К оглавлению

УДК 553.98:550.822.7.003.13(476.2)

Резервы повышения качества испытания объектов в разведочных скважинах на нефть и газ в Припятском прогибе (В порядке обсуждения.)

Н. П. ЗАИКИН, П. К. ХАРЧИКОВ, Л. А.ЛИПСКИЙ (ГО БелНИГРИ)

Наметившееся в последние годы отставание темпов роста разведанных запасов нефти от темпов роста нефтедобычи сдерживает развитие нефтедобывающей промышленности СССР. Одной из причин такого положения являются низкие технико-экономические показатели бурения разведочных скважин, особенно на заключительном этапе их сооружения - заканчивании. На этом этапе разведочного бурения ныне затрачивается до 40 % времени и средств от всего цикла строительства скважин. Кроме того, эффективность ряда технологических операций на этапе заканчивания скважин и особенно важнейших операций по испытанию продолжает оставаться низкой. В результате сроки подготовки к разработке открытых нефтяных месторождений затягиваются, излишне тратятся большие материально-технические ресурсы. Значительное число разведочных скважин длительно простаивает в ожидании испытаний.

В связи с этим Гомельским отделением БелНИГРИ предпринята попытка объективно оценить качество испытаний скважин, пробуренных в Припятском нефтегазоносном регионе трестом Белнефтегазразведка.

За 15 лет трестом в 492 пробуренных разведочных скважинах испытано 2844 объекта. Только за десятую пятилетку опробовано в открытом стволе 830 объектов, а в колонне-177 (табл. 1).

Большой объем фактических данных заставил прибегнуть к системному анализу с применением математических методов и ЭВМ.

В основу анализа был положен новый количественный критерий - коэффициент использования продуктивных ресурсов пласта (Кипр), представляющий собой отношение удельной фактической продуктивности Пф к потенциальной П_п:

Кипр = Пф/П_п.

Потенциальная удельная продуктивность пласта П_п определялась по специально разработанной методике с математической обработкой данных всех эксплуатационных скважин объединения Белоруснефть, в которых достигнута практически максимальная производительность.

На следующем этапе системного анализа фактических данных их сгруппировали по основным факторам, влияющим на нефтеприток, и в первую очередь по такому решающему параметру, как эффективная проницаемость пласта.

Отдельные, наиболее значимые для последующего изложения результаты анализа по всем технологическим параметрам вскрытия, опробования, испытания продуктивного пласта отражены в табл. 2.

Вскрытие пласта. Качественное вскрытие пласта при бурении имеет решающее влияние на эффективность всех последующих работ по испытанию скважин. При вскрытии продуктивных пластов в тресте применялись следующие основные типы буровых растворов: инвертно-эмульсионный (БИЭР), сапропелевый (БСР), полимерный (БПР), глинистый (БГР).

Анализ блокирующего влияния этих растворов на продуктивные пласты (при совпадении лабораторных и промысловых данных) показал, что коэффициент восстановления проницаемости в зависимости от применяемых растворов составляет: БИЭР - 0,9, БСР - 0,7, БПР -0,5, БГР -0,3 и 0,1 (для химически обработанных и необработанных растворов соответственно).

Угнетающее действие бурового раствора тем выше, чем меньше естественная проницаемость пласта. Для условий Белоруссии наиболее эффективны первые три из упомянутых типов растворов. Лабораторные и промышленные испытания БСР показали его исключительно высокие технико-экономические преимущества, обусловленные особыми структурно-механическими свойствами, резко увеличивающими вынос керна, механическую скорость бурения, коэффициент восстановления проницаемости при высокой технологической чистоте процесса вскрытия. БСР лишь немногим уступает традиционно лучшим растворам для вскрытия типа БИЭР, но он в 9,5 раз дешевле последнего и не требует добавки остродефицитных реагентов и дизтоплива.

Огромные запасы (4 млрд. м³) сапропеля озер Белоруссии, их близость к району концентрации буровых работ предопределяют необходимость массового применения БСР.

При вскрытии перспективных на нефть и газ продуктивных пластов в разведочных скважинах необходимо повсеместно уменьшить нормативы допускаемой репрессии до 5 % от ожидаемого пластового давления, а иногда вскрывать пласт на равновесии.

Опробование пласта. Опробованию пласта в процессе бурения уделяется сейчас исключительно большое внимание вследствие высокой оперативности и экономичности процесса.

Эта операция проводится как на бурильном инструменте с использованием стандартного комплекта испытательных инструментов типа КИИ-146 или КИИ-95, так и на каротажном кабеле ОПД или ОПК. Несмотря на некоторый рост качества опробования, связанный с совершенствованием техники, технологии работ (применение многоциклового испытания с помощью МИГ, пробоотборников-накопителей и др.), количество приточных объектов все еще остается низким (34 % всех изучавшихся объектов).

Такое положение объясняется как объективным усложнением условий работы (возрастание доли низкопроницаемых объектов, глубин скважин и др.), так и, главным образом, сильным и зачастую необратимым влиянием бурового раствора на пласт.

К сожалению, подавляющее большинство скважин продолжает буриться на низкокачественном глинистом буровом растворе при слабой очистке его от выбуренного шлама. Сильное блокирующее влияние на пласты-коллекторы оказывают и такие факторы, как избыточная репрессия и время воздействия бурового и цементного растворов. Средняя репрессия на пласт при его вскрытии составила 6,37 МПа, а время воздействия угнетающих факторов (бурового, цементного растворов) 124 сут. Эти величины более чем в 2 раза превышают существующие нормативы. Установлено четкое влияние всех угнетающих пласт факторов на коэффициент использования продуктивных ресурсов (К_ИПР¹), особенно для низкопроницаемых пластов. Среднее значение К_ИПР¹ составило 0,138, т. е. используется только 1/8 ресурсов продуктивности пласта.

Реальный шаг в количественном и качественном повышении эффективности опробования пластов (с кратным увеличением К_ИПР¹) - резкое улучшение условий их вскрытия и переход на более совершенную технику и технологию работ с предварительной экспресс-обработкой пласта специальными жидкостями-активаторами. Эта технология начала уже применяться в зарубежной практике и в ряде нефтегазовых районов страны. Переход на этот вид испытания обеспечит более высокое качество опробования и его геологической информативности и повлечет за собой существенное уменьшение трудоемкости работ по испытанию в колонне.

Крепление скважин. Крепление скважин обсадными колоннами осуществляется, как правило, методом сплошного цементирования в одну ступень с подъемом цемента до устья или с перекрытием башмака предыдущей колонны.

Согласно инструкциям Миннефтепрома, в разведочных продуктивных скважинах подъем цемента за обсадной колонной должен осуществляться до устья скважины. В то же время репрессия на продуктивный пласт при цементировании не должна превышать 10 % от пластового давления. В связи с этим в тресте Белнефтегазразведка в десятой пятилетке при сплошном цементировании обсадных колонн применялись облегченные цементные растворы в виде цементобетонированной смеси (ЦБС). Однако и в этих условиях средняя репрессия на пласт при цементировании составила 16,42 МПа, что более чем в 4 раза превышает установленные нормативы. Поэтому неизбежна значительная цементация наиболее трещиноватых флюидопроводящих каналов продуктивного пласта. Косвенно это подтверждается частыми случаями недоподъема цемента за колонной против расчетной глубины, а прямо доказывается при геофизических исследованиях скважин.

Реальными мерами для улучшения качества крепления скважин с позиции сохранения естественных коллекторских свойств пласта являются обязательный переход на новую двух и более ступенчатую систему цементирования обсадных колонн, широкое применение облегченных цементно-сапропелевых растворов с повышенными структурно-механическими свойствами.

Испытание в колонне. Испытание в колонне представляет собой важный, заключительный этап сооружения скважины, обеспечивающий выполнение намеченной цели - получение промышленного притока нефти и газа и оценку их запасов. Оно в десятки раз более трудоемкое, чем опробование. Сказанное налагает особые, повышенные требования к качеству испытания.

В условиях Белоруссии испытание в колонне обязательно включает в себя методы интенсификации притока и, прежде всего, кислотную обработку (КО) пласта. В процессе КО существенную роль играют два фактора интенсификации. Первый - удельный объем закаченной в пласт кислоты на 1 м его эффективной мощности - характеризует степень объемного охвата пласта воздействием. Второй - эффективное избыточное давление при нагнетании в пласт кислоты или скоростной напор - характеризует степень физико-динамического воздействия на флюидопроводящие каналы пластов. Оба эти фактора взаимосвязаны и, как правило, взаимообусловлены. В среднем эти величины составили: первый-1 м³/м; второй - 17,6 МПа.

Анализом многочисленных КО четко установлено влияние факторов интенсификации на коэффициент использования продуктивных ресурсов пласта при его испытании (К_ИПР²).

С увеличением абсолютных значений указанных факторов растет и К_ИПР², причем особенно резко для низкопроницаемых пластов. Среднее значение К_ИПР² составило 0,488, т.е. и при испытании в колонне продуктивные ресурсы используются пока только наполовину, а количество приточных объектов составило 61 %.

Графоаналитически установлено, что при росте величин факторов интенсификации в 2-3 раза возможно доведение К_ИПР² до 1 , в том числе и для слабопроницаемых пластов. А это принципиально важно как для полноты оценки промышленной значимости пласта, так и для экономии средств нефтегазодобывающих предприятий, принимающих разведочную скважину на свой баланс и вынужденных испытывать те же пласты повторно.

Выводы

1. С усложнением геологических условий проводки скважин (рост доли низкопроницаемых пластов, глубин скважин) возникает настоятельная потребность в существенном совершенствовании их опробования и испытания.

2. В отличие от сравнительно легких условий прошлых лет существующие методы заканчивания скважины уже не гарантируют сейчас получения полноценной информации. Тем самым создается угроза пропуска промышленных залежей (особенно в низкопроницаемых пластах) и резкого снижения показателей геолого-экономической эффективности работ.

3. В общем цикле сооружения разведочных скважин этап их заканчивания имеет самые большие и пока слабо используемые резервы дальнейшего повышения эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ. С учетом этого усиление научно-исследовательских и производственных работ по улучшению организации, совершенствованию технологии, обеспечению высокопроизводительной техникой на данном этапе сооружения скважин является первоочередной задачей.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Заикин Н.П., Федорова Л.Т. Классификация нефтяных пластов-коллекторов по их продуктивности. - В кн.: Совершенствование технологии проводки скважин в Белоруссии. Минск, 1979, с. 118-127.

2. Сенкевич Э.С., Заикин Н.П. Влияние свойств бурового раствора на процессы загрязнения продуктивного пласта. - В кн.: Совершенствование технологии проводки скважин в Белоруссии. Минск, 1979, с. 113-117.

Поступила 19/Х 1982 г.

Таблица 1 Эффективность испытания разведочных скважин треста Белнефтегазразведка за 1966-1980 гг.

Годы	Скважины	Число операции	Число объектов		Продолжительность операции, сут	Стоимость одной операции, тыс. руб.	Число операций на одну скважину	Средняя глубина скважин, м
			Давших приток, %	не испытанных по техническим причинам, %
1966-1970	192	621	30,8	17,8	1,32	2,81	3,2	3061
	53	174	53,5	0	18,62	21,35	3,3
1971-1975	149	871	31,0	10,5	1,26	2,05	5,8	3234
	68	171	55,7	0	25,01	26,30	2,5
1976-1980	151	830	34,1	5,4	1,18	1,70	5,8	3571
	68	177	61,0	0	57,4	30,74	2,6
Всего:	492	2322	32,3	10,6	1,25	2,13	4,8	3250
	189	522	57,0	0	35,86	26,15	2,7

Примечание. В числителе опробование в процессе бурения; в знаменателе - испытание в колонне.

Таблица 2 Показатели заканчивания скважин треста Белнефтегазразведка за 1976-1980 гг.

Показатели	Операции
	вскрытие	крепление	опробование	испытание
Глубина пласта, м		2922
Общая мощность пласта, м	294	294	55	15
Эффективная мощность пласта, м	108	108	35	14
Действие на пласт давлением (плюс-репрессия, минус-депрессия). МПа	+8,37	+16,42	-11,9	-7,81
				+17,64*
Время кольматации пласта, сут.	111,0	1,7	1,0	10,8
Стоимость операции, тыс. руб.	62,1	51,4	1,7	30,7
Удельная потенциальная продуктивность пласта, м^3/сут/(МПа/м)	-	-	1,861 (Пп^1)	3,051 (Пп^2)
Удельная рентабельная продуктивность пласта, м^3/сут/(МПа/м)	-	-	0,005(Пр^1)	0,016(Пр^2)
Удельная фактическая продуктивность пласта, м^3/сут/(МПа/м)	-	-	0,248(Пф^1)	1,489(Пф^2)
Коэффициент использования продуктивных ресурсов КИПР	-	-	0,138(КИПР^1)	0,498(КИПР^2)

* Репрессия при гидрокислотном разрыве пласта.