В связи с увеличением доли трудноизвлекаемых запасов нефти, приуроченных к низкопроницаемым коллекторам, возникают повышенные требования к качеству первичного вскрытия продуктивных пластов. Петрофизические свойства пород-коллекторов с низкими ФЕС следует тщательно проанализировать и уточнить, пригодны ли они для сохранения естественной продуктивности пластов.

Одним из перспективных направлений совершенствования вскрытия продуктивных пластов является применение безглинистых буровых растворов (БГР) на основе пластовой воды и полимера, не содержащих твердую фазу. Модификации таких растворов разработаны H.И. Крысиным, A.M. Ишмухаметовой, T.И. Крысиной и др. и успешно применяются во многих нефтяных регионах, в том числе и в Пермском Прикамье.

Анализ эффективности этих буровых растворов (на примере Пермской области) проведен в двух направлениях: 1) оценка качества вскрытия продуктивных пластов в добывающих скважинах; 2) сравнительный расчет охвата пластов вытеснением в нагнетательных скважинах.

Максимальный дебит скважин, пробуренных с промывкой ГР, достигается в среднем за 155 сут, тогда как при использовании БГР этот срок сокращается до 50 сут.

Для более объективной оценки были рассчитаны значения удельного начального дебита q_уд^нач по каждой скважине. Это позволило исключить влияние толщины пласта.

Также по каждой скважине были определены максимальные удельные дебиты q_уд^max, которые, как мы принимаем, характеризуют истинную продуктивность нефтяных пластов (DP = const). Этот показатель используется для разделения пород-коллекторов в скважинах на низко-, средне- и высокопродуктивные в зависимости от их ФЕС и содержания глинистого материала.

С этой целью строится зависимость q_уд^max от геофизического параметра (в нашем случае q_уд^max = f(DIg)). Далее по каждому из трех выделенных классов пород-коллекторов для обеих групп скважин рассчитывалось среднее значение q_уд^нач и оценивался Dq_уд^нач (табл. 1).

На основании полученных данных построен график зависимости изменения q_уд во времени для скважин, пробуренных на ГР и БГР, для каждой группы продуктивности коллекторов. На основании графика для каждого класса пород-коллекторов интегрированием по формуле

где S – площадь, равная удельному приросту добычи, м³/м; t – время эксплуатации условной скважины, сут, вычисляем площади геометрических фигур для каждого класса продуктивности и путем вычитания определяем S_B, S_c и S_H (рисунок). Их площадь равна удельному приросту добычи нефти для различных классов коллекторов за счет качества вскрытия.

Далее оценивалась средняя удельная добыча на одну условную скважину, которая для Рассветного месторождения изменяется от 1,22 до 2,71 т/сут·м (табл. 2).

Состояние ПЗП оценивалось показателями гидродинамического несовершенства скважины j_ и j₂, а также временем очистки призабойной зоны, т. е. выходом скважины на оптимальный режим работы:

где q_уд^нач, q_уд^max и q_уд^п – начальный, максимальный и потенциальный дебиты скважины (м³/сут) соответственно. При анализе использовался дебит по жидкости, так как на большинстве месторождений для поддержания пластового давления велась закачка воды в продуктивные пласты, и скважины вводились в эксплуатацию с обводненностью до 95 % (Константиновская площадь). Были исключены скважины, эксплуатирующие электроцентробежные насосы, так как они, как правило, находятся в наиболее активных зонах закачки.

Время очистки ПЗП устанавливалось как среднее по группе скважин (табл. 3), а по каждой из них – как число дней эксплуатации в период выхода ее на оптимальный режим. При расчете дополнительной добычи нефти использовался начальный и максимальные удельные дебиты жидкости.

Анализ изменения j₁ и j₂ показал, что скважины, пробуренные на БГР, имеют более высокие по сравнению со скважинами на ГР значения. Вариации j₂ для скважин на БГР в пределах 0,99–1,17 свидетельствуют о работе скважин с максимально возможной производительностью, т. е. о значительной очистке ПЗП. Скважины на ГР характеризуются более низкими по сравнению с пробуренными на БГР значениями j₁, которые указывают на значительную засоренность ПЗП. Для этой группы скважины j₂ составляют 0,76–1,02, т. е. можно предположить, что очистка ПЗП не закончена (см. табл. 3). Этот вывод подтверждается и зависимостями начального и максимального удельных дебитов от DI_ng_для Константиновской площади. Причем наиболее необратимые процессы засорения ПЗП характерны для низкопроницаемых пластов (DI_ng<0,34), вскрытых на ГР.

Расчет дополнительной добычи нефти для скважин, пробуренных на БГР, производился по условной средней скважине на основании табл. 2 по формуле (2). Суммарный удельный прирост жидкости складывается из прироста средних удельных дебитов и времени выхода скважины на оптимальный режим.

Для количественной оценки неоднородности вскрытых перфорацией пластов были рассчитаны коэффициенты гидропроводности для каждого из них. Расчеты показали, что гидропроводность пластов изменяется от 0,58 до 31,1 мкм²·см/мПа·с для пластов, вскрытых на БГР, и 0,39– 42,2 – на ГР (при вязкости нефти 25,7 мПа·с).

Нами были выделены три группы коллекторов, различающихся по гидропроводности e: 1) e>1–низкопродуктивные; 2) e = 1 - 10 – среднепродуктивные; 3) e > > 10 мкм²·см/мПа·с – высокопродуктивные.

Анализ величины рабочей толщины, определенной по промыслово-геофизическим данным, показал, что наибольший профиль приемистости характерен для скважин, пробуренных на БГР (табл. 4), т. е. коэффициент охвата заводнением (К_о.з) в прискважинной части пласта увеличивается при меньшем “загрязнении” призабойной зоны. Эта тенденция наблюдается для всех типов коллекторов и увязывается с величиной зоны проникновения фильтрата бурового раствора, определенной по электрометрии (см. табл. 4). Однако следует отметить, что высокопродуктивные пласты в скважинах, пробуренных на БГР, имеют более низкий К_о.з, чем среднепродуктивные.

При анализе пластов Рассветного месторождения, не охваченных заводнением, установлено, что при бурении на БГР полностью не работает лишь один пропласток (скв. 113, e = 0,58 мкм²·см/мПа·с), относящийся к низкопродуктивным коллекторам.

1. Вскрытие терригенных и карбонатных коллекторов на БГР снижает степень загрязненности ПЗП, что определяет более ранний выход скважин на максимальный дебит. Вскрытие низкопроницаемых коллекторов на ГР может приводить к их полной блокировке, в результате чего наблюдаются значительные потери дебитов в скважинах. Установленные связи между удельным дебитом жидкости и DI_ng могут быть использованы для прогнозирования дебитов и контроля за качеством вскрытия продуктивных пластов.

2. При относительно равных ФЕС пластов (средняя гидропроводимость пластов, вскрытых на БГР – 8,1, на ГР – 7,8 мкм²·см/мПа·с), К_о.з значительно выше в скважинах, пробуренных на БГР (К_о.з^БГР = 0,89; К_о.з^ГР = 0,61).

3. Дифференцированная оценка К_о.з по коллекторам различной продуктивности показала, что при бурении на глинистом растворе наибольший профиль приемистости достигается в высокопродуктивных коллекторах (К_о.з = 0,69), однако его величина значительно ниже, чем в среднепродуктивных, пробуренных на БГР (К_о.з = 0,95).

Зависимость среднего удельного дебита (q_уд) от времени работы скважины (t):

S_B, S_c, S_н –площади, равные удельному приросту добычи нефти для высоко-, средне- и низкопродуктивных коллекторов. ПСР – полимерсолевой раствор

Примечание. В числителе — данные по скважинам, пробуренным на ГР, в знаменателе — на БГР.