СПОСОБ БУРЕНИЯ И ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ Российский патент 2021 года по МПК E21B21/00 C09K8/10 

Предлагаемое изобретение относится к области бурения скважин, составам для обработки буровых скважин, в частности, к способам первичного вскрытия продуктивных пластов. Изобретение применительно к сложным горно-геологическим условиям Восточной Сибири, где геологический разрез под эксплуатационную колонну представлен хемогенными породами (отложения галита), затем карбонатными и, залегающими ниже, терригенными, в том числе продуктивными отложениями. Продуктивные пласты характеризуются несколькими литотипами с фильтрационно-емкостными свойствами от высоких до предельно низких, пониженными пластовыми давлениями и температурами, высокой минерализацией пластовых вод.

Традиционный способ первичного вскрытия продуктивных коллекторов в общем включает в себя: приготовление бурового раствора на водной основе; бурение интервала ствола скважины под эксплуатационную колонну с промывкой; первичное вскрытие продуктивного пласта на этом же растворе. Далее следуют геофизические исследования скважины и крепление ствола скважины с использованием обсадной колонны и тампонажного раствора.

Эффективность первичного вскрытия продуктивного пласта при традиционном способе оказывается на низком уровне. При изменении температуры, давления, состава и соотношения насыщающих поровое пространство флюидов, проникновении посторонних химических веществ и выбуренной мелкодисперсной твердой фазы в прискважинной зоне пласта начинают происходить разнообразные физико-химические процессы. Продуктивность скважины снижается по отношению к потенциальной по причине снижения проницаемости прискважинной зоны пласта для нефти и газа.

Известен способ первичного вскрытия, заключающийся в создании бурового раствора на водной основе, содержащего добавку, позволяющую уменьшить или предупредить повреждение породы-коллектора (см. патент RU 2277114 C2, МПК-2006.01, С09К 8/04 и E21B 43/22). Недостатком приведенного способа для рассматриваемых геологических условий является то, что в нем не учтена потенциальная возможность загрязнения продуктивного пласта за счет выпадения солей в порах при большой разнице в минерализациях фильтрата бурового раствора и пластовой воды. Более глубокое проникновение фильтрата в продуктивный пласт, обусловленное снижением поверхностного натяжения на границе фильтрат-нефть, увеличит масштаб такого загрязнения.

Известен безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных горизонтов в сложных горно-геологических условиях, в том числе хемогенных отложений, который содержит, мас. %: полимерный понизитель фильтрации - полианионную целлюлозу или карбоксиметилцеллюлозу, или карбоксиэтилцеллюлозу, или оксиэтилцеллюлозу, или гидролизованный полиакрилонитрил 0,1-1,0, биополимер ксантанового типа 0,2-0,5, этилендиамины жирных кислот - продукт конденсации этилендиамина и фосфатидного концентрата 0,05-3,0, гуматы щелочных металлов - углещелочной реагент (УЩР) или гуматно-калиевый реагент (ГКР) 3,0-6,0, соли щелочных и/или щелочноземельных металлов - KCl, NaCl, CaCl₂, MgCl₂, бишофит 3,0-40,0, вода - остальное (см. патент RU 2289603, МПК-2006.01 С09К 8/10).

Недостатками данного раствора являются высокая стоимость используемых химических реагентов с учетом концентраций, сложность в управлении свойствами при различных концентрациях компонентов из-за их разнонаправленного действия (разжижение, загущение). УЩР более эффективно работает в пресных и слабоминерализованных растворах; при высоких концентрациях солей в растворе и солевой агрессии высокоминерализованной пластовой воды быстро теряет эффективность. В растворе отсутствуют реагенты, повышающие и поддерживающие рН воды на уровне 7-10, что необходимо для обеспечения функционирования полимеров. В прототипе отсутствует реагент-пеногаситель, что не учитывает потенциальную склонность раствора такого типа к пенообразованию. Применение растворов с концентрацией хлорида натрия ниже 18-20% способствует активному растворению отложений галита, увеличению кавернозности ствола скважин с сопутствующими осложнениями.

Сущность предлагаемого изобретения в разработанном эффективном составе бурового раствора, и соответствующей технологии применения бурового раствора, что в комплексе позволяет повысить продуктивность, сохранив при этом высокое качество строительства скважин в сложных горно-геологических условиях. Состав и концентрация компонентов бурового раствора обеспечивают необходимые структурные и реологические свойства для бурения наклонно-направленных и горизонтальных участков скважин.

Разработанный состав включает специальные реагенты и материалы, а именно каустическую и/или кальцинированную соду, хлорид натрия и бишофит, крахмальный реагент, ксантановый биополимер, кольматант карбонат кальция, смазочную добавку, пеногаситель и воду. Состав бурового раствора приведен в таблице 1.

Введение каустической и/или кальцинированной соды обеспечивает рН воды на уровне от 7 до 10, за счет чего полимерные реагенты бурового раствора работают наиболее эффективно.

Сочетание солей в подобранных соотношении и концентрации позволяет значительно снизить интенсивность физико-химических явлений массопереноса (диффузия, осмос) и других за счет сведения к минимуму разницы минерализаций фильтрата бурового раствора и высокоминерализованных пластовых вод. Снижается количество и глубина проникновения фильтрата бурового раствора. Область взаимодействия фильтрата с породой и пластовыми флюидами сокращается. Повышается качество первичного вскрытия продуктивного пласта. Кавернозность ствола скважины, в том числе в интервале хемогенных отложений, минимальна.

Ксантановый биополимер в растворе отвечает за структурообразование.

Крахмальный реагент в растворе понижает показатель фильтрации и участвует в структурообразовании.

Оба примененных полимера являются природными, и при попадании в поровое пространство продуктивного пласта со временем разлагаются, способствуя притоку пластовых флюидов к скважине.

Обнаружено синергетическое взаимодействие водного раствора хлорида натрия и бишофита с одной стороны и крахмального реагента в связке с ксантановым биополимером с другой, в направлении снижения показателя фильтрации и повышения реологических параметров бурового раствора. Потребность в крахмальном реагенте для обеспечения необходимых параметров ниже чем в известных рецептурах биополимерных минерализованных буровых растворов. Фильтрат разработанного бурового раствора характеризуется повышенной вязкостью.

Кольматант карбонат кальция, подобранный по гранулометрическому составу к размерам пор продуктивного пласта, участвует в создании у стенок скважины плотного кольматационного экрана, уменьшающего область проникновения.

Введение смазочной добавки улучшает смазочные показатели бурового раствора, снижает коррозионное воздействие на оборудование.

Введение пеногасителя предупреждает возможное пенообразование в минерализованном растворе и тем самым способствует стабильности параметров бурового раствора.

В целом буровой раствор характеризуется сбалансированным составом, обладающим синергетической эффективностью в направлении повышения качества первичного вскрытия продуктивных пластов.

Технология применения разработанного бурового раствора заключается в следующем. Готовят буровой раствор с концентрацией компонентов и параметрами для бурения из-под кондуктора до продуктивного пласта (таблицы 2 и 3), после разбуривания оснастки кондуктора осуществляют перевод скважины на разработанный буровой раствор. Бурение до кровли продуктивного пласта осуществляют на буровом растворе с соответствующими параметрами, при необходимости пополняют объем бурового раствора в циркуляции. Для первичного вскрытия продуктивного пласта за 10-30 м до его кровли осуществляют замену части бурового раствора на вновь приготовленную порцию с оптимальными компонентным составом и параметрами в объеме 60-80 м³.

Бурят скважину от кровли продуктивного пласта до окончательного забоя, проводят геофизические исследования, спуск и цементирование эксплуатационной колонны.

Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующим примером.

Пример. Для приготовления 120 м³ бурового раствора на эксплуатационной наклонно-направленной скважине Ленского месторождения (на ботуобинский горизонт) было израсходовано следующее количество реагентов: кальцинированная сода - 75 кг; каустическая сода - 75 кг; хлорид натрия - 29000 кг; пеногаситель - 30 л; бишофит - 12000 кг; крахмальный реагент - 1000 кг; ксантановый биополимер - 325 кг; смазочная добавка - 220 кг, остальное - вода.

Перед началом бурения интервала под эксплуатационную колонну произведен контрольный замер параметров бурового раствора (таблица 4).

В полевой лаборатории с использованием стандартных методик на указанных приборах и оборудовании исследовали следующие параметры заявляемого бурового раствора в емкостях: рычажные весы - плотность, кг/м³; вискозиметр ВБР-1 - условная вязкость, с; ротационный вискозиметр - пластическую вязкость, мПа⋅с; динамическое напряжение сдвига, дПа, статическое напряжение сдвига, дПа; фильтр-пресс - показатель фильтрации, см³/30 мин; рН-метр - кислотность среды.

Перед кровлей продуктивного пласта приготовили 80 м³ бурового раствора для частичного замещения. При этом израсходовано следующее количество реагентов: кальцинированная сода - 50 кг; каустическая сода - 50 кг; хлорид натрия - 20000 кг; пеногаситель - 20 л; бишофит - 8000 кг; крахмальный реагент - 1075 кг; ксантановый биополимер - 250 кг; кольматант карбонат кальция - 5000 кг; смазочная добавка - 440 кг, остальное - вода. Произведен контрольный замер параметров приготовленной порции бурового раствора в емкостях (таблица 5).

Параметры бурового раствора при окончательной промывке (забой 1564 м) после проведения геофизических исследований перед спуском эксплуатационной колонны приведены в таблице 6.

По результату испытания скважины получен дебит, значительно превышающий плановый, и в тоже время сопоставимый с дебитом скважины пробуренной на равновесии с использованием товарной нефти.

Предлагаемый способ первичного вскрытия опробован также на двух скважинах Алинского месторождения (на хамакинский горизонт), где получен средний прирост дебита по отношению к базовым скважинам, равный 37%.

Таким образом, предлагается новый способ первичного вскрытия продуктивных пластов, заключающийся в разработанном эффективном составе бурового раствора, и соответствующей технологии применения бурового раствора, что в комплексе позволяет повысить продуктивность скважины и качество строительства скважин в сложных горно-геологических условиях.

Предлагаемый новый способ при сравнении с известными имеет следующие отличия:

- состав и параметры бурового раствора синхронизированы с технологией его применения, предусматривается два этапа - бурение до пласта и бурение в интервале продуктивного пласта (первичное вскрытие);

- состав и параметры бурового раствора адаптированы к геологическому разрезу и оптимально подобраны для обеспечения качественного первичного вскрытия терригенных продуктивных пластов в Восточной Сибири;

- при разработке бурового раствора обнаружено и использовано синергетическое взаимодействие солевого раствора хлорида натрия и бишофита с одной стороны и крахмального реагента в связке с ксантановым биополимером с другой, в направлении снижения показателя фильтрации и повышения структурных и реологических параметров бурового раствора.

В составе бурового раствора предполагается использование преимущественно отечественных материалов и реагентов.

Изобретение относится к области бурения скважин. Технический результат - повышение продуктивности и качества строительства скважин в сложных горно-геологических условиях за счет комплексного эффекта от состава бурового раствора и соответствующей технологии применения. Способ бурения и первичного вскрытия продуктивных пластов в сложных горно-геологических условиях включает приготовление бурового раствора на водной основе, содержащего, кг/м³: каустическую и/или кальцинированную соду 0,3-1,3; хлорид натрия 100,0-250,0; пеногаситель 0,1-0,5; бишофит 80,0-100,0; крахмальный реагент 8,0-10,0 или высоковязкую карбоксиметилцеллюлозу 3,0-8,0; ксантановый биополимер 1,0-3,0; смазочную добавку 0,5-2,0; бурение из-под кондуктора с использованием указанного бурового раствора, замена части указанного бурового раствора за 10-30 м до кровли продуктивного пласта на порцию в объеме 60-80 м³ второго приготовленного бурового раствора на водной основе, содержащего, кг/м³: каустическую и/или кальцинированную соду 0,3-1,3; хлорид натрия 220,0-250,0; пеногаситель 0,1-0,5; бишофит 100,0-120,0; крахмальный реагент 12,0-14,0 или высоковязкую карбоксиметилцеллюлозу 3,0-8,0; ксантановый биополимер 2,0-4,0; кольматант карбонат кальция 30,0-65,0; смазочную добавку 3,0-6,0, вскрытие продуктивного пласта с использованием второго бурового раствора. 6 табл., 1 пр.

Способ бурения и первичного вскрытия продуктивных пластов в сложных горно-геологических условиях, включающий приготовление бурового раствора на водной основе, содержащего, кг/м³: каустическую и/или кальцинированную соду 0,3-1,3; хлорид натрия 100,0-250,0; пеногаситель 0,1-0,5; бишофит 80,0-100,0; крахмальный реагент 8,0-10,0 или высоковязкую карбоксиметилцеллюлозу 3,0-8,0; ксантановый биополимер 1,0-3,0; смазочную добавку 0,5-2,0; бурение из-под кондуктора с использованием указанного бурового раствора, замена части указанного бурового раствора за 10-30 м до кровли продуктивного пласта на порцию в объеме 60-80 м³ второго приготовленного бурового раствора на водной основе, содержащего, кг/м³: каустическую и/или кальцинированную соду 0,3-1,3; хлорид натрия 220,0-250,0; пеногаситель 0,1-0,5; бишофит 100,0-120,0; крахмальный реагент 12,0-14,0 или высоковязкую карбоксиметилцеллюлозу 3,0-8,0; ксантановый биополимер 2,0-4,0; кольматант карбонат кальция 30,0-65,0; смазочную добавку 3,0-6,0, вскрытие продуктивного пласта с использованием второго бурового раствора.