Ф.К-О. Салманов в 70-80 гг прошлого столетия говорил: «Время «дурных» фонтанов прошло! Настало время вдумчивого поиска и разведки запасов нефти в средне- и малопроницаемых пластах, даже в небольших антиклинальных структурах.»
Предвидение великого геолога сбылось. Сейчас, все недропользователи с усердием обкладывают сейсмикой неисследованные территории, разбуривают выявленные структуры, и «о, чудо!» – получают притоки нефти. Которую можно добывать. И рентабельно!
Так развился, к примеру, «Уватский проект», который, сейчас, вносит львиную долю налогов в бюджет Тюменской области.
Со времён предсказания Ф.К-О. Салманова, коллектив единомышленников, тогда Тюменской Тематической Экспедиции: В.К.Федорцов, В.Е.Пешков, В.Н. Нестеров, А.К.Ягафаров, Г.А.Шлеин, С.Г. Горностаев, и до сих пор (в изменённом составе), внедряет своими работами в умы, тогда – руководителей, а сейчас менеджеров предприятий понятие об эффективности применения струйных насосов.
В чём суть вопроса. Для защиты объёма запасов в ГКЗ, необходимо определить и доказать ФЕС пласта. В случае с фонтаном – всё просто – материалы по сейсмике+керну+ГИСам+ГДИСам (МУО+КВД)+геохимия.
В случае с непереливающим притоком – никак! Комплекс ГДИС (МУО+КВД) отсутствует. Потому, что при таком притоке и принятом способе исследовании – снижение уровня+КВУ – единственный получаемый параметр характеризующий пласт: соотношение дебит — депрессия. И всё!
Струйный насос в непереливающих скважинах создает забойные условия для классического исследования (МУО+КВД) и, соответственно, возможность получить необходимые параметры – Рпл.нач, коэффициент продуктивности, гидропроводность, проницаемость, скин-фактор.
Работа по убеждению специалистов и руководителей удалась! Во всяком случае, к примеру, теперь в регламенте испытания скважин НК «Роснефть» присутствует обязательный пункт об исследовании каждого пласта во всех разведочных скважин струйным насосом.
Казалось бы – всё ОК! Но нет совершенства в нашем мире. Недропользователь, поняв эффективность инструмента, требует больших и больших депрессий (и его стремление понятно больше депрессия – больше дебит – больше запасы).
Современные модели струйных насосов могут создавать очень глубокие депрессии на пласт. Как показывает практика, при определенных условиях, возможно создание отрицательных значений давления в подпакерной зоне скважины, т.е, моделировать полное осушение ствола скважины. Ниже приведён рисунок (принт скрин) реального исследования низкопроницаемого водонасыщенного пласта. Выгрузка из глубинного манотермометра.
Как видно, струйный насос при нагнетании рабочей жидкости при давлении 140 атм создал депрессию, превышающую значение пластового давления, т.е вакуум (-0,16 атм) в зоне перфорации. Максимальный дебит пластовой воды составил 3,5 кбм/сут.
Так-ли необходимо создание глубоких депрессий?
На наш взгляд, здесь присутствуют не менее трёх аспектов проблемы.
Аспект первый.
Понижение давления в пласте ниже значения давления насыщения нефти неизбежно приведет к переходу работы пласта в «режим растворенного газа», а это уже совсем иная гидродинамика пористой среды. Возможно появление так называемых «скиновых бугров» на диагностическом графике КВД обусловлено не состоянием прискважинной зоны (загрязнение глинистыми частицами), а влиянием двухфазного потока в ПЗП. В результате, — снижение достоверности геологической информации.
Аспект второй.
Продуктивные пласты Среднего Приобья чаще всего представлены песчаниками, часто с переслаиванием аргиллитами, алевролитами. Песчаники сцементированы, как правило, глинистым каолиновым цементом. Карбонатный цемент встречается реже.
Как известно, глинистый цемент обладает определённой пластичностью, поэтому, полное снятие порового давления может привести, и, возможно приводит, к необратимой деформации скелета пласта в прискважинной зоне. Это приводит к, опять же, к получению недостоверно информации о пласте и, кроме того, — необратимому снижению проницаемости. Кроме применения ГРП, ситуацию исправить нечем.
Аспект третий.
Спускаемая эксплуатационная колонна, хоть и проектируется с запасом прочности, но, так или иначе, предел прочности имеет.
При определённых условиях:
- Большая толщина продуктивного пласта, представленного породами на глинистом цементе или слабосцементированными породами (по типу «баженита»)
- Ослабление прочности трубы высокой плотностью перфорации
- Полное осушение ствола скважины,
могут создаться условия к смятию эксплуатационной колонны. А это – очень серьёзная авария.
В эксплуатационной, добывающей скважине, такие вещи (осушение ствола скважины) просто недопустимы.
Исходя из вышесказанного, делаем вывод. Создавать депрессии выше 100 атм нежелательно. При применении современных струйных насосов типа СТН, УЭОС для создания оптимальных депрессий давление нагнетания не должно превышать 100 атм. При этом комплекс ГДИС (МУО+КВД) будет наиболее достоверен и информативен.
С другой стороны, задача строительства разведочной скважины – получение максимально возможного объёма информации об исследуемом пласте. И опробование объекта на экстремальных режимах, возможно, будет полезно для проектирования процесса разработки месторождения и, закладываемых в проект, конструкций эксплуатационных скважин.
Если недропользователь готов рискнуть вложенными в строительство разведочной скважины средствами (ведь эта скважина в будущем может перейти в фонд добывающих), готов к возможным дорогостоящим ремонтам по восстановлению работоспособности скважины (это касается и восстановления проницаемости – ГРП и, возможным устранением смятия колонны), мы можем разработать программу по экстремальным исследованиям.
Горностаев С.Г.