Разбуривание крупных нефтегазовых месторождений Восточной Сибири осложняется наличием в разрезе пластов, склонных к обвалам, осыпям, поглощениям бурового раствора; характеризующихся в процессе вскрытия снижением (по разным причинам) естественных пористости и проницаемости; с низкими термобарическими параметрами (температура – около 14 °С, градиент пластового давления – 0,8-0,95). Отмеченное обусловливает необходимость тщательного обоснования, разработки и применения специальных технологических жидкостей для бурения в интервалах залегания таких пластов. Буровые растворы должны следующим требованиям: плотность – не более 1100 кг/м3; реологические характеристики (вязкость, статическое и динамическое напряжения сдвига) соответствуют пластовым термобарическим условиям; дисперсная фаза раствора, проникающая в поровое пространство коллектора, физически и химически инертна по отношению к породообразующим минералам продуктивного пласта и со временем разлагается и выносится из коллектора; фильтрат бурового раствора не вступает во взаимодействие с вещественным составом цемента породы (не вызывает его набухания и деструкции) и др. В рамках разработки состава растворов на углеводородной основе проведен ряд экспериментальных исследований. Подобраны оптимальные концентрации компонентов раствора на углеводородной основе для условий хамакинского горизонта в Восточной Сибири. По результатам сравнительных экспериментов сделан вывод, что предложенные рецептуры эффективны и перспективны, обеспечиваю высокий коэффициент восстановления проницаемости. При бурении скважин на Восточно-Алинском месторождении в интервале горизонтального участка (под хвостовик) на первом этапе для опытно-промышленного внедрения выбраны растворы на основе дизельного топлива из-за их более высокой экологичности по сравнению с растворами на основе нефти и высокоминерализованного раствора. На втором этапе были испытаны растворы на основе нефти. После успешных опытных работ повсеместно на месторождениях с терригенным коллектором принята технология бурения данного пласта по технологии с контролем давления на забое (равновесии и депрессии).
Список литературы
1. Результаты морфотектонического анализа Талаканского месторождения / Д.С. Апенышев, А.М. Карлов, В.А. Парфирьев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 2. – С. 12–19.
2. Парфирьев В.А., Палеев С.А., Ваганов Ю.В. Анализ строительства нефтяных скважин в осложненных условиях на месторождениях Восточной Сибири // Известия вузов. Нефть и газ. – 2016. – № 6. – С. 97–100. – DOI: 10.31660/0445-0108-2016-6-97-100
3. Geological Aspects of Producing Reserves from Complex Gas Deposits / Yu.V. Vaganov, A.K. Yagafarov, I.I. Kleshchenko [et al.] // International Journal of Applied Engineering Research. – 2017. – V. 12. – No. 24. – P. 16077–16082
4. Полисолевой биополимерный буровой раствор для строительства скважин на месторождениях с терригенным коллектором в Восточной Сибири / В.А. Парфирьев, С.А. Палеев, Н.Н. Закиров, Ю.В. Ваганов // Известия вузов. Нефть и газ. – 2018. – № 1. – С. 63–68. – DOI:10.31660/0445-0108-2018-1-63-68
5. Increase in permeability of the terrigenous reservoir after exposure to polymer-based drilling mud / Yu.V. Vaganov, O.V. Spirina, A.E. Anashkina [et al.] // International Journal of Applied Engineering Research. – 2018. – V. 13. – No. 2. – P. 879–884
6. Применение растворов на углеводородной основе при первичном вскрытии и разбуривании продуктивного горизонта на месторождении Восточной Сибири / В.А. Парфирьев С.А. Палеев, Н.Н. Закиров, Ю.В. Ваганов // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 12. – С. 112–114. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-12-112-114
7. Парфирьев В.А., Ваганов Ю.В., Закиров Н.Н. Инвертно-эмульсионные растворы для вскрытия хамакинского горизонта Восточно-Алинского месторождения // Известия вузов Нефть и газ. – 2020. – № 3. – С. 44–53. – DOI: 10.31660/0445-0108-2020-3-44-53.
8. Парфирьев В.А. Обоснование технологии вскрытия хамакинского горизонта Восточно-Алинского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 7. – С. 88–91. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-7-88-91
