интерес для первоочередного вовлечения их в промышленную разработку.

По имеющимся данным пробной эксплуатации разведочных скважин сделана попытка проследить зависимость производительности от времени влияния бурового раствора и его фильтрата на пласт. За основу были приняты следующие параметры:

• дебит скважины, м³/сут;
• депрессия, создаваемая на пласт при пробной эксплуатации, МПа;
• эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, вскрытая при освоении, м;
• время от момента вскрытия бурением нефтеносного пласта до момента его освоения (вызова притока), сут.

По первым трем параметрам были рассчитаны удельные коэффициенты продуктивности для каждой скважины на месторождении. По этим коэффициентам и по времени построены графики зависимости для каждого из месторождений ( рис. 1 ).

Составленные графики четко отображают основную закономерность: чем длительнее влияние фильтратов бурового и цементного растворов на пласт, тем меньше удельные коэффициенты продуктивности скважин. Однако влияние во времени различно. Резкое падение удельного коэффициента продуктивности, а, следовательно, и фильтрационных свойств пласта происходит в начальный период, который для Катыльгинского и Игольского месторождений равен 10-15 сут, для Первомайского и Оленьего - 40-50 сут. В дальнейшем продуктивность скважин хоть и снижается, но незначительно и примерно с одинаковой интенсивностью. Проведенные работы не противоречат, а подтверждают имеющиеся данные по коллекторским свойствам пластов, полученные в результате лабораторных анализов, каротажа и гидродинамических исследований: на первых двух месторождениях они самые низкие, на вторых - несколько выше. Некоторые отклонения точек от общей закономерности (см. рис. 1 ) говорят о неоднородном строении горизонта Ю₁ как по площади, так и по разрезу. Резкий скачок значений по скв. 129 Оленьей объясняется порово-трещинным характером пласта-коллектора, что подтверждается результатами обработки данных гидродинамики пласта по методике Р. Полларда и зависит от проходящего вблизи скважины тектонического нарушения.

Отмеченный выше характер влияния промывочной жидкости для большинства скважин дает основание предполагать, что главная причина ухудшения фильтрационных свойств состоит не в закупорке поровых каналов тонкодисперсной глинистой фазой, а в изменении физико-химических свойств цемента самой породы под влиянием фильтрата бурового раствора. Последнее было проверено на моделях в условиях, приближенных к пластовым.

Образцы кернов, взятых в одной из скважин Оленьего месторождения, насыщались водой с растворенными в ней реагентами, наиболее широко применяемыми при обработке буровых растворов, в частности УЩР, КМЦ. Последующие анализы кернов показали, что фильтрационные свойства теряются частично или полностью. Попытки восстановления проницаемости воздействием 5 %-ного раствора хлористого кальция и другими ПАВ не всегда эффективны.

Качество вскрытия пластов, отражающее фактическое состояние призабойной зоны в момент освоения, оценивалось с помощью гидродинамических методов и сводилось к определению коэффициента совершенства вскрытия. Средние его значения на Оленьем месторождении 0,89, на Первомайском 0,91, на Катыльгинском 0,88, на Игольском 0,87. Таким образом, чем лучше фильтрационные свойства пласта, тем выше коэффициент гидродинамического совершенства вскрытия и наоборот. Уменьшение проницаемости при проникновении фильтрата бурового раствора в пласт в данном случае обусловлено в основном не набуханием цемента породы, а изменением толщины пленки связанной воды, зависящей от минерализации рабочей жидкости. Проникая через поровое пространство коллектора, фильтрат тем самым снижает минерализацию связанной воды, что приводит к утолщению пленки и сужению проточных каналов.

Вскрытие продуктивного пласта с помощью нефильтрующейся промывочной жид--кости и отбор керна для определения количества остаточной воды проводились на скв. 275 Первомайской и 103 Катыльгинской. В качестве промывочной жидкости применялся раствор на нефтяной основе (РНО) по разработанной ЗапСибНИГНИ рецептуре, рассчитанной для 1 м³: дизтопливо - 600-650 л, битум высокоокисленный 170- 180 кг, синтетическая жирная кислота 5- 6 кг, каустическая сода 4-5 кг, сухой мел 400-500 кг.

Бурение велось с помощью глинистого раствора на водной основе почти до кровли продуктивного пласта, затем ствол скважины крепился обсадной колонной и цементировался. Пласт вскрывался на РНО с последующим испытанием его с открытым забоем ( рис. 2 ). При депрессиях 6,6- 11,79 МПа разрушений скелета пласта не наблюдалось. Удельные дебиты скважин в среднем в 1,5-2 раза выше, чем в скважинах, вскрывших пласт на растворе с водной основой, пробуренных в сходных геологических условиях.

Для установления стабильности работы проведена пробная эксплуатация скв. 250 Первомайской и 137 Оленьей. Время работы скважин составило более 20 сут. За этот период не отмечено изменения параметров работы скважин, т.е. коэффициент продуктивности в конце пробной эксплуатации тот же, что и первоначальный. Кроме того, проанализирована работа разведочных скважин, эксплуатируемых более года. В результате оказалось, что дебит с начала эксплуатации не увеличивался, а более того, через некоторое время начиналось падение пластового давления и дебита.

Изложенное позволяет сделать вывод, что в процессе длительной эксплуатации призабойная зона пласта не очищается, и под влиянием фильтрата бурового раствора необратимо снижается начальный коэффициент продуктивности скважин.

Таким образом, для сохранения естественных физических свойств пласта необходимо сокращать время влияния промывочной жидкости на пласт, что технически весьма сложно, а зачастую и невозможно, или применять нефильтрующиеся безводные растворы.

Однако бурение скважины по всему разрезу на РНО связано с определенными техническими сложностями: потребность большого объема РНО, влияние высоконапорных пластовых вод и т. д. Поэтому предлагается следующая технология вскрытия продуктивного пласта.

1. Скважина бурится с помощью раствора на водной основе до кровли пласта (забой должен быть выше кровли на 5-10 м).
2. Ствол скважины крепится обсадной колонной (146-168 мм) и цементируется согласно техническому требованию (см. рис. 2 ).
3. Раствор с водной основой заменяется РНО.
4. Продуктивный пласт вскрывается с помощью бурильных труб (75-89 мм), коронки ТКУ-116/56 и ДКНУ-118/56.
5. Спускаются насосно-компрессорные трубы с фильтром (см. рис. 2), РНО заменяется нефтью и скважина осваивается обычным способом.
6. Предлагаемый способ вскрытия продуктивного горизонта Ю1 будет экономически эффективен, поскольку:
1. практически при тех же затратах на бурение и эксплуатацию скважин отбор нефти из пласта увеличивается минимум в 1,5-2 раза, что существенно снижает ее себестоимость;
2. позволяет сохранить фильтрационные свойства пласта на весь период эксплуатации скважин;
3. при соответствующей обработке закачиваемой в пласт воды в процессе внутриконтурного и законтурного заводнений позволит сократить затраты на эти работы.

Наиболее отвечающим перечисленным условиям для применения этого способа вскрытия и освоения нам представляется Первомайское месторождение, где нефтяная залежь приурочена к единственному пласту Ю₁¹ и имеет узкую зону ВНК. Месторождение в настоящее время только начинает вводиться в разработку.

Рис. 1. Зависимость удельного коэффициента продуктивности (q) от времени воздействия промывочной жидкости на пласт (т/сут) по месторождениям: Оленьему (1), Первомайскому (2), Катыльгинскому (3) и Игольскому (4)

Рис. 2. Принципиальная схема вскрытия и освоения горизонта Ю₁.

а - аргиллит; б - песчаник; в - алевролит; конструкция скважины: 1 - направление, 2 - кондуктор, 3 - эксплуатационная колонна, 4 - насосно-компрессорные трубы, 5 - цементное кольцо, 6 - фильтр