Устойчивость глин в искривленных стволах малого диаметра

За последние 20 лет исследователями предложены различные критерии [1, 2, 3], учитывающие особенности напряженного состояния горных пород, в том числе боковой распор и минимальные горизонтальные напряжения. Наи­более сложным представляется выбор оптимальной технологии проводки пологих (горизонтальных) скважин в зонах аномально высокого пластового давления (АВПД), как природных, так и техногенных.
Не всегда возможно предсказать наличие или степень АВПД до начала бурения. В то же время очевидно, что чем больше скважин было пробурено на исследуемом участке, тем больше информации было получено, а более глубокое понимание доминирующих механизмов вносит больший вклад в прогнозирование будущих скважин. Это также относится к изученности (неизученности) геомеханических характеристик месторождения, оказывающих существенное влияние на устойчивость горных пород в процессе их вскрытия бурением.
Одной из важнейших и наиболее сложно решаемых задач при строительстве бокового ствола является минимальное загрязнение приствольной зоны продуктивного пласта. Сложности, как правило, возникают ввиду несовместимых условий бурения, особенно при проводке наклонного ствола в интервалах глинистых отложений с очевидными аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД). В условиях Самарской области АВПД приурочены к глинам Радаевского и Косьвинского ярусов, а также Кыновских глин Тиманского горизонта. При этом как вышележащие, так и ниже расположенные продуктивные пласты отличаются аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД). Соответственно, изначально при вскрытии коллектора подвержены избыточной репрессии, способст­вующей их обводнению.
Не менее важной задачей является сохранение устойчивости стенок ствола скважины. Это определяет функциональную задачу раствора: минимизировать разупрочняющее действие за счет уменьшения гидратационного воздействия на глинистые породы, а также за счет обеспечения баланса давлений, определяемых наряду с пластовым (поровым) напряженным состоянием пластов. При наличии в разрезе хемогенных отложений дополнительным требованием к буровому раствору является требование минимально возможного размыва стенок ствола скважины.
Профиль боковых стволов, как правило, является наклонно-направленным и, зачастую, с горизонтальным окончанием. Соответственно, еще одним важным моментом является качественная очистка ствола скважины от выбуренной породы. Из-за малых зазоров между бурильным инструментом и стенкой скважины в таких стволах скорость движения раствора весьма высока и для снижения гидродинамических сопротивлений в циркуляционной системе приходится ограничивать подачу насосов. Соответственно, вынос шлама в этом случае определяется, главным образом, свойствами бурового раствора, а именно реологическими параметрами.

Таким образом, буровые растворы при бурении боковых стволов должны обеспечивать:
– сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта;
– устойчивость ствола скважины на всех этапах ее строительства;
– эффективный вынос выбуренной породы при многообразии профилей и длины ствола скважин;
– исключение осложнений, вызванных, зачастую, несовместимыми геологическими условиями, например, проницаемые пласты вкупе с АВПД.

Вскрытие продуктивных пластов, в зависимости от литологии, фильтрационно-емкостных свойств пласта, временных ограничений, пластовой температуры и давлений, определяет следующие характеристики раствора:
– тип раствора – на водной или углеводородной основе;
– вид раствора – глинистый или безглинистый (с подвидом ингибирующий или не ингибирующий);
– показатель фильтрации в пластовых условиях;
– плотность раствора;
– показатель увлажняющей способности;
– межфазное натяжение и краевой угол смачивания фильтрации;
– вязкость фильтрата или бурового раствора.
При бурении боковых стволов ввиду малого диаметра скважины, глубина перфорации ствола ограничена, поэтому и внимание к выбору бурового раствора для первичного вскрытия должно быть повышенным, особенно в условиях избыточных репрессий, обусловленных несовместимыми геологическими факторами. Соответственно в первую очередь приходится обращать внимание на ингибирующие характеристики раствора. Если вытеснение вязкого фильтрата (обусловленное, в том числе деградацией полимеров) носит временной характер, то гидратация глин в порах пласта ведет к необратимой потере проницаемости.
Параметры устойчивости ствола скважины в глинистых отложениях зависят от:
– радиуса скважины;
– угла наклона и азимута ствола;
– плотности раствора;
– ингибирующих свойств раствора;
– вязкости фильтрата.
В статье [1] приведены эмпирические данные по изменению времени устойчивости ствола скважины в зависимости от ее диаметра, угла наклона и показателя увлажняющей способности при условии превышения давления гидростатического столба бурового раствора над величиной пластового давления. Очевидно, что уменьшение диаметра скважины пропорционально уменьшает срок устойчивости, а кратное уменьшение показателя увлажняющей способности так же кратно увеличивает устойчивость. Аналогична зависимость от угла наклона ствола, но следует отметить, что эти эмпирические зависимости получены без научно-обоснованного учета напряженного состояния горных пород, т. е. без расчета величины и вектора минимальных горизонтальных напряжений, а соответственно, требуемого противодавления на стенки скважин [2, 3, 4].
Так, в 2013 г. были проведены исследования по определению потребных плотностей бурового раствора, обеспечивающих устойчивость глин, например, Радаевского, Косьвинского, Тиманского горизонтов центрального участка Мухановского месторождения [2, 4]. Минимальные горизонтальные напряжения определялись по результатам ГРП и анализу профилеграмм окружающих скважин, а также данным электронного микросканирования стенок скважины №3027 методом MPAL. При этом было установлено, что «коридор» безопасной плотности раствора на 15 – 25% превышает величину порового давления, что хорошо коррелируется с практикой бурения наклонных боковых стволов. Там же были проанализированы в лабораторных условиях и предложены рецептуры высокоингибированных буровых растворов, обеспечивающих длительную устойчивость глинистых разрезов.

Для обеспечения устойчивого состояния ствола скважины нужно подбирать промывочную жидкость не только соответствующей плотности, но и определенного химического состава. Увеличение плотности промывочной жидкости до величины, эквивалентной коэффициенту анормальности порового давления, и ингибирование раствора, позволяют стабилизировать приствольную зону, замедлив увлажнение глин, ослабление связей по плоскостям напластования слоистых образований, сократив области пластической деформации и упругих деформаций (релаксации напряжений) в нетронутом массиве. Однако последнее возможно лишь при совместимости интервалов, т.е. когда повышение плотности не вызовет гидроразрыва вышележаших интервалов [5, 6, 7].

В частности, предложенный авторами [4] «безбаритовый» буровой раствор по составу и свойствам во многом аналогичен разработанному в «НПО БентоТехнологии» раствору «Premium Gel». Соответственно, настоящая статья, во многом, является промысловой иллюстрацией предыдущих исследований. В частности, нами проанализирован промысловый опыт использования раствора «Premium Gel», по сравнению с другими высокоингибированными системами, проведены лабораторные исследования блокирующего воздействия различных растворов на проницаемость коллекторов, проведена коррекция этих данных с реальными дебитами пробуренных скважин. В течение последних лет «Premium Gel» достаточно широко применялся при бурении скважин на месторождениях Татарстана и Самары, однако результаты его использования при проводке боковых стволов в Самарском регионе ранее не публиковались. Следует отметить, что использовали эту систему как «последний аргумент», т.е. во всех случаях несовместимых геологических условий бурения боковых стволов, а именно при наличии и проницаемых пластов, как правило, с АНПД, и глинистых отложений, уже с очевидным АВПД. Соответственно, вскрытие и продуктивной зоны осуществлялось с заведомо избыточной репрессией на пласт. В этих условиях решение приходится искать в свойствах раствора, позволяющих минимизировать негативные последствия несовместимости интервалов.
В частности, «Premium Gel», равно как «безбаритовый» буровой раствор, содержит минимальное количество утяжелителя (обычно достаточное для создания фильтрационного экрана). Высокая вязкость дисперсионной среды способствует и минимизации фильтрации, и эффективной кольматации трещиноватых зон. Выраженная псевдопластика реологии обеспечивает качественную очистку ствола скважины без избыточных гидродинамических нагрузок на стенки скважины. Ингибирование гидратации глинистых пород, соизмеримое по величинам с растворами на углеводородной основе, сохраняет размеры поровых каналов; высокая минерализация раствора исключает осадконакопление, а низкие значения межфазного натяжения на границе: фильтрат – углеводород не позволяют образовываться «бронирующим» эмульсиям [8]. Естественно, что высоковязкий фильтрат требует определенных временных затрат на оттеснение нефтяным фронтом при освоении, но вывод скважин на эксплуатационный режим в течение 2 – 3 суток, в конечном счете, подтверждает исключение гидратации глин в поровом пространстве пласта и сохранность естественной проницаемости.
В табл. 1, 2 приведены результаты лабораторных испытаний блокирующих свойств фильтратов на натурных кернах, а также характеристики нефтесмачивающих и ингибирующих свойств различных, хорошо известных систем растворов. Видно, что «Premium Gel» обеспечивает сохранение проницаемости на уровне лучшей неводной системы – РНСО-1, а исключительно низкие показатели ингибирующих характеристик позволяют в долгосрочной перспективе исключить гидратацию глинистой составляющей в поровом пространстве. Минимизация негативного воздействия фильтрата этой системы на коллекторские свойства пласта подтверждается кратно большими (по сравнению с расчетными) дебитными параметрами. Так, на скв. №479Б Хилковская фактический дебит составил 109,5 т/сут (расчетный 39,5 т/сут), на 10Б Горбатовской – 77,45 (67,05) т/сут, 103Б Верхне-Ветлянской – 180,08 (28,4 т/сут), 38 Б Алексеевской 34 (13,92) тн/сут.
Превышение эксплуатационного дебита над расчетным для скважин, пробуренных с системой «Premium Gel», как минимум вдвое превышает средние значения по фонду 2014 г. При этом следует отметить, что эта система использовалась зачастую как «последний аргумент», т.е. в самых сложных условиях, где другие технологии не дали результата.
Достаточно простая рецептура «Premium Gel» обеспечивает высокую стабильность и регулируемость свойств раствора. В сравнении, например, с известной ингибирующей хлоркалиевой системой «Flo-Pro» отличается существенно меньшей фильтрацией и более высокими ингибирующими характеристиками (степень увлажнения – П0 и диспергирующая способность – D). Главным образом, этим объясняется больший срок устойчивого состояния приствольной зоны скважины при прочих равных условиях (табл. 3).

Заключение
Проведенный анализ применения растворов «Premium-Gel» на объектах ОАО «Самаранефтегаз» показал высокую эффективность этого раствора, как при проводке, так и первичном вскрытии скважин.
Раствор стабилен на протяжении всего периода бурения интервала бокового ствола и не требует значительных затрат на поддержание параметров и реологических свойств бурового раствора в заданных рамках, работоспособен в широком интервале температур (в том числе отрицательных), обладает высокой выносящей способностью, практически не диспергирует до коллоидной составляющей разбуриваемые глинистые породы.
Раствор, несмотря на существенные репрессии при вскрытии, практически не «загрязняет» продуктивные коллекторы, обеспечивая высокие эксплуатационные характеристики скважин.