Вскрытие продуктивных пластов в наклонно-направленных скважинах с  горизонтальным окончанием

 

При вскрытии продуктивных пластов горизонтальными скважинами (ГС) в отличие от вертикальных и наклонно-направленных скважин необходимо учесть особенности бурения продуктивного пласта горизонтальным стволом.

Особенностями вскрытия продуктивной залежи горизонтальной скважиной являются: бурение горизонтального ствола большой протяженности в продуктивном пласте с промывкой и спуско-подъемными операциями; сложности попадания в цилиндр допуска и бурения по коридору горизонтального участка; возможные осложнения при нахождении бурильного инструмента в горизонтальном положении.

В соответствие с этим, при бурении продуктивной залежи горизонтальной скважиной основная задача – это выполнение проектной траектории  горизонтального ствола в процессе бурения.

В начале вскрытия продуктивного пласта горизонтальным стволом необходимо правильное вхождение в цилиндр допуска.

Под цилиндром допуска понимается вход в горизонтальный участок. Диаметр цилиндра - это круг допуска вхождения скважины в пласт в соответствие со схемой разработки нефтегазовой залежи на месторождении (аналогично наклонно-направленным скважинам), высота цилиндра – коридор прохождения горизонтального ствола по продуктивному пласту.

В связи с высокими величинами нагрузок на бурильные трубы, вызванными силами трения в процессе разбуривания горных пород горизонтального ствола большой протяженности, необходимо улучшить условия для создания соответствующей нагрузки на долото. Поэтому, при бурении ГС с протяженностью горизонтального участка ствола скважины 300м и более должны применяться буровые станки с верхним приводом.

Возможными осложнениями, возникающими при вскрытии продуктивного пласта горизонтальными скважинами, могут быть:

- зашламованность ствола в связи со сложностью выноса шлама из горизонтального участка, и возможность, вследствие этого, прихвата бурильного инструмента;

- повышенный износ бурильного инструмента из-за больших величин трения и возможность его неисправности;

- осложнения из-за неустойчивости стенок скважины в горизонтальном стволе;

- попадание горизонтального ствола в зону водонефтяного либо газонефтяного контакта, вследствие нарушения технологии бурения или, несоответствия фактического геологического разреза залежи проектному.

Основными требованиями к промывочным жидкостям при бурении горизонтальных скважин являются:

-эффективная очистка ствола скважины от шлама, предупреждающая возможность прихватов бурильного инструмента;

-сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта;

-сохранение устойчивости ствола скважины;

-уменьшение сил сопротивления движению бурильного инструмента.

Для качественного вскрытия продуктивных пластов горизонтальным стволом в условиях репрессии на пласт эффективными являются биополимерные растворы.

Достоинством биополимерных растворов является высокий уровень сохранности коллекторских свойств  при вскрытии продуктивного пласта и высокие псевдопластические свойства, за счет которых обеспечивается эффективный вынос шлама из горизонтального ствола и предотвращение осложнений.

По данным лабораторных исследований оценки влияния бурового раствора на коллекторские свойства пласта биополимерные растворы имеют высокий коэффициент восстановления проницаемости после воздействия на образцы керна.

В качестве примера, проведенные в термобарических условиях, аналогичных промысловым, на установке FDES-650Z лабораторные исследования оценки влияния биополимерного  и полимерглинистого буровых растворов на образцы керна низкопроницаемых юрских отложений ЮС₁ Федоровского месторождения Западной Сибири (средняя проницаемость образцов керна 5,5*10^-3 мкм²) подтвердили преимущество биополимерного раствора. Коэффициент восстановления третьего образца керна после воздействия биополимерного раствора составляет 87%, а после воздействия полимерглинистого раствора - 63% [8].

Проведенные лабораторные исследования по оценке влияния биополимерных растворов на высокопроницаемые продуктивные пласты, также подтвердили высокий коэффициент восстановления проницаемости.

Например, для высокопроницаемого продуктивного пласта АС_9-10 Лянторского месторождения Западной Сибири (средняя проницаемость образцов керна 0,3-0,4 мкм²) коэффициент восстановления проницаемости третьего образца керна после воздействия биополимерного раствора на образцы керна составил 98% [8].

Промышленное применение биополимерных буровых растворов при вскрытии продуктивных пластов в горизонтальных скважинах на месторождениях Западной Сибири показало высокую эффективность сохранности коллекторских свойств  продуктивных пластов, что повысило технико-экономические показатели строительства и ввода скважин в эксплуатацию.

Для вскрытия продуктивных пластов горизонтальными скважинами в определенных геологических условиях эффективными являются методы вскрытия в условиях депрессии на пласт и равновесия пластового и забойного давлений. При этом в процессе вскрытия продуктивного пласта в условиях депрессии на пласт, в основном, применяются растворы на углеводородной основе. Промышленный опыт зарубежных и отечественных компаний показывает высокую технико-экономическую эффективность вскрытия продуктивных пластов горизонтальными скважинами в условиях депрессии на пласт, что может привести к увеличению дебита вводимых в эксплуатацию скважин в несколько раз выше по сравнению со скважинами, вводимыми в эксплуатацию с вскрытием продуктивного пласта в условиях репрессии на пласт.

На основании вышеизложенного, можно сделать вывод об актуальности проведения лабораторных исследований по оценке качества сохранности коллекторских свойств при вскрытии продуктивного пласта горизонтальным стволом с применением различных буровых растворов.

С целью обеспечения максимальной сохранности коллекторских свойств продуктивного пласта при вскрытии, целесообразно, перед вскрытием продуктивного пласта изолировать вышележащие горные породы, спускаемой в кровлю продуктивного пласта, эксплуатационной зацементированной колонной. Это предотвращает возможные осложнения в выше- пробуренных горных породах при вскрытии продуктивного пласта.

При возникновении осложнений в вышепробуренных горных породах в процессе разбуривания горизонтального ствола, по данным промыслового опыта бурения горизонтальных скважин, может возникнуть необходимость увеличения плотности бурового раствора, изменения его состава, что  негативно повлияет на качестве вскрытия продуктивного пласта.

Наряду с этим, изоляция вышележащих горных пород создает лучшие условия для применения специальных буровых растворов с целью качественного вскрытия продуктивного пласта горизонтальным стволом.

С целью уточнения геологического разреза участка продуктивной залежи месторождения, запланированного к вскрытию горизонтальным стволом, в процессе строительства скважины перед началом бурения горизонтального ствола, осуществляется бурение пилотного ствола.

По полученным геологическим данным продуктивного пласта в интервале пробуренного пилотного ствола уточняется геологический разрез и при необходимости, в случае изменения проектных геологических данных, корректируется горизонтальная траектория скважины.

Современным методом реализации контроля за прохождением траектории горизонтального ствола в коридоре продуктивного пласта, соответствия проектного геологического разреза фактическому, устойчивости стенок скважины, состояния пластового и забойного давлений и режима бурения является сопровождение процесса вскрытия продуктивного пласта горизонтальным стволом в режиме реального времени.

В качестве примера осуществления технологического контроля процессов вскрытия продуктивного пласта горизонтальным стволом в режиме реального времени можно привести технологию компании «Шлюмберже» (Schlumberger),   которая имеет большой опыт применения в мировой практике, особенно при морском бурении, а в настоящее время применяется и на месторождениях Западной Сибири.

Для определения границ продуктивного пласта в процессе бурения используется прибор геонавигации PeriScope (Schlumberger), который позволяет оптимизировать проводку скважины и производить оценку ФЕС и геологического разреза разбуриваемого интервала продуктивного пласта.

Угол обзора в 360° и большая глубина исследований позволяют выявить границы пластов, присутствие близкорасположенных газоводонефтяных контактов в процессе бурения на расстоянии  до 6.4 м от ствола скважины, и избежать процесса разбуривания продуктивного пласта с газоводонефтяным контактом, уточнить модель продуктивного пласта без бурения пилотного ствола.

Обнаружение границ продуктивного пласта и водонефтяных контактов с помощью данной системы позволяет удерживать ствол скважины в пределах коллектора, что повышает дебит и коэффициент извлечения нефти.

\В целом, применение данной технологии сокращает затраты на бурение за счет устранения рисков, связанных с бурением и отсутствия необходимости в пилотном стволе.

Для решения проблемы неустойчивости горизонтального ствола скважины, происходящей вследствие поглощения бурового раствора, наличия в разрезе пород, склонных к размыванию и образованию каверн применяется  прибор StethoScope компании «Шлюмберже». Данный прибор осуществляет каротаж в процессе бурения для измерения забойного и пластового давления в режиме бурения.

При этом применяется многофункциональный прибор EcoScope для полного петрофизического анализа, позволяющий с помощью современного программного обеспечения передавать данные и обновлять предварительно построенную модель устойчивости ствола скважины в процессе бурения.

Фактическое состояние ствола сравнивается с моделью и, при необходимости, вносятся изменения для приведения ее в соответствие с действительным состоянием. Благодаря модели, обновляемой в режиме реального времени, выявляются предпосылки или риски потери устойчивости ствола.

Выдаваемые рекомендации и предупреждения позволяют принять своевременно меры по устранению рисков, связанных с потерей устойчивости или поглощением бурового раствора.

Прогнозирование устойчивости ствола скважины и контроль в режиме реального времени применимы при проектировании устойчивой траектории горизонтального ствола. А также, с учетом определения оптимальной плотности бурового раствора, границ допустимой эквивалентной плотности раствора и  оптимизации параметров процесса  бурения.

Промысловый опыт строительства горизонтальных скважин в сложных геологических условиях показал, что были случаи, когда по геологическим причинам, прохождение горизонтального ствола из продуктивной части залежи выходило в непродуктивный пласт, а также входило в водонефтяные контакты, что приводило к весьма существенным затратам на устранение осложнений или ликвидации некачественно пробуренного горизонтального ствола.

Таким образом, сопровождение процесса вскрытия продуктивного пласта горизонтальным стволом в режиме реального времени позволяет весьма значительно повысить эффективность строительства и ввода в эксплуатацию горизонтальных скважин.