Окт 15
При бурении ГС в карбонатных отложениях долотом PDC, происходит сильное истирание породы. В результате проникновения тонко-дисперсной фазы промывочной жидкости в пласт происходит значительная его кольматация, что в конечном итоге ведет к снижению продуктивности скважины. Кроме того из-за плохого выноса шлама теряется информативность ГТИ по оценке коллекторских свойств породы. Данные ГИС не всегда в поной мере отражают фактические ФЕС коллектора.
Коллеги, есть предложения по сохранению коллекстких свойств пласта при бурении долотом PDC?
Опубликовано
05 Окт 2015
Активность
10
ответов
4731
просмотр
8
участников
3
Рейтинг
Как вариант рассматриваю бурение на депрессии, использование растворов на углеводородной основе, но удовольствие, конечно, дорогое
Как вариант сменить долото, будет дешевле, но будут потери в проходке и качестве проводки. Но мне кажется надо всё таки смотреть раствор, в плане что бы он не отфильтровывался. Режимы бурения можно посмотреть по давлениям если позволяет двигатель. PDC обычно все хвалят.
А нужно ли изобретать велосипед. Причем здесь УВ растворы и бурение на депрессии. PDC, синтетические растворы и прочее обычно используется для увеличения скорости бурения. Если проблемы с призабойной зоной почему не использовать методы для этой проблемы такие как кислота, ГРП и т.д.
Иногда бывает что для разведочных скважин при проходке целевой зоны меняют раствор, но для этого нужны очень веские основания: например нужен четкий FMI, плохие MDT пробы и т.д.
Не думаю, что проблема именно из-за тонко-дисперсной фазы от PDC, скорее всего проблема связана со свойствами раствора и в первую очередь необходимо решать вопрос с растворной компанией.
Для восставновления призабойной зоны самое эффективное это кислотная обработка. Чтобы оценить ФЕС пласта - каротаж во время бурения.
Депрессия и РУО это безусловно отличные решения, но значительно более дорогие и сложные.
При освоении кислотки проводятся, неоднократно - но результата нет, они не могут восстановить связь между ПЗП и стволом скважины как раз по причине того, что ствол плотно закальматирован мелко-дисперсными частицами и не реагирует на кислоту
Самый действенный вариант не бурить вообще. Ничего не будет кальматироваться.
Что страшного в кальматации пзп карбонатными породами? У нас, да и много у кого на Руси по тех заданию перед вскрытием продуктивных пластов обязателен ввод растворимых кальматантов, с последующей кальматацией пзп для сохранения фес во время дальнейшего бурения и заканчивания скважины, может! у вас осваивать не умеют? Ну и как вариант съездить на буровую, отобрать самому пробу, сделать контрольный замер. А с шарогой на горизонталке проблемы будут все те же, на то она и горизонталка
Возможно, стоит попробовать метод переменных давлений (МПД) для увеличения успешности... была одна скважина, где задавить в пласт получилось только 4-ую ванну при помощи МПД, три до этого (без МПД, на постоянном давлении) были безрезультатными. А также, может у перфораторов глубинность страдает, попробовать после таких звездоплясок повторное вскрытие более мощными перфораторами сделать (желательно тесты используемых перфораторов проверить, может в них проблема).
дешевле провести СКО, чем использовать РУО для решения данной проблемы.
зная подрядчиков ГТИ российских и их "сервис" по оценке коллекторских свойств - все это "полуколичестванная" информация. все же лучше получать посредством записи ГИС и проведения ГДИ. (разберитесь с Вашим комплексом, подумайте, что необходимо добавить, может быть что то лишнее, обяжите подрядчика прописать данные методы для карбонатов) и
.
Да, действительно, лучше не доверять "полуколичественной" интерпретации ГТИ. Да и на РУО нет гарантии, что люминисценцию по шламу будут нормально интерпретировать.
Все, что нужно от ГТИ - нормальный мастерлог с газопоказаниями, карбонатностью и люминисценцией.
А в комплекс ГИС для карбонатов обязательно внести ЯМК. Если скважины поисково-разведочные, то кросс-дипольную акустику и микроимиджер с полным набором интерпретации, а также ГДК-ОПК просто обязателен в карбонатах для подсечения ВНК и уточнения характера насыщения. По откликам ЯМК (по разным бинам) косвенно можно и характер насыщения уточнять - а это основная проблема для карбонатов (по крайней мере в поисковых скважинах).
Согласен с коллегами, кислотная обработка после окончания бурения должна решить все эти проблемы.