Решение проблемы заканчивания

УДК 622.245.79

© Коллектив авторов, 2005

Решение проблем заканчивания и эксплуатации скважин и эксплуатации скважин в аномальных термодинамических условиях

В.Н.Поляков, Ю.С.Кузнецов, И.А.Сагидуллин, Н.Ю.Шульгина (ООО «Кварц»), В.С.Дубровский (НТУ ОАО «Татнефтегеофизика), В.М. Хусаинов, Н.И. Хаминов, Р.Г. Ахметзянов, А.А. Вильданов, О.Е. Старов (НГДУ «Азнакаевскнефть»).

В существующих на поздней и завершающей стадиях разработки нефтяных месторождений Татарстана термодинамических условиях (дифференциация пластовых давлений по разрезу и площади залежей, ухудшение структуры извлекаемых запасов, неконтролируемые межпластовые перетоки флюидов в большинстве добывающих скважин) закономерно снижается дебит нефти и повышается обводненность скважин. В результате уменьшается коэффициент извлечения нефти (КИН) из разрабатываемых месторождений. Одновременно отмеченные факторы ухудшают основные показатели заканчивания скважин: степень сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов и качество долговременной защиты их от водонасыщенных коллекторов. Причиной отмеченного является, с одной стороны, не восстанавливаемая в процессе бурения и крепления скважин первоначальная гидроизоляция флюидонасыщенных пластов после пересечения их стволом скважины, а с другой, - нарушение технического состояния крепи (обсадных труб и цементного кольца) при вторичном вскрытии продуктивных пластов, а также при обработке призабойной зоны (ОПЗ), проведении ремонтно-изоляционных работ (РИР) и применении различных методов увеличения нефтеотдачи (МУН).

В первом случае это обусловлено низкими гидроизолирующими характеристиками произвольно формирующегося при бурении кольматационного экрана в приствольной зоне проницаемых пород и фильтрационной корки на стенках скважины, декольматация и разрушение которых происходят при репрессиях 3-5 МПа и депрессиях 0,8-1,2 МПа [1,2]. При креплении скважин нарушения герметичности основных элементов крепи (цементного кольца и обсадных труб) связаны со свойствами широко применяемых тампонажных растворов – цементного камня (высокая водоотдача, седиментационная неустойчивость, усадка, низкая механическая прочность) и значительными гидромеханическими нагрузками на обсадные трубы и цементное кольцо при вторичном вскрытии нефтяных пластов, ОПЗ, РИР и применение МУН, которые превышают предел прочности обсадных труб в 20 раз, а тампонажного камня – в 200 раз [1,3].

В условиях непрерывного и практически неконтролируемого изменения градиента давления между продуктивными и водонасыщенными пластами в пределах 2,5-6 МПа/м и связанных с этим межпластовых перетоков интенсивностью 40-1000 м3/сут неизбежным и наиболее негативным следствием является нестационарное состояние и поведение нефтяных залежей на поздней и завершающей стадиях разработки. В результате таких хаотично протекающих процессов происходит переход любой из систем разработки месторождений на совместную эксплуатацию нефте - и водонасыщенных пластов продуктивной толщи. При этом совершенно очевидно, что в подобных геолого-промысловых условиях эксплуатации скважин практически исключаются эффективная реализация применяемых систем разработки и достижение высоких качественных технико-экономических показателей ОПЗ, РИР и применение МУН.

В связи с отмеченным для упорядочения и интенсификации выработки, остаточных трудноизвлекаемых запасов нефти специалистами НГДУ «Азнакаевскнефть», ЗАО «Геология» и ООО «Кварц» разработана и успешно внедряется с 2000 г. комплексная технология для решения ключевых проблем строительства и эксплуатации скважин [4,5], включающая защиту коллекторских свойств призабойной зоны нефтенасыщенных пластов, долговременную изоляцию их от невовлекаемых в разработку пластов продуктивной толщи (газоводонасыщенных) и оптимизацию гидродинамических характеристик конструкции забоя (фильтра).

Все операции по гидроизоляции флюидонасыщенных пластов продуктивной толщи выполняются при первичном вскрытии.

На первом этапе гидроизоляции от ствола скважины флюидонасыщенных пластов продуктивной толщи проводится совмещением процессов бурения и обработки стенки скважины гидромониторными струями промывочной жидкости, содержащей твердую фазу (глинистую, карбонатную, полимер-глинистую) и тонкодисперсный гидрофобный материал – модифицированный дисперсный кремнезем (МДК) «Кварц» (технология упрочнения стенки скважины при бурении [4-6]). Реализация кинетической энергии гидромониторных струй и механизма расклинивающего давления при формировании приствольного кольматационного экрана, повышающего градиент гидроразрыва проницаемых участков ствола до градиента горного давления и выдерживающего депрессии от 2,5 до 5 МПа, позволяет использовать при бурении следующие важные технологические эффекты.

  1. Осуществлять первичное вскрытие продуктивной толщи при положительных и отрицательных забойных дифференциальных давлениях (репрессия, депрессия), сохраняющих коллекторские свойства нефтенасыщенных пластов.
  2. Предупреждать осложнения, связанные с поглощениями, нефте- и водопроявлениями, неустойчивостью стенок скважины. Уменьшать кавернообразование, снижать толщину глинистой корки (не более 4-5 мм) (рис.1).
  3. Повышать герметичность крепи за счет предварительной изоляции флюидонасыщенных пластов и долговечность цементного кольца стабилизацией исходных свойств тампонажного раствора - цементного камня.
  4. Заканчивать скважины открытой или комбинированной конструкцией забоя.
  5. Кратно сократить срок и затраты на освоение скважины.
  6. Продлить время безводного периода эксплуатации скважин и межремонтного периода.

На втором заключительном этапе первичного вскрытия продуктивной толщи выделяются и изолируются высокопроницаемые водонасыщенные пласты, обводняющие фильтр скважины, путем применения в комбинации с закупоривающими и твердеющими материалами (дисперсным кремнезёмом МДК «Кварц», гидрогелем АК-639, тампонажным портландцементом и др.) высокоструктурированных гидроизолирующих систем (технология СИВ-2, разработка ООО «Кварц» [7,8]), а также новых технических средств (фильтра полого депрессионного, разработанного ТатНИПИнефти). Проведение водоизоляционных работ в необсаженном стволе более эффективно из-за благоприятных геолого-технических и гидродинамических условий, а также возможности выполнение качественных гидродинамических исследований, по результатам которых обосновываются расчетные параметры процесса изоляции, интенсифицирующие механизм снижения фильтрационных параметров проницаемых пород.

Рис. 1. Кавернограмма, полученная в опытных (скв. 22079, 28976, 13399) и базовой  (скв.22080) скважинах

Рис. 1. Кавернограмма, полученная в опытных (скв. 22079, 28976, 13399) и базовой (скв.22080) скважинах

С 2000 по 2004 г. а НГДУ «Азнакаевскнефть» технология упрочнения стенки скважины при бурении внедрена в более чем 250 скважинах. Выборка для аналитических исследований эффективности работ составила 129 действующих скважин. В табл. 1 приведены результаты обработки скважин по технологии «Упрочнение стенки скважины при бурении» с кольмататором и МДК «Кварц», в табл. 2- данные по скважинам, вскрывшим обводненные пласты с остаточным нефтенасыщением (потенциально дебит нефти равен нулю), в табл. 3 – коэффициент совершенства первичного вскрытия по всему фонду анализируемых скважин.

Анализ среднестатистических показателей работ по внедрению комплексной технологии показал следующее.

  1. Средний дебит нефти по всем пробуренным скважинам (без ранжирования по обводненности, нефтенасыщенности пластов, нахождения скважины водонефтяной зоне и др.) составляет 7,3 т/сут, дебит жидкости – 28,6 т/сут, обводненность – 74,5 %, фактическая продуктивность скважин практически равна максимально достижимой, рассчитанной по данным ГИС (методика В.С. Дубровского, НТУ ОАО «Татнефтегеофизика»).
  2. Несмотря на то, что основная часть вновь пробуренных скважин имеет высокую начальную обводненность, обусловленную довыработкой остаточных запасов нефти и тем, что бурение новых скважин и их освоение проводятся в сложных геолого-промысловых условиях, при ранжировании скважин по обводненности установлено, что дебит нефти по ним достаточно высок. В частности:
    • 44,1 % общего числа скважин обводнены до 50 %, при этом средние дебит нефти равен 11,5 т/сут, жидкости – 14,3 т/сут, обводненность – 19,6 %;
    • 27,6 % общего числа скважин имеют обводненность от 50 до 90 %, при этом средние дебит нефти составил 6 т/сут, жидкости – 26,2 т/сут, обводненность -77,1 %;
    • 28,3 % общего числа скважин характеризуются обводненностью, превышающей 90%, при этом средние дебит нефти равен 2,1 т/сут, жидкости – 53,3 т/сут, обводненность – 96,1 % (см. табл. 1).

Проблема выработки остаточных трудноизвлекаемых запасов связана в первую очередь со сложностью геолого-промысловых условий строительства скважин и боковых стволов, а также с гидродинамическим состоянием залежей, которые снижают эффективность традиционных технологий и качество буровых работ. Так, по анализируемым скважинам 22% общего числа вскрыли водонефтяные зоны, 48 % - находятся в обводненных зонах и только 30 % - расположены в чисто нефтяных зонах, причем в последнем случае коллекторы можно отнести по классификации, принятой в ОАО «Татнефть», к малопродуктивным или глинистым высокопродуктивным.

При анализе выявлены 11 скважин с несовершенством вскрытия продуктивных пластов фильтром полым депрессионным, требующих дополнительных перфорации и доосвоения. Средние показатели по водонефтяной, нефтяной и обводненной зонам составили соответственно дебит нефти – 8,7; 7,7 и 6,4 т/сут; дебит жидкости – 38,7; 11,1 и 34,9 т/сут; обводненность – 77,5; 30,6 и 81,7%.

Таблица 1

Выборка Число скважин Продуктивность, т/(сут*МПа) Дебит, т/сут Обводненность, % Коэффициент совершенства первичного вскрытия (ОП) Примечание
максимально достижимая фактическая жидкости нефти
Весь фонд анализируемых скважин, 127 0,86 0,77 28,6 7,3 74,5 0,90  
из них обводненностью, %: до 50 56 0,65 0,4 14,3 11,5 19,6 0,62  
от 50-90 35 0,82 0,76 26,2 6 77,1 0,93  
более 90 36 1,25 1,34 53,3 2,1 96,1 1,07  
Число скважин, расположенных: в водонефтяных зонах 28 0,81 0,99 38,7 8,7 77,5 1,22 в 6 скважинах вскрыт водонасыщенный или обводненный пласт, в 12 скважинах работает «вертикальная проницаемость», в 5 скважинах вскрыты пласты с остаточной нефтенасыщенностью
в малопродуктивных нефтяных зонах, глинистых коллекторах 38 0,57 0,27 11,1 7,7 30,6 0,47 В 11 скважинах –несовершенство вторичного вскрытия, в 6 скважинах – завышенные значения максимально достижимой продуктивности, в 11 скважинах – глинистый коллектор
в обводненных зонах 61 1,08 0,97 34,9 6,4 81,7 0,90 В 30 скважинах вскрыты обводненные пласты, в 3 скважинах вскрыты обводненные пласты и пласты с остаточной нефтенасыщенностью, в 2 скважинах вскрыты пласты с остаточной нефтенасыщенностью
Итоговая выборка скважин 91 0,71 0,54 18,9 9,4 50,3 0,76  

Таблица 2

Выборка Число скважин Продуктивность, т/(сут*МПа) Дебит, т/сут Обводненность, % Коэффициент совершенства первичного вскрытия (ОП) Примечание
максимально достижимая фактическая жидкости нефти
Вся выборка из фонда анализируемых скважин, 43 1,05 0,9 36,8 4,7 87,2 0,86 8 скважин находятся в водонефтяной зоне, 3 скважины – в глинистых коллекторах, 32 скважины – в обводненных зонах
из них обводненностью, %: до 50 12 0,49 0,18 7,3 5,4 26,0 0,37 В 3 скважинах завышенные значения максимально достижимой продуктивности, в 1 скважине - несовершенство вторичного вскрытия
от 50-90 13 1,26 0,97 35,6 7,4 79,2 0,77 В 9 скважинах вскрыты обводненные или водонасыщенные пласты, в 3 скважинах вскрыты пласты с остаточной нефтенасыщенностью
более 90 18 1,27 1,34 57,3 2,2 96,2 1,06 В 15 скважинах вскрыты обводненные или водонасыщенные пласты, в 7 скважинах вскрыты пласты с остаточной нефтенасыщенностью

Таблица 3

Коэффициент совершенства первичного вскрытия (ОП) Число скважин Продуктивность, т/(сут*МПа) Дебит, т/сут Обводненность, % Среднее значение коэффициента совершенства первичного вскрытия по выборке Примечание
максимально достижимая фактическая жидкости нефти
0,4 – 1,3 81 0,97 0,71 28,1 8,3 70,5 0,73  
более 1,3 22 0,76 1,7 55,7 8,3 85,1 2,24 Работает «вертикальная проницаемость», скважины находятся в водонефтяных или обводненных зонах
менее 0,4 23 0,59 0,1 5,7 3,3 42,1 0,17 скважины находятся в малопродуктивных нефтяных зонах, глинистых коллекторах, в 8 скважинах отмечено несовершенство вторичного вскрытия.

Из общего числа анализируемых скважин 34 % вскрыли промытые зоны, обводненные пласты, пласты с остаточной нефтью, т.е. пласты практически нулевым потенциальным дебитом (по геофизическим заключениям нефтенасыщенность этих пластов равна нулю). Однако по этим скважинам получены следующие результаты (см. табл. 2):

  • 27,9 %, или 9,3 % общего числа этих скважин, имеют обводненность 0-50 %; средние дебит нефти – 5,4 т/сут, жидкости – 7,3 т/сут, обводненность – 26 %;
  • 30,2 %, или 10,1 % общего числа этих скважин, обводнены от 50 до 90 %; средние дебит нефти равен 7,4 т/сут, жидкости – 35,6 т/сут, обводненность -79,2 %;
  • 41,9 %, или 14% общего числа этих скважин, имеет обводненность более 90%; средние дебит нефти составляет 2,2 т/сут; жидкости -57,3 т/сут, обводненность -96,2 %.

С учетом отмеченного для корректной итоговой оценки эффективности технологии первичного вскрытия необходимо исключить из подсчета те анализируемые скважины, которые находятся в водонефтяных и обводненных зонах, после ввода в эксплуатацию имеют обводненность, превышающую 90%. При этом условии можно сделать вывод, что средний дебит нефти скважин, обработанных по технологии упрочнения стенки скважины при бурении, составляет дебит нефти 9,4 т/сут, дебит жидкости – 18,9 т/сут, обводненность -50,3 %.

Для более полной оценки показателей технологической эффективности технологии использовались методика оценки качества заканчивания скважин, разработанная НТУ «ОАО «Татнефтегеофизика» (В.С. Дубровский) и результаты анализа внедрения этих технологий, оцененные специалистами ТатНИПИнефти. По результатам анализа данных каротажа с применеием методики В.С. Дубровского для определения максимально достижимой продуктивности скважин получены следующие оценки.

  1. По базовым скважинам отношение фактической продуктивности скважины к максимально достижимой (ОП) - показатель, характеризующий коэффициент совершенства первичного вскрытия, составляет 0,25-0,31 т/(сут*Мпа), т.е. при традиционной технологии вскрытия продуктивных пластов глинистым раствором достигается 25-31% максимально достижимой продуктивности (см. табл. 3).
  2. В обработанных анализируемых скважинах в среднем без ранжирования этот показатель составляет 0,9, т.е. можно было бы говорить о том, что достигнута максимально достижимая продуктивность. Однако это не корректно, поскольку имеется очень широкий диапазон ОП: от 0,2 до 2,5.

    Превышение фактической продуктивности над максимально достижимой наблюдается в основном в скважинах (всего 22), в которых пласты монолитны (или с небольшой глинистой перемычкой) с неперфорированными высокопроницаемыми нижними пластами, чаще обводненными. По-видимому, вследствие высокой анизотропии пласта работает «вертикальная проницаемость», так как чаще верхний перфорированный интервал характеризуется меньшей максимально достижимой продуктивностью.

    В 23 скважинах, где показатель ОП намного ниже среднего (до 0,3), пласт недостаточно освоен (несовершенство вторичного вскрытия) и необходимо провести доперфорацию, и лишь затем оценивать качество первичного вскрытия.

  3. Фактический коэффициент продуктивности в глинистых коллекторах составляет не более 25-30 % максимально достижимого, поэтому методика определения максимально достижимой продуктивности таких коллекторов с учетом влияния фильтрата бурового раствора на набухание глинистых частиц пластов при длительном контакте требует необходимой корректировки.
  4. После исключения из подсчета скважин с аномальными условиями (см. выводы 2-5) можно отметить, что в среднем максимально достижимая продуктивность по анализируемым скважинам равна 0,97 т/(сут*МПа), фактическая -0,71 т/(сут*МПа). Таким образом, показатель ОП составляет 0,73, т.е. при новой технологии вскрытия продуктивных пластов с использованием глинистого раствора с кольмататором и МДК «Кварц» достигается 73 % максимально достижимой продуктивности (рис. 2).

Рис.2. Результаты исследований опытных скважин комплексной интерпретации и сопоставления с данными по скв. 29020

Рис.2. Результаты исследований опытных скважин комплексной интерпретации и сопоставления с данными по скв. 29020

По данным ТатНИПИнефти среднесуточный дебит скважин, пробуренных с применением новых технологий в ОАО «Татнефть» за 2003 г. равен 6,8 т/сут. По 110 обработанным скважинам, пробуренным на объектах разработки НГДУ «Азнакаевскнефть», «Джалильнефть», «Нурлатнефть», «Заинскнефть», «Альметьевнефть», «Елховнефть», «Бавлынефть» с кольмататором и МДК «Кварц» средний дебит нефти составил 7 т/сут, что вполне подтверждает представленные выше результаты. Средний дебит нефти базовых скважин равен 5,5 т/сут.

Таким образом, использование новой технологии значительно повышает эффективность качества строительства скважин и обеспечивает сохранение коллекторских свойств пласта при первичном вскрытии. В не малой степени этому способствуют также современные технические средства для оснащения скважин, применяемые в НГДУ «Азнакаевскнефть», и технология предварительной изоляции водонасыщенных пластов СИВ-2. Так, при применении этой технологии дебит нефти скважин, в которых одновременно использовались технология первичного вскрытия и предварительная изоляция водонасыщенных пластов, составляет 8 т/сут, жидкости – 33,8 т/сут, обводненность – 76,3 %; по базовым скважинам – соответственно 3,9; 51,7 т/сут и 92,5 %. Это ещё раз подтверждает важность и эффективность комплексного подхода к решению проблем заканчивания скважин, сохранения коллекторских свойств пластов.

Выводы

  1. Реализация в современных разработках принципов системного подхода является одним из перспективных научно-технических направлений совершенствования технологий, повышения качества строительства и эффективности эксплуатации скважин в сложных термодинамических условиях.
  2. Эффективная гидроизоляция продуктивных пластов с различными фильтрационными свойствами обеспечивает увеличение продуктивности скважин, продолжительности безводной эксплуатации, снижение темпа и степени обводнения добываемой продукции, повышает упорядоченность воздействия применяемых систем разработки и КИН.

Источник информации:

1. Нефтяное хозяйство, май 5/2005-с.104