ГЕОСИНТЕЗ ІНЖЕНІРІНГ

Розробка і сервіс бурових промивальних рідин

Сьогодні відбулася IX Міжнародна Нафтогазова Конференція Ньюфолк. Наше підприємство прийняло участь в роботі конференції. Доповідав керівник сектору термобаричних досліджень ТОВ «Геосинтез Інженірінг» Жолоб Н.Р.

"СУЧАСНИЙ ПІДХІД ДО ВИБОРУ РІДИН ДЛЯ ПЕРВИННОГО РОЗКРИТТЯ ТА ІНТЕНСИФІКАЦІЇ ПРИПЛИВУ ГЛИБОКОЗАЛЯГАЮЧИХ КОЛЕКТОРІВ ВИСНАЖЕНИХ РОДОВИЩ"

 

Слайд 1
Основною метою буріння є отримання промислової продукції. У великій мірі майбутня продуктивність свердловин залежить від бурового розчину, який повинен забезпечувати високу якість розкриття продуктивних пластів, і від умов, при яких відбувається це первинне розкриття.

Слайд 2
Ефективність від застосування сучасних типів промивальних систем для первинного розкриття можна розглянути на прикладі Семиренківського ГКР. Для наочності запозичений слайд Івана Петровича Гафича з Київської конференції.
Коли ми почали працювати з ДТЕК, на родовищі був старий фонд свердловин, первинне розкриття яких проводилось на глинистих полімерних бурових розчинах. При цьому максимальний дебіт складав 400 тис. м3/добу. І це на початковому етапі розробки родовища, коли пластовий тиск становив 580 атм, а це 90% від початкового.
Спочатку первинне розкриття проводили на безглинистому біополімерному розчині Біокар. Пробурили декілька свердловин і одержали суттєве збільшення дебіту. Максимальний дебіт складав 750 тис. м3/добу при пластовому тиску 320 атм, що є приблизно половина від початкового тиску. Проте коли ми вперше впровадили на родовищі РНО Witer II, результати перевершили усі сподівання. При пластовому тиску 190 атм з глибини більше 5,5 км отримали приплив газу 850 тис. м3/добу.

Слайд 3
Зараз більшість нафтогазових родовищ України виснажені, а пластові тиски сильно посаджені, це призводить до величезних репресій при розкритті продуктивних горизонтів та негативно впливає на подальшу їх продуктивність.
Наприклад, на одному із родовищ ДТЕК Нафтогаз умови первинного розкриття наступні: пластовий тиск на глибині 5,5 км – близько 100 атм, тобто репресія при бурінні навіть на прісній воді і без врахування гідродинамічної складової – більше 400 атм; пластова температура – в межах 140 – 145 оС. Відповідно, такі геолого-технічні умови обумовлюють потребу у чіткому розумінні самої можливості отримання припливу, оцінки його максимального об’єму та ефективності методів інтенсифікації. Для цього необхідне проведення спеціальних досліджень на керновому матеріалі із моделюванням реального процесу розкриття і освоєння колекторів. Про необхідність і важливість проведення таких досліджень, які максимально близько моделюють пластові умови, неодноразово заявляла компанія ДТЕК «Нафтогаз». Однак доступного обладнання, яке здатне моделювати такі складні гірничо геологічні умови, не було.

Слайд 4
В рамках довготривалого співробітництва між Геосинтезом і ДТЕК було придбано найсучасніше обладнання для дослідження кернового матеріалу американського виробництва DCI Test Systems.
Установка дослідження кернів, спроектована спеціально для нас і за нашими даними, не має аналогів у світі. Вона дозволяє моделювати вплив бурових розчинів та рідин інтенсифікації припливу на фільтраційно-ємнісні характеристики порід-колекторів, відтворюючи реальні перепади тиску при бурінні, освоєнні та інтенсифікації. З використанням даного обладнання вже проведені перші дослідження і отримані цікаві результати. Насамперед перевірено вплив різних типів промивальних рідин на фільтраційно-ємнісні показники колекторів.

Слайд 5
Для традиційних колекторів результати були очікувані. Глинистий полімерний буровий розчин забезпечує відновлення проникності 74%. Безглиниста система Біокар – 92%. РНО Witer II – майже 99%. Також слід відзначити величину депресії, при якій відбувається очищення керну, оскільки різниця суттєва. Для глинистого розчину – це 320 атм, а для РНО – 80 атм. Відповідно, звідси і та легкість, з якою освоюються свердловини після розкриття на РНО. Очищення свердловин після РНО займає декілька годин, і свердловина працює на промисел. Отже, РНО мають мінімальний вплив на колекторські властивості, однак безглинисті промивальні системи також забезпечують дуже високу якість розкриття пластів.

Слайд 6
Набагато більшою проблемою є освоєння запасів із низькопористих колекторів. Зокрема на Семиренківському родовищі близько 30-40% запасу вуглеводнів знаходиться в колекторах із пористістю 6,5-8% .
Такі колектори дуже чутливі до якості промивальної рідини. Результати досліджень впливу різних промивальних рідин на фільтраційні властивості щільних колекторів показують, що при використанні глинистих розчинів для розкриття таких колекторів їх проникність практично повністю втрачається навіть при депресії в 400 атм. При використанні безглинистих систем зменшується майже на половину, але для цього потрібно створити депресію майже в 2 рази більшу, ніж була репресія. РНО забезпечує 87% відновлення проникності при депресії, яка не перевищує репресію.

Слайд 7
Дані результати підтверджується і практичними результатами. Всі спроби введення в роботу на Семиренківському родовищі низькопористих пластів, після їх первинного розкриття на водних системах, були безрезультатними. Після застосування для первинного розкриття РНО Witer II запрацювали пласти з пористістю від 6,2 до 8% на глибинах більше 5 км, і при цьому дебіти досить високі. Також слід відмітити від’ємний скін-фактор, що підтверджує високу якість первинного розкриття.
Це дуже важливо, оскільки вразі відмови переходу від водних систем до РНО, відсутності активної наукової роботи і такого роду досліджень, то родовище давно вже б вичерпало свій потенціал.

Слайд 8
Іншим важливим фактором, що впливає на подальшу продуктивність свердловин, є репресія промивальної рідини на пласт.
Дослідженнями встановлено, що при застосуванні РНО вплив репресії на відновлення проникності традиційних колекторів є незначним.
Хоча при використанні систем на водній основі, особливо глинистих, репресія має значний вплив.
Стосовно низькопористих колекторів – величина репресії суттєво впливає як на величину депресії, при якій відбувається максимальне очищення керна, так і на коефіцієнт відновлення проникності. Тож, при розкритті таких колекторів треба максимально мінімізувати репресію. Наприклад, можна використовувати два об'єми промивальної рідини: перший об’єм для буріння, а другий об’єм більшої густини –для проведення СПО. Такий підхід дозволяє компенсувати дію гідродинамічної складової тиску, яка створює додаткову репресію на пласт.

Слайд 9 
Не менш важливим питанням є моделювання інтенсифікації припливу, оскільки даний спосіб нарощування видобутку вуглеводнів є досить поширений. Моделювання свердловинних умов дозволяє здійснювати підбір найефективніших рідин для інтенсифікації припливу та суттєво зменшує ризики проведення таких робіт.
На слайді наведені результати дослідження впливу рідини інтенсифікації на теригенний колектор з карбонатним цементом.
Спочатку був змодельований вплив промивальної рідини, яка використовувалася для первинного розкриття. У даному випадку – це розчин на вуглеводневій основі Witer II. Після бурового розчину відновлення проникності склало 98,2%. Наступним кроком було моделювання встановлення кислотної ванни на рівновазі: як результат – відновлення проникності зросло до 99,5%. Далі рідину інтенсифікації прокачали через керн. Після прокачування рідини відновлення проникності підвищилось до 105%. Слід відмітити, що не всі рідини інтенсифікації, які досліджувалися, давали позитивний ефект. У декількох випадках замість зростання, спостерігалось незворотне погіршення фільтраційно-ємнісних характеристик. Отримані результати підтверджують необхідність проведення таких досліджень перед закачуванням будь-яких рідин у свердловину.

Слайд 10
РНО – це складні багатокомпонентні системи, які забезпечують високу якість розкриття і набувають все ширшої популярності. Проте в Україні є приклади застосування низькоякісних РНО. Змоделювавши вплив таких рідин на колектор, були отримані результати, які суттєво відрізняються. Мінімально необхідна депресія, при якій відбувається руйнування фільтраційної кірки, збільшується в декілька разів, а відновлення проникності, навіть при депресії 400 атм, складає лише 58%.
Підсумовуючи вищесказане хотілось би відмітити:
Наявне унікальне обладнання дозволяє оцінювати вплив промивальних рідин та рідин інтенсифікації на фільтраційно-ємнісні характеристики пластів-колекторів. Дозволяє здійснювати оптимальний вибір промивальних рідин та рідин інтенсифікації припливу для забезпечення максимальної продуктивності свердловин.
Так, РНО забезпечують якісне розкриття пластів навіть при колосальних репресіях, але позитивний ефект від їх застосування може повністю нівелюватися при використанні розчинів низької якості. І, насправді, це питання вкрай важливе. Оскільки поганий РНО – це набагато гірше, ніж якісний безглинистий буровий розчин на водній основі.

Дякую всім за увагу! Слава Україні!