Проблемы эффективности производства на северных нефтегазодобывающих предприятиях (доклады и сообщения). Том 2, страница 41

Конструкция скважины включает спуск эксплуатационной ко­лонны в кровлю продуктивного горизонта.

Проблема качественного разобщения газонефтеводоносных пла­стов при креплении эксплуатационной колонны особенно важна, если пласты разделены небольшими и неустойчивыми пропластками. Поэтому для качественного вскрытия продуктивных горизонтов на предприятии Приполярбургаз применена технология крепления экс­плуатационных колонн, особенно скважин с открытым забоем, включая один или два пакера типа ПГПМ.

Применение заколонных пакеров позволяет исключить контакт фильтратов бурового раствора с цементом, межпластовые перетоки, а также надежно изолировать нефтяной пласт от влияния выше­лежащего газоносного пласта при освоении скважины.

С целью совершенствования вскрытия маломощных нефтяных оторочек неокомских залежей, приуроченных к пластам БУв - и

85

ПО Уренгойгазпром, предприятием Приполярбургаз был применен метод окончания проводки скважин открытым забоем в пределах нефтяных полей 1, 2, 3 и 6 опытных участков.

После спуска эксплуатационной колонны в кровлю продук­тивного горизонта, глубина которой уточняется по данным ТИС, бурение продуктивного горизонта осуществляется долотом d = 112 мм роторным способом на инвертно-эмульсионном буровом растворе с удельным весом, создающим минимально необходимую репрессию на продуктивный пласт.

Приготовление инвертно-эмульсионного раствора на буровой осуществляется с помощью блока, включающего емкости V = 40 м"

-   2 шт, осреднительной емкости, диспергатора и 2 ЦА-320.

Кроме особых условий работы с ИЭР, - основной недостаток ИЭР - со временем теряет структуру, происходит расслаивание раствора в течение 10 - 20 дней.

После достижения проектной глубины, где во время бурения производится запись скорости и времени бурения, осуществляется комплекс ГИС, выброс бурильного инструмента и спуск НКТ с оборудованным в нижней части фильтром для интервала продуктивного горизонта.

Конструкция скважины и метод вскрытия нефтяного пласта позволяют свести к минимуму его загрязненность и существенно сократить время на вызов притока.

Нефтяные оторочки Уренгойского ГКМ имеют сложное ге­ологическое строение.

Наиболее изучены нефтяные оторочки "козырькового" типа пластов БУ-8, имеющие промышленное значение в пределах северного купола, а также залежь пласта БУ-ю-и.

Коллекторы представлены переслаиванием песчаников от круп­но, мелко- и среднезернистых до мелкозернистых и глинистых и алевролитов - от мелкозернистых песчаных до разнозернистых и глин.

Песчаники в основном полевошпато-кварцевые, содержание полевых шпатов - 32,7-41,2%, кварца - 39-53,6%, обломков кварцита

-   3,8-12,7%, слоистых фланцев до - 7%, присутствует мусковит.

Общее содержание цемента колеблется от 3,3% до 16,5%, преобладающим является глинистый цемент (0,15-8,1%), представ­ленный в основном каолинитом (0,15-5,7%), гидрослюдой <3,1%) и хлоритом (0,01-2%).

86

Карбонатный цемент встречается реже, в единичных случаях достигает 16,5%.

Алевриты по вещественному составу полевошпатово-кварцевые (полевой шпат - 17-23%, кварц - до 70-77%). Общее количество изменяется в пределах - от 11,9 до 19,6%.

Основным является глинистый цемент гидрослюдистого состава (8,5-14,7%) с повышенным содержанием каолинита - до 1,4% и хлорита (2 - 3,2%).

Присутствуют и коллекторы со смешанным типом цемента. Мощность пород коллекторов изменяется в пределах от нескольких до сотен метров в сводовой части.

Мощность же нефтенасыщенной части пласта незначительна и изменяется от 3 до 23 м и имеет худшие коллекторские свойства, чем газонасыщенная часть пласта. Фильтрационно-емкостные свойства пород коллекторов резко изменяются как по площади, так и по разрезу.

Максимальная продуктивная площадь достигает 14 м, пористость варьирует в пределах 12-19,6%, проницаемость - от 0,01 до 800 мкм , что существенно влияет на степень вскрытия пласта, как в процессе бурения, так и при освоении.

Эксплуатация нефтяных оторочек Уренгойского ГКМ начата значительно позже, чем газоконденсатных, при текущих пластовых давлениях значительно ниже первоначальных.