Особенности глушения скважин в условиях трещинно-поровых карбонатных коллекторов Восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения

Ю.В. Овчаренко, Р.Р. Гумеров, к.т.н., И.Ш. Базыров, А.М. Кунакова, к.х.н., Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»), Д.В. Мардашов, к.т.н., А.С. Гунькин, В.А. Легкоконец (Санкт-Петербургский горный университет)

Источник: Журнал «Нефтяное хозяйство»

Восточный участок Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения, представленный трещинно-поровыми коллекторами, характеризуется сложными геологическими и технологическими условиями:
– наличие зон с разуплотнениями и разломами;
– аномально низкое пластовое давление; невосстановленное пластовое давление в зоне забоя скважины;
– высокий газовый фактор;
– высокое содержание сероводорода в добываемой продукции;
– протяженный открытый горизонтальный участок ствола скважины в продуктивном пласте;
– оборудование скважин забойными пакерами;
– проведение кислотных гидроразрывов пласта и солянокислотных обработок.
В таких сложных условиях при глушении скважин основной задачей является контроль поглощений. Для снижения поглощений при ремонте скважин используются два основных физических принципа: повышение вязкости блокирующей жидкости глушения (БЖГ) и кольматация пор и каналов фильтрации твердыми частицами. Эти принципы реализованы в БЖГ, представляющих собой гелированные водные растворы, эмульсии и дисперсные системы с твердой (суспензии) или газовой (афроны) фазой [1, 2]. Расчет напряженного состояния породы в прискважинной зоне на основе геомеханического моделирования может внести значительный вклад в оптимизацию процессов глушения [3–5].

Анализ эффективности глушения скважин

Статистический анализ результатов глушения добывающих скважин на Восточном участке показал, что в 2016 г. эффективность операций увеличилась по сравнению с 2015 г. При этом уменьшилась доля неуспешных глушений скважин по геологическим причинам.
Выполнен анализ влияния БЖГ на время вывода скважин на режим в зависимости от способа их эксплуатации. Рассматривались только те скважины, способ эксплуатации которых не изменялся, а также отсутствовало воздействие на призабойную зону пласта (ПЗП) в послеремонтный период. Анализировались также скважины, которые глушились инвертноэмульсионным раствором (ИЭР) или составом биополимерной композиции (БК) с первого цикла. Полученные результаты показали, что наименее негативное влияние на добывающие скважины при глушении оказывают эмульсионные блокирующие составы.
Многофакторный анализ параметров, полученных по результатам геофизических и гидродинамических исследований скважин и прямых замеров, а также по данным геологического, гидродинамического и геомеханического моделирования, показал, что в наибольшей степени на успешность глушения влияют:
– интенсивность трещиноватости при наличии трещин различных типов (различной геометрии);
– азимут скважины;
– раскрытость трещин;
– закачанный объем блокирующего состава (ИЭР или БК).
Геомеханический анализ. Продуктивные горизонты PIV-PV Восточного участка представлены коллекторами трещинно-порового типа. Для количественной оценки проводящей активности трещин был применен геомеханический анализ.
Горная порода в условиях естественного залегания находится в напряженном состоянии, обусловленном вертикальным и горизонтальными напряжениями, связанными с весом вышележащих пород, а также с тектоническими и химическими процессами. Скважина является локальным концентратором напряжений. Напряженное состояние в окрестности скважины существенно отличается от регионального поля напряжений вдали от нее. Проводящая активность трещины вблизи скважины зависит от величины и ориентации прискваженного поля напряжений, а также от пространственной ориентации трещины относительно траектории скважины.
Согласно данным микроимиджеров в продуктивном пласте присутствуют зоны с двумя характерными распределениями трещин: 1) направленная (упорядоченная) трещиноватость со средним азимутом простирания трещин 170° и углом падения 85°; 2) разнонаправленная трещиноватость без ярко выраженного азимута простирания трещин. Первая преобладает в юго-западном и северо-восточном районах, вторая – в центральной зоне Восточного участка.
На примере скв. 1007-1 с использованием геомеханических инструментов выполнен анализ проводящей активности трещин, пересекающих горизонтальный ствол. Расчет проводился при коэффициенте аномальности пластового давления, равном 0,8. Скважина расположена в регионе с низкой плотностью трещиноватости, а рапределение трещин относится к упорядоченному. Рассмотрены два характерных для данной скважины типа трещин (см. таблицу).

1.png

В рассматриваемой скважине преобладают трещины I типа. Результаты анализа активности трещины I типа при работе скважины на депрессии (в условиях динамики) и после глушения скважины (в условиях статики) представлены на рис. 1. Если взаимосвязь нормального и сдвигового напряжений превышает так называемую линию минимального сопротивления «сухого трения» для горной породы в интервале целевого пласта, то в данной области трещина испытывает перемещения по поверхности и вследствие возникающих растягивающих деформаций становится проводящей. Как видно из рис. 1, опорные точки располагаются ниже прямой как при работе скважины на депрессии, так и в процессе ее глушения. Следовательно, трещина I типа в скв. 1007-1 не переходит в активное проводящее состояние в рассматриваемом диапазоне забойных давлений.

2.png
Рис. 2. Диаграмма напряженного состояния трещины типа II в процессе эксплуата-
ции (а), простоя (б) и глушения (в) скважины

Результаты анализа проводящей активности трещины II типа в условиях динамики и статики представлены на рис. 2. Согласно полученным данным взаимосвязь нормального и сдвигового напряжений превышает линию минимального сопротивления сухого трения данной горной породы (красные точки) на депрессии (см. рис. 2, а) и при давлении закачки жидкости глушения (см. рис. 2, в), т.е. в динамике данная трещина находится в раскрытом (активном проводящем) состоянии.
Как видно из рис, 2, а, при депрессии в активном состоянии находится часть трещины, которой принадлежат точки 2’, 3, 4, 4’. В условиях статики (после глушения скважины) трещина полностью переходит в закрытое (неактивное) состояние (см. рис. 2, б). При продавке в скважину жидкости глушения забойное давление повышается, и трещина снова становится активной (раскрытой). Однако из рис. 2, в видно, что изменяется расположение активной зоны трещины от носительно стенок скважины (точки 4’-1-1’). Логично предположить, что блокирующий состав при глушении скважины (при создании репрессии) проникает в ту зону трещины, которая не является активной при эксплуатации скважины (точки 4’-1-1’). При разрядке скважины после глушения возможен прорыв газа из области трещины, не закрепленной блокирующей пачкой (точки 2’-3-4-4’).
Таким образом, можно предположить, что для скв. 1007-1 все процессы глушения прошли успешно в связи с низкой интенсивностью распространения трещин подобного типа.
В проведенном анализе было использовано распределение трещин, полученное при помощи интерпретации микроимиджера. Для скважин, в которых данный метод не применялся, предлагается использовать статистическое распределение ориентаций трещин, полученное из геомеханической модели трещиноватости.
Зная активные зоны в трещине, можно качественно определить место и характер проникновения блокирующих составов в ПЗП, проведя комплекс лабораторных реологических и фильтрационных исследований.
Лабораторно-экспериментальный анализ. Для оценки эффективности применения различных блокирующих составов в условиях, максимально приближенных к пластовым, в комплексной лаборатории «Повышение нефтеотдачи пластов» Горного университета (г. Санкт-Петербург) на основании методических документов, принятых в ПАО «Газпром нефть» разработана следующая программа проведения лабораторных испытаний.
1. Физико-химические исследования блокирующих составов по определению внешнего вида, плотности, термостабильности, скорости коррозии, времени и степени деструкции, смешиваемости (растворимости) с добываемыми флюидами, растворами хлоридов натрия, калия и кальция.
2. Реологические исследования, включающие замеры эффективной вязкости составов при различных скоростях сдвига, а также определение времени гелеобразования в режиме осциллирующих напряжений.
3. Фильтрационные исследования блокирующих составов для определения блокирующих, фильтрационных и газоудерживающих свойств.
Лабораторные исследования блокирующих свойств жидкостей глушения в условиях трещинно-порового коллектора проводятся с использованием модернизированного высокотемпературного фильтр-пресса высокого давления, предназначенного для тестирования проникающей способности тампонажных материалов, а также для измерения статической фильтрации жидкостно-газовой смеси в ПЗП.
Эффективность БЖГ оценивается также на основании результатов лабораторных фильтрационных исследований их влияния на изменение проницаемости моделей пласта (керна) с трещинами разной степени раскрытости. Фильтрационные исследования проводятся на установке для оценки степени повреждения пласта в условиях, максимально приближенных к пластовым, с использованием модернизированной конструкции кернодержателя.
Газоудерживающая способность блокирующих составов определяется на специально разработанном стенде для оценки интенсивности всплытия пузырьков газа в различных условиях (при постоянном давлении или постоянном расходе газа). При этом воспроизводятся фактические перепады давления и температуры. Данный стенд позволяет использовать как воздух, так и углеводородные газы.
Обобщение результатов геомеханического моделирования и лабораторных исследований блокирующих составов позволит сформировать рекомендации по применению технологии глушения индивидуально в каждой скважине, а также по зонам Восточного участка.

Выводы

1. Для повышения эффективности глушения скважин на Восточном участке Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения необходим обоснованный выбор наиболее эффективных блокирующих составов и технологий их применения с учетом анализа промысловых данных, результатов геомеханического моделирования, лабораторных исследований, а также опытно-промысловых испытаний.
2. Результаты геомеханического моделирования подтвердили данные многофакторного анализа, которые показали тесную взаимосвязь между успешностью глушения, траекторией скважины и типом трещиноватости.
3. Напряженное состояние вблизи скважины существенно отличается от регионального поля напряжений и изменяется в зависимости от создаваемого дав
ления в скважине, что в свою очередь влияет на активность трещин вблизи ствола скважины.
4. Наличие имиджа сопротивлений или откалиброванной геомеханической модели трещиноватости позволяет прогнозировать активно проводящие участки трещин вблизи ствола скважин при различном внутрискважинном давлении.
5. Необходим комплексный подход к решению проблем глушения скважин в сложных геолого-физических и технологических условиях разработки Восточного участка, заключающийся в сочетании методов геомеханического моделирования с лабораторными и промысловыми испытаниями.

Список литературы

1. Обоснование алгоритма выбора технологий глушения скважин / П.В. Желонин, Д.М. Мухаметшин, А.Б. Арчиков [и др.] // Научно-технический вестник. – 2015. – №
2. – С. 76–81. 2. Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глущенко В.Н. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. – М.: Недра, 1991. – 224 с.
3. Zoback M.D. Reservoir Geomechanics. – UK, Cambridge: Cambridge University Press, 2007. – 505 p.
4. Трехмерная геомеханическая модель и модель околоскважинного пространства как инструменты оптимизации траектории скважины / Д.В. Альчибаев, А.Е. Глазырина, Ю.В. Овчаренко [и др.] // SPE 187830-RU. – 2017. – https://doi.org/10.2118/187830-RU
5. Time-Dependent Hydro-Geomechanical Reservoir Simulation of Field Production/ I. Bazyrov, A. Glazyrina, S. Lukin[et al.]// Procedia Structural Integrity. – 2017. – V. 6. – P. 228–235.  – https://doi/10.1016/j.prostr.2017.11.035

References

1. Zhelonin P.V., Mukhametshin D.M., Archikov A.B. et al., Obosnovanie algoritma vybora tekhnologiy glusheniya skvazhin (In Russ.), Nauchnotekhnicheskiy vestnik OAO "NK "Rosneft'", 2015, no.
2, pp. 76–81. 2. Orlov G.A., Kendis M.Sh., Glushchenko V.N., Primenenie obratnykh emul’siy v neftedobyche (Application of inverse emulsions in oil production), Moscow: Nedra Publ., 1991, 225 p.
3. Zoback M.D., Reservoir geomechanics, UK, Cambridge: Cambridge University Press, 2007, 505 p.
4. Al'chibaev D.V., Glazyrina A.E., Ovcharenko Yu.V. et al., Application of 3D and near-wellbore geomechanical models for well trajectories optimization (In Russ.), SPE 187830-RU, 2017.
5. Bazyrov I., Glazyrina A., Lukin S. et al., Time-dependent hydro-geomechanical reservoir simulation of field production, Procedia Structural Integrity, 2017, v. 6, p. 228–235, https://doi/10.1016/j.prostr.2017.11.035

Возврат к списку