Одним из важных факторов повышения качества вскрытия продуктивных пластов бурением является интенсификация процесса кольматации, что позволяет значительно уменьшить количество поступающего в пласт фильтрата [2]. Изучение факторов, влияющих на формирование глинистой корки и кольматацию околоствольной зоны, привело В. П. Белова и А. Е. Нижника [1, 3] к мысли интенсифицировать процесс кольматации путем управления им, что позволит устранить многие недостатки традиционной технологии вскрытия пластов бурением и тем эффективнее, чем сложнее геологические условия бурения скважин [4].

Породы-коллекторы продуктивных отложений нефтяных месторождений Беларуси представлены известняками и доломитами и имеют каверново-порово-трещинную и порово-каверново-трещинную структуру емкостного пространства. При направленной кольматации карбонатных коллекторов необходимо, чтобы струя истекала нормально к стенке скважины. При таком условии процесс кольматации прочных пород с неоднородной структурой емкостного пространства наиболее эффективен [4, 5]. В результате струёй на стенки скважины создается гидродинамическое давление 3–10 МПа, время воздействия которого составляет 5–20 мс в зависимости от способа бурения и частоты вращения инструмента. Так как время контакта струи с породой незначительно, а гидродинамическое давление значительно и струя бурового раствора контактирует со стенкой скважины многократно, то на стенке скважины появляется прочный малопроницаемый кольматационный слой. Создание этого слоя позволяет предотвратить глубокую неуправляемую кольматацию околоствольной зоны пласта.

Исследования проводили на скв. 26 Дубровской площади при вскрытии межсолевых отложений. Вскрытие продуктивного пласта осуществляли турбинным способом. Перепад давления на насадках кольматирующего устройства поддерживался в пределах 4–5 МПа, а скорость истечения струи бурового раствора – 90–100 м/с. Вскрытие осуществлялось на соленасыщенном буровом растворе с плотностью 1310 кг/м³. Избыточное давление на пласт составляло 12 МПа.

После вскрытия межсолевых отложений в интервале 2912–2970 м было проведено испытание этого интервала с помощью комплекта испытательного оборудования МИГ-127 в два цикла. Период притока в первом цикле составлял 7,5 мин, а период восстановления давления – 12,5 мин (рис. 1). Период притока второго цикла длился 9 мин, а восстановления давления – 30 мин. В результате при начальной депрессии на пласт 3,1 МПа получен приток нефти с дебитом более 94,3 м³/сут. По кривым притока и восстановления давления глубокого проникновения бурового раствора в пласт не отмечено (см. рис. 1).

После испытания проработали интервал 2900– 2970 м с кольматацией при подаче бурового инструмента со скоростью 10 м/ч для создания кольматационного слоя в интервалах, где он при испытании пласта был разрушен. Режимы работы кольмататора соответствовали описанным ранее. Бурильный инструмент был поднят, в скважину спустили компоновку инструмента с пакером и глубинным манометром и спрессовали ступенчато интервал 2914–2970 м. Опрессовку провели в три цикла, увеличивая давление на устье в среднем на 3 МПа и выдерживая в каждом цикле скважину под давлением в течение 10 мин. На рис. 2 приведены результаты записи изменения забойного давления глубинным манометром при опрессовке. Во всех трех циклах увеличения давления, давление в течение 10 мин практически оставалось постоянным. Это свидетельствует, что созданный кольматационный слой прочный и практически непроницаемый. Фильтрация бурового раствора и его фильтрата в пласт не происходила. Максимальное избыточное давление на пласт составляло 18,3 МПа, т. е. кольматационный слой выдерживает перепад давления из скважины на пласт более 18,3 МПа.

Дальнейшее вскрытие продуктивного пласта и бурение скважины до проектной глубины 3096 м осуществлялось роторным способом. При этом перепад давления на кольмататоре составлял 5– 9 МПа, а скорость истечения бурового раствора из насадок кольмататора – 100–140 м/с.

Спуск и цементирование эксплуатационной колонны прошло без осложнений. Сопоставление коэффициента качества цементирования Кц эксплуатационных колонн, определенного по данным АКЦ в пределах продуктивного пласта по опытной и окружающим скважинам, показало, что качество сцепления цементного камня с колонной в опытной скважине выше, чем в окружающих в 3–10 раз (табл. 1).

Приведенные данные свидетельствуют, что кольматационный слой способствует улучшению качества сцепления цементного камня с колонной в пределах продуктивного пласта. Это обусловлено тем, что искусственно созданный кольматационный слой препятствует оттоку фильтрата тампонажного раствора в пласт, поэтому в пределах продуктивного пласта формируется цементный камень без микрозазоров и трещин. Кроме того, на стенке скважины отсутствует рыхлая фильтрационная глинистая корка, которая также способствует появлению некачественно цементного камня.

Вызов притока в колонне в скв. 26 проводили в интервале 3001–3006 м. Вторичное вскрытие пласта осуществляли гидропескоструйной перфорацией по четыре отверстия на погонный метр. В качестве рабочей жидкости применяли техническую воду плотностью 1000 кг/м³. После промывки скважины уровень жидкости снизили аэрацией до 1414 м. Через 7 ч скважина начала переливать пресной водой. Ее отработали в амбар через трубное и затрубное пространства до появления нефти. Дебит нефти составил 86,4 м3/сут. Скважина освоена без воздействия на околоствольную зону пласта с помощью солянокислотной обработки.

Анализируя результаты вывода притока по окружающим скважинам, у которых вскрытие межсолевых отложений проводилось без направленной кольматации (табл. 2), следует отметить, что во всех скважинах для восстановления гидродинамической связи пласта со скважиной проводили 1– 2 солянокислотные обработки. Пласт начинал принимать кислоту при забойных давлениях в пределах 36,5 МПа (скв. 23) – 66,9 МПа (скв. 6). Из приведенных данных видно, что при испытании в колонне межсолевых отложений в скв. 26 Дубровской площади результаты получены на уровне лучших по скважинам этой площади.

1. Белов В. П. Классификация и экспериментальная оценка кольматирующих свойств промывочных жидкостей и реагентов, применяемых при бурении скважин // Совершенствование процессов бурения скважин и нефтеотдачи.– Куйбышев, 1984.– С. 8–25.
2. Лукманов Р. Р. Влияние кольматации пород на заканчивание скважин,– Изд. БашНИИНП, 1981.– Вып. 61.– С. 58–63.
3. Нижних А. Е. Классификация факторов, влияющих на формирование глинистой корки и кольматацию проницаемых объектов при заканчивании скважин // Совершенствование техники и технологии крепления скважин.– Краснодар, 1984.– С. 102–106.
4. Технология бурения с управляемой гидродинамической вихревой кольматацией / М. Р. Мавлютов, В. Ф. Галиакбаров, Р. X. Санников, А. Р. Оружев // Нефтяное хозяйство.– 1987.– № 6.– С. 10–14.
5. Технология бурения с управляемой кольматацией слабосцементированных проницаемых коллекторов / В. Ф. Галиакбаров, А. Р. Оружев, М. Р. Мавлютов и др.– Уфа: Изд. УНИ, 1987.

Results of directed calmatage technology testing during inter-salt oil pool stripping at Dubrovskoe field (well 26) are given. Directed calmatage use helps to strip Jqualita-tively a productive bed, to increase fixing quality of exploitation colomn at intervals of permeable reservoir-rocks, to improve conditions of output call from a bed.