К оглавлению

УДК 622.244.6

 

© Б.А. Яралов, В.В. Чернов, В.В. Згонникова, 1991

Испытание скважин в ПГО Архангельскгеология

Б.А. ЯРАЛОВ, В.В. ЧЕРНОВ, В.В. ЗГОННИКОВА (Архангельскгеология)

Минерально-сырьевой комплекс Тимано-Печорской провинции (ТПП) довольно крупный в масштабах страны. За пять лет двенадцатой пятилетки здесь открыто 30 месторождений нефти и на ранее открытых месторождениях выявлено 20 новых залежей нефти и газа. Сокращение ассигнований на геологоразведочные работы, увеличение платы за повреждение оленьих пастбищ почти в 100 раз поставили объединение в сложное положение. Впервые за пять лет коллектив не справился с выполнением плана проходки глубоких разведочных скважин, хотя главный показатель геологического задания - прирост запасов нефти и газа - был выполнен досрочно.

Наибольший вклад в наращивание минерально-сырьевого комплекса внесли коллективы Варандейской, Нарьян-марской, Хорейверской и Арктической НГРЭ.

Интенсивное освоение Тимано-Печорского нефтегазоносного района стало возможным благодаря правильно выбранным направлениям поисков, комплексированию глубокого разведочного бурения с сейсморазведкой.

В последнее время проведение нефтегазоразведочных работ все более усложняется в связи с перемещением поисково-разведочного бурения в отдаленные северо-восточные районы Ненецкого АО, а также с освоением перспективных отложений в сложнопостроенных и глубокозалегающих геологических объектах. В настоящее время задача по приросту запасов нефти и газа решается путем освоения продуктивных комплексов широкого стратиграфического диапазона осадочного чехла (от пород силура до триасовых отложений).

Опробование поисковых и разведочных скважин проводится в отложениях различных возраста и состава. В разрезе осадочного чехла выделяется восемь нефтегазоносных комплексов, характеризующихся наличием всех встречающихся в пределах нефтепоисковых работ типов пород-коллекторов: ордовикский преимущественно терригенный, силурийско-нижнедевонский карбонатный, средне- девонско-нижнефранский терригенный, верхнедевонско-турнейский карбонатный, турнейско- и нижне-средневизейский терригенный, визейско-нижнепермский карбонатный, пермско-триасовый и юрско-меловой терригенные. Условия проводки и испытания скважин осложнены нефтегазопроявлениями и кавернообразованием. При проведении ГИС пласты-коллекторы выделяются неоднозначно, зачастую с неопределенной характеристикой насыщения.

Немалая часть месторождений и разведочных площадей на нефть и газ в ТПП расположена в местах распространения многолетнемерзлых пород. Накоплена достаточная информация, указывающая на высокую нефтегазонасыщенность коллекторов этой провинции. Нефти высоковязкие (динамичная вязкость до 4915 МПа-с при 20 °С) и тяжелые (плотность до 998 кг/м3), использованию ресурсов которых придается большое значение. Следующий этап разведки - бурение большой группы скважин с АВПД до 100 МПа и температурой 100-130 °С, что создает ряд дополнительных проблем как технологических, технических, геологических, так и экономических.

В последнее время задача геологоразведочного производства усложняется поиском наиболее экономичных и эффективных методов строительства (испытания) скважин. В объединении применяются два основных способа испытания (опробования) продуктивных пластов: после окончания бурения в обсаженных колоннами скважинах и в процессе бурения в открытом стволе с применением испытателей пластов (ИП).

Все более широкое применение ИП в процессе бурения оказывает существенное влияние на повышение эффективности ГРР. В объединении успешно и в нарастающих объемах проводится опробование пластов в процессе бурения скважин. Так, если в X пятилетке опробовано с применением ИПТ 205 объектов, то за годы XII пятилетки 1210.

По результатам опробования с применением ИПТ в 1986-1990 гг. закончено строительство без спуска эксплуатационных колонн 133 скважин из 283 (46,9 %), что позволило сэкономить 402 тыс. м обсадных труб и более 10,5 тыс. т тампонажного цемента и других материалов. Общая экономия в результате применения ИПТ составила более 41,5 млн. руб. При этом обеспечена полная геологическая информация по скважинам.

Опробование объектов в процессе бурения осуществляется комплексом испытательных инструментов с применением запорно-поворотных клапанов (ЗПК), что позволяет проводить запись кривой восстановления давления, по которой рассчитываются все промысловые параметры пласта. Время притока (Т) и восстановления давления (Q) обычно назначается в зависимости от состояния ствола скважины и литологии объекта (Т 30-250 мин, Q 60-150 мин). При этом депрессия составляет 0,75-30 МПа.

При опробовании скважин используются комплексы испытательного оборудования типа КИИ-146, КИИ-2М-146, КИИ-95, КИИ-2М-95, МИГ-127У, МИГ-146У, МИК-95, «Уралец» (ЗПКМ2-146). Начиная с 1986 г. продолжаются работы по внедрению якорного устройства типа ЯКМ-190, ЯКМ-215, ЯКМ-295 конструкции ВНИИГИС с резиновыми элементами пакеров диаметром 170, 189, 195, 270 мм. Испытание пластов без опоры на забой обеспечивает сокращение времени на опробование за счет исследования за один спуск нескольких объектов, не опасаясь прихвата хвостовика. Применение ЯКМ позволяет отказаться от установки цементных мостов (табл. 1).

Поскольку в настоящее время окончательный выход о характере объекта делается по данным испытания его в эксплуатационной колонне, то и надежность результатов, полученных с помощью ИПТ, можно оценить путем сравнения их с данными испытания этих же объектов в колонне.

Анализ результатов опробования за последние 14 лет позволяет говорить о надежности промышленной оценки пластов методом ИП еще в процессе бурения. По 20 объектам из 27, где проводилось опробование и испытание последовательно (в процессе бурения с помощью ИПТ и в эксплуатационной колонне обычным методом), подтверждены качественные характеристики, полученные с ИПТ. Уровень достоверности результатов 74 %.

Основная доля остальных объектов с противоречивыми данными (пять из семи) относится к случаям, когда при опробовании ИП не было получено притоков, а в колонне получены. Здесь же следует отметить, что притоки, полученные в колонне из интервалов, которые при опробовании ИП были «сухими», оказались незначительными. Так, в скв. 2 Ванейвиской из интервала 2440-2448 м получен приток пластовой воды с нефтью в объеме 0,5 м3 за 5 ч; в скв. 7 Ванейвиской в интервале 2332- 2355 м получен приток нефти дебитом 7,6 м3/сут при Нсрдин - 1045 м; в скв. 14 Хыльчуюской из интервала 2051-2061 м получен приток нефти дебитом 3,5 м3/сут при Нсрдин - 1660 м и т. д., несмотря на то, что был проведен большой комплекс работ по вызову и интенсификации притоков.

Анализ результатов вскрытия продуктивных пластов бурением показал, что зачастую (около 91 %) гидростатические давления в скважинах, создаваемые столбом промывочной жидкости, не соответствуют «Единым техническим правилам ведения работ при бурении скважин» и на 20-40 % превышают пластовые. Отсутствие притоков может быть следствием закупорки пор и трещин в призабойной зоне пласта, вскрываемого при больших регрессиях.

Основной метод вскрытия пластов в эксплуатационной колонне - кумулятивный перфораторами типа ПКС-80, ПКС-105, ПК-85, ПК-103, с плотностью перфорации от 12 до 30 отв/мин. Широко практикуется предварительная закачка в зону перфорации ПАВ (сульфанол или сульфатное мыло). Нашел применение метод вскрытия пластов перфораторами типа ПНКТ, спускаемыми на НКТ. При вскрытии объектов перфораторами типа ПНКТ-89 во всех случаях были получены промышленные притоки в скважинах Василковской, Коровинской и других площадей.

Для интенсификации притоков широко применяются физико-химические (СКО, пропитка пласта ПАВ), гидрохимические и импульсно-ударные (разрыв пласта давлением пороховых газов) методы воздействия на пласт. В последние годы внедрен ряд новых технологических приемов таких, как освоение скважин методом создания направленных циклических депрессий на пласт с использованием струйных насосов УОС-1; возбуждение притока с применением двухфазных пен, а также с помощью «воздушной подушки»; обработка пласта УВ-растворителями; солянокислотные разрывы пластов с использованием генераторов давления; гидропескоструйная перфорация и др. Для определения заколонных перетоков внедрен метод короткоживущих изотопов натрия-24 или брома-82 в комплексе с аппаратурой импульсного генератора нейтронов. Струйный насос УОС-1 внедрен при испытании скв. 1 Белоостровской. Работы по очистке приствольной зоны пластов проводились методом управляемых циклических депрессий с использованием в комплексе со струйным насосом якоря и пакера из комплекта оборудования КОИС-116 конструкции ВНИГИК. При этом струйный насос работал надежно. В табл. 2 приведены данные по применению новой технологии и техники.

Наиболее эффективными, технологически дешевыми являются методы физико-химического воздействия на коллекторы с использованием соляной кислоты. Хорошие результаты получены при многократной обработке слабопроницаемых коллекторов соляной кислотой. Многократные СКО - это серия обработок пласта, объединенных одной программой. Так, на скв. 44 Западно-Хосолтинской (интервалы 3077-3081 и 3067-3071 м) до СКО был дебит нефти 8,92 м3/сут при Нср дин= 158,9 м. Только после третьей СКО получен дебит 76,6 м3/сут при Нсрдин - 1540 м. Наиболее ощутимый эффект получен в тех объектах, где удалось закачать кислоту в пласт полностью. Широко стал применяться метод переменных давлений (МПД), при котором отмечается, что иногда пласты начинают принимать кислотный раствор только на 4-15-м циклах.

В последние годы стабилизировались основные показатели работ по испытанию скважин. Если в 1986 г. в одной скважине бригадой испытывалось в среднем 2,75 объекта, то в 1990 г.- 3,4. Возросла нагрузка на скважину, и на один испытанный объект приходится 1,35 операции.

Значительно сокращены простои бригад испытания с 36,4 в 1986 г. до 19,8 % в 1990 г. Наивысших показателей в работе добились бригады мастеров В.С. Авдеева из Варандейской, О.В. Щербинина из Хорейверской, А.П. Савченко из Арктической НГРЭ, испытавшие за пятилетку по 58-64 объекта. В значительном улучшении работ по испытанию скважин нельзя не отметить роль специалистов объединения и Комплексной тематической экспедиции, их продуктивное сотрудничество с научно-исследовательскими институтами ВНИИГИС, АО ВНИГНИ и др.

Несколько лет назад вновь организованный отдел по испытанию скважин возглавил кандидат технических наук Ю.В. Семенов. Был разработан и успешно внедрен ряд методических рекомендаций по вскрытию пластов и интенсификации притока пластовых флюидов, по совершенствованию методов испытания скважин в северных районах ТПП, по предупреждению открытых фонтанов при освоении пластов с АВПД и т. д. Специалисты объединения и экспедиций большое внимание уделяют вопросам совершенствования методики и организации опробования продуктивных пластов в процессе бурения скважин. Программой интенсификации испытания намечено к концу 1991 г. опробовать до 75-80 % объектов с помощью ИПТ в процессе бурения.

Несмотря на решение ряда технологических и методических задач, испытание скважин в условиях ТПП является делом сложным, особенно в части сокращения сроков этих испытаний. Ряд трудностей обусловлен отсутствием рациональных технологических и геологических регламентов по испытанию скважин для конкретных условий ТПП, особенно при испытании пластов с тяжелой и высоковязкой нефтью.

Серьезным препятствием является недостаточная техническая оснащенность этих работ. Малая мощность и неукомплектованность установок А-50У, Бакинец-3М и других не позволяют испытывать скважины на больших глубинах; малая производительность (2,1 м3/мин) компрессоров АКС-8М требует больших затрат времени на возбуждение притока пластовых флюидов, несовершенна конструкция прострелочных задвижек. Нехватка трубных, цепных, шарнирных ключей, элеваторов, автоматов свинчивания и развинчивания труб, шлипсовых пакеров, ИП, гидравлических якорей и т. д. также негативно сказывается на сроках испытания скважин.

Вместе с тем хорошо зарекомендовала себя на Крайнем Севере установка для исследования скважин ЗУИС, смонтированная на плавающем гусеничном транспорте высокой проходимости ГАЗ-71.

Сегодня необходимы технические средства и научно разработанные методики для проведения ремонтно-изоляционных работ под давлением в эксплуатационной колонне, а также рецептура закачиваемых при этом растворов. На оценку характера насыщения пластов и защиту запасов в ГКЗ существенное влияние оказывает недостаточный уровень организационно-технического обеспечения цементирования эксплуатационных колонн. В результате бригады испытания отвлекаются на несвойственные работы, связанные с бурением скважин (разбуривание цементных стаканов, ремонтно-изоляционные работы по исключению перетоков пластовых флюидов и т. п.).

Для повышения качества геологоразведочных работ в перспективе планируется: обязательное опробование ИПТ в процессе бурения и обеспечение более полной информативности результатов опробования в эксплуатационной колонне, т.е. контроль за процессом испытания скважин; освоение скважин при оптимальных депрессиях на пласт; выявление обводненности объектов методами короткоживущих изотопов, высокоточной термометрией, дебитометрией и др. Предлагается при установлении обводненности объекта с продуктивной характеристикой и хорошими коллекторскими свойствами по ГИС не допускать перехода к последующему объекту без проведения изоляции притока пластовой воды; для получения однозначности интерпретации получаемых результатов проводить комплекс каротажных исследований (ПС, БК, ИК, ИННК, ОПК, АК) после вскрытия подошвы продуктивной толщи с углублением до 20 м; полный комплекс общих и детальных ГИС проводить после достижения проектной глубины скважины.

Abstract

This paper describes in detail the experience of work by the Arkhangelskgeologiya Association on the most profitable and efficient construction of wells particularly their testing. We hope that this publication will be of interest to geologists dealing with completion practices.

 

Таблица 1

Годы

Число опробованных объектов

Получен приток в объектах

Притока не получено

нефти

газа

пластовой воды

смеси флюидов, фильтрата глинистого раствора

1986

154

25

2

47

16

64

1987

237

23

5

84

53

72

1988

266

45

2

110

39

70

1989

287

48

-

87

41

111

1990

266

37

1

72

48

108

 

Таблица 2

Год

Число операций по интенсификации

Из них*

СКО

ПАВ

ПДК-БК

МПД

1

2

3

4

5

6

1986

66

16

27

3

9

1987

115

38

36

10

23

1988

160

56

39

15

34

1989

198

113

25

4

44

1990

199

86

10

1

78

* В графах 3-6 названы только основные виды операций