К оглавлению журнала

 

УДК 622.244 443

С.И. ДОЛГАНСКАЯ, П.С. ЛАПШИН (ЗапСибБурНИПИ)

Буровые растворы, применяемые при вскрытии и испытании пластов в процессе бурения

Основная цель поисково-разведочного бурения на нефть, газ и воду – оперативное и качественное исследование перспективных пластов, содержащих искомое полезное ископаемое, определение их насыщенности, коэффициента продуктивности, пластового давления, гидропроводности призабойной и удаленной зон, толщины, проницаемости, гидропроводности, дебитов притока, призабойной закупорки, газового фактора, нефтегазосодержания и других физических параметров.

Наиболее оперативным способом является испытание пластов пластоиспытателями в процессе бурения непосредственно после вскрытия интересующего интервала. Однако качество испытания и безаварийность работ зависят от качества бурового раствора.

Обычно используют растворы трех типов: 1) на нефтяной основе (PHO), 2) глинистые, 3) полимерные без твердой фазы. Непригодность PHO в процессе испытания скважин на нефть и газ очевидна. Глинистые растворы затрудняют испытание, так как образуют корку на поверхности пористых пластов и глинистые сальники, которые способствуют образованию прихватов колонны, выбросу газа при поршневании поднимаемых труб и созданию тем самым аварийных ситуаций. Другое отрицательное свойство глинистых растворов – их способность к коагуляции при взаимодействии с солеными пластовыми водами в процессе испытания. После каждого такого испытания во избежание прихвата инструмента приходится затрачивать время и средства для замены раствора на новый. В результате уменьшается число исследованных перспективных пластов, т. е. происходит их пропуск.

Наиболее перспективными для вскрытия и испытания пластов являются безглинистые полимерные растворы на основе полиакриламида (ПАА) и смесей КМЦ с ПАА или с полиэтиленоксидом (ПЭО), которые разработаны в ЗапСибБурНИПИ.

Эти растворы обладают высокими вязкостными, адсорбционными, смазочными, флокулирующими свойствами, которые позволяют достичь очень быстрой кольматации и декольматации пласта-коллектора, в результате чего почти восстанавливается проницаемость пласта. Таким образом, одной порции полимерного раствора достаточно для длительного многократного применения в одной и даже нескольких скважинах.

В таблице приведены сравнительные характеристики трех типов растворов при использовании их для бурения, вскрытия и испытания скважин на севере Тюменской области. Эти данные (в общем не претендующие на исчерпывающий анализ) показывают, что при одинаковой вязкости и ухудшенной фильтрации (по ВМ-6) полимерные растворы наиболее перспективны для вскрытия и испытания пластов в процессе бурения скважин.

Для широкого внедрения полимерных безглинистых буровых растворов на базе ПАА необходимо организовать серийное массовое производство его с привлечением зарубежных фирм (Япония, ФРГ и др.). В результате этого улучшится качество вскрытия и испытания продуктивных горизонтов и, следовательно, возрастет открытие новых залежей нефти и газа.

1 А. с. 1328363 [СССР] Буровой раствор / А.У. Шарипов, С.И. Долганская и др.– Заявлено 10.11.85, № 3990841; опубл. в Б. И.,

1987, № 29.

Тип раствора

Состав раствора, %

Условная вязкость, с

Показатель фильтрации, см3/30 м

Аварийность при закачивании и вскрытии

Испытание пласта

Кратность использования

Стоимость, руб/м3

Коэффициент восстановления проницаемости керна. %

PHO

Дизельное топливо

50–100

4–6

Нет

По косвенным данным

1

6,0

50–60

Глинистый

Глина, 5 – 10 КМЦ, 2–5 Сода, 0,5 – 1 Вода, 84–92,5

50–100

7–8

Имеется

По сравнительным данным

1

7,8

30–50

Полимерный

КМЦ, 0,2–0,4 ПЭА или ПЭО, 0,3–0,5 Вода, 99,1–99,3

50–100

5–15

Нет

Качественное прямое испытание

3-5

2,5

95-99