При длительной эксплуатации нефтегазовых скважин, работающих при аномально низких пластовых давлениях (АНПД) (коэффициент аномальности ниже 0,8), неизбежно происходит обводнение залежи и скважины, разрушение породы в призабойной зоне пласта (ПЗП) и, как следствие, — вынос пластового песка, образование каверн в ПЗП, нарушение герметичности эксплуатационной колонны. В результате ухудшаются рабочие характеристики скважины, снижается уровень и качество добываемых нефти, газа и газового конденсата [1]. Технологический процесс капитального ремонта скважины, работающей в условиях АНПД, направлен на решение следующих основных задач:

— ограничение и/или изоляция притока пластовых вод в скважине;

— укрепление пород в ПЗП и предотвращение выноса пластового песка;

— ликвидация межколонных давлений;

— восстановление герметичности эксплуатационной колонны и др.

Глушение скважин перед выполнением ремонтных работ существенно затрудняется в условиях аномально низких пластовых давлений в связи с поглощением жидкостей глушения (ЖГ). Поглощение технологических растворов также имеет место, когда скважиной вскрываются горные породы, имеющие высокую проницаемость, трещины, каверны и прочие крупные каналы, а гидростатическое давление раствора превышает пластовое в рассматриваемом интервале [2].

Успешность технологического процесса капитального ремонта скважины (КРС) напрямую зависит от правильно подобранных технологических жидкостей (химических реагентов) глушения. Разнообразность геологических факторов, присутствующих на нефтегазовых месторождениях Российской Федерации, не позволяет применять к глушению универсальный подход. К технологическим жидкостям глушения предъявляются строгие требования, а именно совместимость с пластовыми флюидами, стабильность действия при заданном промежутке времени, пассивность к взаимодействию с горной породой и со стенками нефтепромыслового оборудования, а также быстрота освоения скважины после капитального ремонта и минимальное негативное воздействие на проницаемость продуктивных коллекторов [3]. Поэтому для достижения положительного результата при глушении необходимо применять комплексный, индивидуальный подход к подбору химических реагентов для каждой скважины, учитывающий характеристики эксплуатационной колонны и геофизические (тип коллектора, температура и давление пласта) факторы месторождения, а также удовлетворяющий запрос нефтегазодобывающего предприятия.

Вторая проблема, возникающая в процессе КРС, заключается в том, что после капитального или текущего ремонта практически во всех скважинах наблюдается снижение дебита из-за загрязнения продуктивного пласта при глушении и собственно ремонте. Одной из основных причин снижения продуктивности скважин после ремонта является несоответствие применяемых ЖГ геолого-техническим условиям. Жидкости глушения должны подбираться из условий нанесения продуктивному пласту минимального ущерба и обеспечения проведения необходимых операций по ремонту [4]. Из всего вышеизложенного можно сделать вывод, что вопрос глушения до сих пор остается крайне актуальным.

В геологическом отношении рассматриваемый Восточный участок ОНГКМ представляет собой продолжение Оренбургского вала (Восточный купол ОНГКМ) и отдельные Караванные поднятия. Продуктивная толща представляет собой карбонатный коллектор с высокой неоднородностью фильтрационно-емкостных свойств по разрезу, наличием плотных прослоев между объектами разработки и тонких переслаивающихся карбонатно-глинистых пропластков внутри выделенных объектов. Такое строение предопределяет сложность фильтрационных процессов при разработке месторождения.

На Восточном куполе Оренбургского вала в пределах лицензионного участка (ЛУ) ООО «Газпром добыча Оренбург» выявлены залежи нефти и газа: в артинско-сакмарских отложениях — пласты P ₄ , P ₅ и P ₆ , являющиеся единой массивной нефтегазовой залежью с одними отметками ГНК и ВНК. В пределах лицензионного участка происходит постепенное погружение кровли артинско-сакмарско-ассельских отложений и пласт P ₆ , продуктивный на Восточном куполе, становится водонасыщенным практически на всей территории ЛУ, за исключением мелких залежей сакмарского возраста на Караванных поднятиях на восточной оконечности ЛУ [6].

Залежи нефти и газа выявлены в следующих отложениях:

— основная артинская газонефтяная залежь — продуктивные пласты P ₄ и P ₅ ;

— сакмарские нефтегазовые залежи спорадического распространения на Караванном поднятии — продуктивный пласт P ₆ ;

— башкирская нефтегазоконденсатная залежь на Караванном поднятии — продуктивный пласт А ₄ .

По состоянию на 01.01.2018 г., с учетом последнего оперативного пересчета запасов, выполненного в 2017 году, суммарные геологические и извлекаемые запасы нефти категории АВ ₁ и В ₂ по Восточному участку Оренбургского месторождения в пределах ЛУ составляют, соответственно, 484256 тыс. т и 151674 тыс. т. [7].

Эксплуатация месторождения осложнена обводнением скважин, снижением пластового давления и перераспределением остаточных запасов нефти и газа в сторону их относительного увеличения в коллекторах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Средневзвешенное пластовое давление за весь период эксплуатации снизилось с 20,44 до 6,3 Мпа.

Таким образом, за период разбуривания и эксплуатации ОНГКМ выявлены следующие сложности:

— сильное обводнение действующих скважин;

— снижение пластового давления;

— наличие зон трещиноватости с относительно высокой продуктивностью скважин и зон с низкой продуктивностью, представленных преимущественно коллекторами порового типа;

— неоднородность коллекторских свойств пласта по разрезу залежи;

— низкая гидродинамическая сообщаемость между слоями в разрезе залежи;

— низкая активность водонапорной системы.

Таким образом, можно сделать вывод, что при проведении КРС следует:

— предусмотреть мероприятия по сохранению фильтрационных характеристик нефтегазоотдающих коллекторов;

— создавать надежные водоизолирующие экраны;

— использовать селективные методы воздействия на скважину.

С целью повышения эффективности добывающих скважин в условиях ВУ ОНГКМ разработана технология глушения скважин с применением ультралегкой жидкости глушения «УЛЖГ» компании АО «Полиэкс» [8].

Предлагаемый продукт УЛЖГ представляет собой ультралегкую жидкость глушения с плотностью от 0,7 до 0,8 г/см3 на водной основе. Данный продукт не содержит углеводородов, а следовательно является пожаробезопасным. Также продукт инертен к породам коллектора.

УЛЖГ готовится на основе компонентов, выпускаемых АО «Полиэкс»:

— Гелиобразующий агент Сурфогель марки Д. Представляет собой спиртовой раствор катионных поверхностно-активных веществ выскокой активности, является основой для УЛЖГ;

— Продукт Экстэлайт — ультралегкий алюмосилекатный порошок, позволяющий существенно снижать и варьировать плотность жидкости глушения.

При проведении ОПИ технологии глушения скважин с применением ультралегкой жидкости глушения «УЛЖГ» получены следующие показатели:

По итогам проведения ОПИ технологии «УЛЖГ» получены следующие результаты выполнения ключевых показателей:

Выводы:

По результатам проведения опытно-промышленных испытаний можно сделать вывод, что все критерии эффективности глушения достигнуты. Это дает возможность дальнейшего исследования и опробования данной технологии на других скважин со схожими геологическими условиями.

Литература:

1. Заливин, В. Г. Осложнения при бурении нефтегазовых скважин: учеб. Пособие / В. Г. Заливин. — Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2013. — 247 с.
2. Петров, Н. А. Повышение качества первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов / Н. А. Петров. — СПб: Недра, 2007. -544 с.
3. Басарыгин, Ю. М. Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин / Ю. М. Басарыгин. — М.: ООО Недра-Бизнесцентр, 2001. — 543 с.
4. Токунов, В. И. Технологические жидкости и составы для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин / В. И. Токунов. — М.: ООО Недра-Бизнесцентр, 2004. — 711 с.
5. Рябоконь С. А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин / С. А. Рябоконь. — Краснодар: Бурение, 2009. — 338 с.
6. «Геологическое строение, нефтегазоносность Восточной части Оренбургского НГКМ и подсчет запасов нефти, газа и конденсата сакмарской и башкирской залежей» (протокол ЦКЗ РФ № 240 от 17.12.2002 г.)
7. Оперативный пересчет запасов углеводородов по залежам в отложениях артинского, сакмарского и башкирского ярусов Оренбургского месторождения (протокол Роснедра № 03–18/732-пр от 07.11.2017 г.).
8. Полиэкс [Электронный ресурс]: Химические реагенты для нефтяной и газовой промышленности. — Режим доступа https://polyex.ru/