Геологическое строение залежей нефти и газа в Российской Федерации характеризуется специфическим стратиграфическим, формационным и фазово-химическим диапазоном нефтегазоносности с самыми разными глубинными условиями, что предопределяет особенности распределения, состава и условий эксплуатации залежей углеводородов [1]. В сложных горно-геологических условиях имеются зоны с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД). Зоны с АВПД также могут образовываться искусственно в процессе добывания нефти, газа и воды, если нет компенсации пластовой энергии [2]. На сегодняшний день большинство месторождений на территории Российской Федерации находятся на завершающей стадии разработки, а потому нужно максимально увеличить собственную добычу углеводородов из месторождений из АВПД [3]. Самым сложным является строительство качественной скважины с сохранением лучших фильтрационных характеристик продуктивной зоны пласта на эксплуатационных объектах, что находятся на поздней стадии разработки и с пониженными начальными пластовыми давлениями [4, 5]. Предпосылкой исполнения этих условий является применение облегченных тампонажных растворов во время строительства новых скважин.
Исследователи [6] считают, что предпосылкой возникновения зон с аномально высоким давлением является тектоническая эрозия верхних наслоений породы. То есть когда верхние слои породы размываются, а вертикальные напряжения уменьшаются, матрица породы восстанавливается как эластичное тело, из-за чего объем пор в породе возрастает, а давление флюида в породе уменьшается. Исследованиями [7] определено, что гидродинамические условия флюидной системы в кавернозно -трещиноватых карбонатных коллекторах с АВПД существенно отличаются от обычных гранулярных коллекторов и коллекторов с небольшой трещиноватостью. Наибольшей проблемой во время их первичного раскрытия являются катастрофические поглощения, вызванные АВПД пластовых углеводородных систем и специфическими свойствами трещиноватого коллектора.
Цель статьи – определить простые решения для безопасного и эффективного производства работ по исследованию геологии скважин в Республике Саха (Якутия).
Материалы и методы исследования
В качестве материалов исследования выступали данные об особенностях геологии скважин в Республике Саха (Якутия), при этом использовались методы обобщения, систематизации и анализа научной литературы по проблематике исследования.
Результаты исследования и их обсуждение
Аномальность пластовых давлений обусловлена преимущественно геологическим строением месторождений и разницей плотности нефти, газа, воды и пород, которые их вмещают. Существенное влияние на изменение пластового давления в недрах Земли имеет форма залегания пород и их физическое состояние (уплотнение) [8]. На месторождениях аномально высокое давление может быть, если экранировочная покрышка залегает неглубоко, поверх нефтеносности высокий и нет активного напора пластовых вод. В таком случае, когда под покрышкой сверхнормальное давление нефти равно геостатическому, с увеличением глубины оно растет на величину столба нефти, плотность которой меньше плотности воды в пластовых условиях. Так что с увеличением глубины от экранировочной покрышки при наличии мощного горизонта нефтеносности наблюдаются пластовые давления меньше гидростатических.
Авторы [9] выделяют четыре основные причины образования зон с АВПД:
1. Превышение гипсометрической точки бурения скважины над гипсометрическим положением условной пьезометрической поверхности.
2. Падение пластового давления в природном резервуаре в результате миграции флюида по трещинам и большим разрывам до дневной поверхности со следующей дегазацией и непосредственным выходом жидкости.
3. Опускание коллекторов в герметичных условиях на низший гипсометрический уровень, что приводит к пластовым давлениям, меньшим, чем гидростатическое.
4. Формирование в осадочной толще земной коры в результате стрессовых тектонических движений полостей тектонических разрывов, что в определенных геологических условиях предопределяет формирование вакуумного пространства, куда возможна миграция флюидов из природных резервуаров.
Пласты из АВПД размещаются в толщах осадочных отложений между непроницаемыми породами с нормальными или аномально высокими и аномально высокими внутрипоровыми давлениями. Их также называют пьезоминимумами. Создание зон с АВПД в природных резервуарах связано с большим количеством факторов в земной коре, в частности обратной упругой деформацией скелетов из-за эрозии перекрывающих ее толщ, а затем привлечением участков снова в погружение и отложением осадочных толщ меньшей толщины; со снижением температур в коллекторах, а также разницей температурных коэффициентов расширения поровых вод и скелета пород. Согласно геодинамической концепции формирования земной коры, во время действия тектонических усилий в земной коре и смятения пластов коллекторов в складки происходит их механическая деформация, что обнаруживается в периферийных частях структур в уменьшении поровых пространств в пласте и формировании трещин сплющивания и образовании новых трещин, раскрытие которых увеличивается по направлению к своду складки. Итак, в верхней части складки (ее своде) могут образовываться немалые по размеру раскрытые тектонические нарушения.
В начале такого процесса в коллекторе, который заполнен флюидами и залегает под непроницаемыми породами – покрышками аномально высокого пластового давления (АВПД), образованными в результате внутрирезервуарной миграции флюидов (чаще всего в сводах структур) в направлении замковых частей антиклиналей, с последующей деформацией пластов из-за трещин и больших тектонических нарушений флюиды под давлением мигрируют в породы, которые их вмещают. В склеповых участках складок над пластами АВПД образуются локализованные места вторжения с аномально высоким поровым давлением (АВПОД). Этот процесс на протяжении геологического времени приводит сначала к нивелированию давления в коллекторах, а затем, при хорошей проводимости тектонических зон нарушений и особенно при малых толщинах пород-покрышек, – к формированию АВПД. То есть если покрышки не имеют свойств удерживать высокое давление флюидов в коллекторе, то образуется прорыв флюидов из природного резервуара и в нем пластовое давление уменьшается даже в АВПД. В природных резервуарах АВПД наблюдаются в зонах дизъюнктивов, которые достигают дневной поверхности, четвертичных отложений или зон региональных дислокаций, где происходит выделение газа из нефтегазоводяных залежей со следующей разгрузкой энергии в результате прорыва из них флюидов или же в случае недостаточной мощности покрышек для сдерживания пластовой энергии.
Структурно-тектоническое строение геологического разреза Чаяндинского, Среднеботуобинского и Маччобинского нефтегазоконденсатных месторождений в Республике Саха (Якутия) формировалось под влиянием геодинамического режима многократной активации мелкоблочной тектоники, галакинеза и активных процессов тепломассопереноса в разные геологические эпохи. Это и определило трансгрессивно-регрессивные циклы формирования осадочного бассейна: изменение условий осадконакопления, зон выветривания горных пород, особенности миграции осадочного материала, мест его аккумуляции, дежурство коллекторов и покрышек в разрезе формирования и геологического развития резервуаров и производительных горизонтов в широком литолого-стратиграфическом диапазоне осадочного чехла и фундамента Чаяндинского, Среднеботуобинского и Маччобинского нефтегазоконденсатных месторождений в Республике Саха (Якутия). Осадочный чехол разреза девона, карбона, перми, триаса, юры состоит из таких типов коллекторов: поровых, порово-кавернозно- трещинных и трещинных. Самыми распространенными проблемами, которые мешают качественному строительству скважины, являются нестабильность значений пластовых давлений в пределах отложений разных ярусов. Распространены пласты из АВПД, которые переслаиваются с пластами из АВПД. На каждом из этих месторождений наблюдаются АВПД с падением градиента пластового давления даже ниже показателя 0,5, кроме этого, эта тенденция и дальше будет продолжаться в результате максимального истощения эксплуатационных объектов. Строительство новых эксплуатационных скважин на этих площадях требует особого подхода к выбору буровых, технологических и тампонажных растворов. Особенно это касается плотности цементной суспензии. Для крепления скважин на этих площадях нужно применять тампонажные растворы с пониженной плотностью для предотвращения поглощения его в пласт и кольматации привлекательной зоны пласта. Месторождения с минимальными (0,6–0,8) значениями градиентов пластового давления нуждаются в использовании легких тампонажных растворов.
Существенное превышение давления столба тампонажного раствора над пластовым давлением может привести к гидроразрыву пласта, кольматации призабойной зоны, значительному проникновению частиц цемента в пласт, что делает невозможным прилив к скважине в будущем. Так, по данным [10] поглощение тампонажного раствора произошло в 2003 г. Одним из примеров последствий превышения плотности тампонажного раствора является цементирование эксплуатационных колонн скважин Чаяндинского, Среднеботуобинского и Маччобинского нефтегазоконденсатных месторождений в Республике Саха (Якутия) в условиях высоких пластовых давлений, где наблюдается поглощение фильтрата тампонажных жидкостей, а отсутствие эффективных буферных жидкостей стало причиной увеличения зоны смешивания технологических жидкостей в скважине. Образованный в таких условиях цементный камень оказался некачественным и неспособным обеспечивать нужную герметичность заколонного пространства, что засвидетельствовали результаты акустической цементометрии (АКЦ) [9].
Были определены простые решения для безопасного и эффективного производства работ по исследованию скважин с АВПД в России.
Описан опыт [7] применения блокирующих составов в процессе обеспечения безопасного текущего и капитального ремонта скважин АВПД. Безопасный контроль над поглощением технологических жидкостей в процессе текущего и капитального ремонта скважин – одна из актуальных задач для Чаяндинского, Среднеботуобинского и Маччобинского нефтегазоконденсатных месторождений в Республике Саха (Якутия). Согласно проведенному исследованию объем поглощения достигает 300–600 м3 при фактической емкости скважин 60 м3. В условиях АВПД для глушения скважин применяются солевые растворы высокой плотности на основе дорогостоящих сухих компонентов. Поэтому выполнение текущего и капитального ремонта скважин в условиях катастрофического поглощения растворов приводит к существенному росту затрат. В этой связи продолжается поиск оптимальных блокирующих составов для использования в процессе текущего и капитального ремонта скважин и представлен опыт применения биополимерных композиций производства ТК «Шлюмберже» (Schlumberger) и ООО «ПСК «Буртехнологии» (г. Пермь).
Описан опыт бурения и освоения скважин в условиях АВПД при наличии зон интенсивного выщелачивания и карстования [8]. Осинский горизонт (Б1) нефтегазоконденсатного месторождения в Республике Саха (Якутия) представлен рифами кембрийского возраста, для которых характерно АВПД, а бурение и заканчивание скважин в этих объектах потребуют применения особых технологий. В ходе проведенных опытных работ наибольшую эффективность применительно к данным условиям показала технология бурения в режиме «грязевой шапки», или PMCD, – без выхода циркуляции и при наличии избыточного давления на устье скважины. Окончание скважин выполнено с использованием «глухого» хвостовика с последующим проведением прострелочно-взрывных работ после монтажа фонтанной арматуры.
В последние годы мы стали значительное внимание уделять автоматизации процессов, цифровой трансформации, развивать интеллектуальные сервисы скважин АВПД с целью обеспечения безопасности [9]. Представлен сервис по регистрации параметров закачиваемых в скважину жидкостей; технология глушения скважин с АВПД, геолого-техническое сопровождение при ремонте скважин, которые полноценно обеспечивают комплексную безопасность и эффективность исследования и эксплуатации скважин АВПД.
С целью устранения отрицательного воздействия на пласт жидкостей глушения при ремонте и заканчивании скважин в условиях АНПД и обеспечения безопасной работы бригады текущего и капитального ремонта скважин АВПД, эффективно используется универсальная технологическая жидкость на углеводородной основе плотностью до 1,2 г/см3 и термостабильностью до 120 °С с регулируемыми в широком диапазоне характеристиками [8]. Использование такой жидкости обеспечивает безопасность выполнения таких технологических операций, как восстановление забоя скважины, разбуривание цементного моста, фрезерование постороннего предмета и др. Также, чтобы сделать процесс безопасным и контролируемым в скважинах АВПД, устье скважины плотно закрывают крышкой, прикрепленной болтами к фланцу верхней обсадной трубы.
Описан также опыт [5] использования в скважинах АВПД СО2, который является продуктом сгорания тепловых электростанций (дымовые газы). При традиционных способах сжигания жидкого органического топлива в среде воздуха, содержащего значительное количество азота, содержание СО2 в продуктах сгорания не превышает 7–15 %. Дымовые газы с таким низким содержанием СО2 могут применяться только для поддержания пластового давления в нефтяных месторождениях, поскольку для эффективного вытеснения нефти содержание СО2 в газовой смеси должно быть не менее 50–60 %. Изъятие СО2 из дымовых газов известными способами, например абсорбционным, основанным на применении моноэтаноламина, экономически невыгодно. Для оценки эффективности вытеснения остаточной нефти из обводненных нефтяных пластов с применением каймы СО2 выполнены лабораторные исследования на цилиндрической горизонтальной модели пласта из несцементированного песка. Длина модели составляла 37,13 см, внутренний диаметр – 4 см, общий объем модели – 466,3 см3, поровой объем – 187,7 см3, коэффициент пористости – 40,2 %. Сначала в сухую модель пласта запомпировали углекислый газ в течение 1–2 ч. Затем в модель пласта запомпировалась вода с расходом 1 мл/мин. Для создания насыщенности пористой среды связанной водой в модель пласта закачивалась насосом нефть с расходом 0,5 мл/мин. Начальная нефтенасыщенность модели пласта составляла 95,9 %. Динамический коэффициент вязкости нефти равен 1800–2000 мПа∙с. В ходе экспериментов нефть вытеснялась из модели пласта 1 % раствором соленой воды (NaCl). Вода запомпировалась насосом с расходом 1,73 мл/мин при среднем давлении в модели пласта 8,3 МПа до отсутствия следов нефти в жидкости на выходе модели (или до незначительного количества нефти в жидкости) [10]. Результаты выполненных лабораторных исследований подтверждают высокую эффективность применения СО2 для повышения коэффициента нефтеизвлечения месторождений нефти повышенной вязкости. Этот метод повышения безопасности и эффективности нефтеизвлечения может найти широкое применение на месторождениях Российской Федерации, большинство из которых находится на завершающей стадии разработки, обводнения и содержит значительные остаточные запасы нефти повышенной вязкости.
Во всех нефтегазоносных районах Российской Федерации имеются зоны с АВПД. Также, проанализировав падение градиента пластового давления на скважинах Чаяндинского, Среднеботуобинского и Маччобинского нефтегазоконденсатных месторождений в Республике Саха (Якутия), констатируем, что каждому из эксплуатационных объектов присуще его падение ниже 1, а у некоторых продуктивных горизонтов даже ниже значения 0,5. Разработка этих месторождений в современных условиях нуждается в строительстве новых эксплуатационных скважин с предотвращением загрязнения призабойной зоны пласта при креплении и обеспечении надежной изоляции заколонного пространства. Достичь этого можно, применяя облегченные и легкие тампонажные растворы, которые делают невозможными большую депрессию на пласт и опасность непредвиденных поглощений тампонажной суспензии и гидроразрыва в пласте.
Заключение
В статье были определены простые решения для безопасного и эффективного производства работ по исследованию скважин с АВПД в России. Показано, что разработка месторождений со скважинами АВПД в современных условиях нуждается в строительстве новых эксплуатационных скважин с предотвращением загрязнения призабойной зоны пласта при креплении и обеспечении надежной изоляции заколонного пространства. Достичь этого можно, применяя облегченные и легкие тампонажные растворы, которые делают невозможными большую депрессию на пласт и опасность непредвиденных поглощений тампонажной суспензии и гидроразрыва в пласте.
Библиографическая ссылка
Рудых И.В. ПРОСТЫЕ РЕШЕНИЯ ДЛЯ БЕЗОПАСНОГО И ЭФФЕКТИВНОГО ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ ПО ИССЛЕДОВАНИЮ ГЕОЛОГИИ СКВАЖИН В РЕСПУБЛИКЕ САХА (ЯКУТИЯ) // Международный журнал прикладных и фундаментальных исследований. – 2022. – № 8. – С. 20-24;URL: https://applied-research.ru/ru/article/view?id=13421 (дата обращения: 23.04.2024).