Вскрытие продуктивных пластов боковыми стволами с горизонтальным окончанием

Бурение боковых стволов с горизонтальным окончанием в настоящее время широко применяется, особенно на нефтегазовых залежах, находящихся на поздней стадии разработки месторождений.

Особенности вскрытия продуктивных пластов горизонтальным стволом при бурении боковых стволов аналогичны особенностям при строительстве горизонтальных скважин.

При вскрытии продуктивного пласта в горизонтальном стволе необходимо обеспечить максимально возможную сохранность коллекторских свойств, вынос шлама и безаварийность. Таким образом, необходимо подобрать тип, состав и параметры бурового раствора, обеспечивающие качественное вскрытие продуктивного пласта.

Промысловый опыт применения различных буровых растворов при вскрытии продуктивных пластов горизонтальными стволами в условиях репрессии на пласт в боковых стволах показал высокую эффективность сохранности коллекторских свойств продуктивного пласта при использовании биополимерных растворов.

Например, проведенные опытно-промышленные работы по внедрению биополимерных  растворов при вскрытии продуктивных пластов в боковых стволах с горизонтальным окончанием на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз», подтвердили высокую эффективность применения данных растворов, по сравнению с применением при вскрытии полимерглинистых  растворов, за счет увеличения продуктивности боковых стволах с горизонтальным окончанием в 1,5-2 раза [9].

При этом применялись системы биополимерных растворов  фирмы ИКФ и биополимерных растворов института «СургутНИПИнефть». Таким образом, применение биополимерных растворов при бурении боковых стволов с горизонтальным окончанием показало высокую эффективность и в настоящее время эти растворы широко используются при строительстве боковых стволов с горизонтальным окончанием.

При бурении боковых стволов с горизонтальным окончанием в условиях особенно неустойчивых глинистых отложений могут возникнуть осложнения при высокой интенсивности траектории бокового ствола, особенно при переходе в горизонтальное направление.

В аналогичных условиях геологического строения    нефтегазовых залежей месторождений при бурении скважин с горизонтальным окончанием, перед вскрытием продуктивного пласта, неустойчивые горные породы изолируются эксплуатационной колонной, что исключает воздействие процесса неустойчивости вышележащих горных пород на качество вскрытия продуктивного пласта горизонтальным стволом.

В соответствие с тем, что бурение бокового ствола осуществляется из  пробуренной скважины, обсаженной эксплуатационной колонной определенного диаметра (например, диаметром 146мм), изолировать неустойчивые горные породы обсадной колонной перед вскрытием продуктивного пласта весьма затруднительно в связи с уменьшением диаметра ствола горизонтального участка.

В этих условиях требования к буровому раствору при бурении боковых стволов с горизонтальным участком значительно увеличиваются.

В связи с большим набором угла для вхождения в продуктивный пласт горизонтальной траекторией возможны осыпи, обвалы горных пород, что приводит к необходимости увеличивать плотность бурового раствора. Особенно это возникает при нахождении перед продуктивным пластом неустойчивых глинистых пород. Увеличение плотности бурового раствора для обеспечения устойчивости ствола скважины приводить к существенному увеличению репрессии на пласт, снижению проницаемости продуктивных пластов и возможному поглощению при вскрытии.

В соответствие с этим, актуальной является проблема подбора рецептуры бурового раствора с минимальной плотностью, обеспечивающей устойчивость неустойчивых глинистых отложений и сохранность коллекторских  свойств  продуктивного пласта.

Успех предупреждения осыпей и обвалов глинистых пород в различных геологических условиях полностью зависит от правильного выбора типа бурового раствора, его состава и свойств.

Физико-химическое взаимодействие глин с фильтратом бурового раствора начинается с процессов гидратации кристаллов глинистых минералов и набухания в микротрещинах [6]. Подавить процесс набухания глин можно физико-химическими методами, именно этот процесс и называется ингибированием

Для предупреждения гидратации и разупрочнения глинистых пород фильтрат бурового раствора должен обладать ингибирующими свойствами. Для оценки ингибирующих свойств реагентов и буровых растворов существуют различные методы, которые базируются на способности глинистых пород изменяться в объеме (набухать) при взаимодействии с различными жидкостями. Одним из лучших ингибиторов является хлорид калия (KCl). Например, в состав биополимерного раствора входят KCl и NAOH, которые придают ему ингибирующие свойства [9].

При этом, необходимо отметить, что ион калия, в сравнении с другими катионами, обладает особым ингибирующим действием. Ион калия является практически негидратируемым катионом, за счет чего достигается надежная коагуляция плоскостей глины. Во-вторых, малый размер катиона калия позволяет ему проникать в особые места кристаллической решетки глин и необратимо нейтрализовать отрицательный заряд поверхности глины [6].

В результате такого химического взаимодействия происходят изменения минералогической природы глин, которые превращаются в водонечувствительный минерал – довольно хорошо окристаллизованную гидрослюду. Этот процесс практически необратим.

На основе имеющейся геологической информации о потенциально неустойчивых глинах в разрезе интервала бурения бокового ствола  необходимо правильно выбрать тип бурового раствора, ингибирующая активность которого должна быть достаточна для данной породы.

 В процессе разработки данной рецептуры необходимо придать раствору ингибирующие свойства, обеспечивающие устойчивость глинистых отложений при проникновении фильтрата бурового раствора в горную породу.

Для этого необходимо провести лабораторные исследования влияния фильтрата бурового раствора на устойчивость горной породы.

Таким образом, при бурении боковых стволов с горизонтальным окончанием и наличии перед вскрытием продуктивного пласта неустойчивых глинистых горных пород, необходимо применять ингибирующие буровые растворы, фильтрат которых не оказывает негативного влияния на устойчивость стенок скважин в интервалах глинистых отложений, состав и плотность растворов обеспечивают сохранность коллекторских свойств в интервале продуктивного пласта.