Проблематика
Месторождения нефти Волго-Уральского региона объединяет множество регионов России: Удмуртская Республика, Самарская область, Пермский край, Республика Татарстан, Оренбургская область и др. При этом одной из общих проблем при строительстве и реконструкции нефтяных скважин является заколонная циркуляция (ЗКЦ). Появление ЗКЦ при освоении и эксплуатации скважин напрямую оказывает влияние на снижение дебита и приводит к увеличению эксплуатационных затрат.
По схожести горно-геологических условий нефтяные месторождения Удмуртской Республики можно условно разделить на две группы: Северные и Южные.
На Северных месторождениях запасы углеводородов распределены в карбонатных отложениях верхнего, среднего, нижнего карбона, верхнего девона и терригенных отложениях нижнего карбона [1]. Особенностью данных горизонтов является наличие газовых шапок.
На Южных месторождениях запасы углеводородов распределены в карбонатных отложениях среднего, нижнего карбона и терригенных отложениях нижнего карбона [1]. Особенностью данных горизонтов является высокая расчлененность пластов: минимальные перемычки между коллекторами, водонасыщенные пропластки, наличие каверн.
Причины ЗКЦ
При строительстве скважин особое значение занимает качество сцепления цементного камня за обсадной колонной (ОК): эксплуатационной колонной, «хвостовиком». В интервалах плохого или отсутствия сцепления цемента с породой и колонной наиболее высоки риски возникновения ЗКЦ.
По результатам проведенного анализа технологических и геологических факторов, влияющих на возникновение ЗКЦ, можно выделить пять основных причин:
1. Низкое качество сцепления цементного камня как с породой, так и с обсадной колонной. На снижение качества влияет множество факторов:
1.1. Высокая кавернозность ствола скважины. Для снижения риска образования каверн, обеспечения стабильности стенок ствола скважины при бурении и для более качественного спуска обсадных колонн была разработана рецептура бурового раствора с повышенной концентрацией смазывающих добавок и добавлением дополнительного ингибитора глин.
1.2. Влияние толстой фильтрационной корки. На снижение качества сцепления цементного камня также оказывает влияние толстая фильтрационная корка, оставшаяся на стенках скважины в результате некачественного вытеснения бурового раствора из скважины при цементировании. Для качественного удаления толстой фильтрационной корки со стенок скважины в качестве корректирующих мероприятий было сделано следующее: увеличен объем отмывающих буферных жидкостей с 8 м3 до 14 м3 (4 м3 пресная вода + 10 м3 0,5 % моющий буферный раствор); были проведены испытания по подбору отмывающей буферной жидкости для применяемых типов буровых растворов; подбор оптимального расхода продавки цементного раствора исходя из условия, что для качественного разобщения пластов необходимо учитывать условие Ʋ≤0.5м/с или
Ʋ ≥1м/с, где Ʋ – скорость восходящего потока цементного раствора в затрубном пространстве [2, 3].
По результатам осуществленных мероприятий, а также за счет уменьшения количества заколонных гидравлических пакеров в оснастке на Южных месторождениях, [3] удалось увеличить общую долю скважин с хорошим качеством цементирования с 81 % в начале 2021 г. до 91% в конце 2022 г.
1.3. Влияние внутрипластовых и межпластовых перетоков. После окончания цементирования во время ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) в скважине по причине разницы пластовых давлений в пределах коллекторов одной залежи или одного пласта происходит возможное размытие пластовым флюидом (вода, нефть, газ) цементного раствора нормальной плотности 1900 кг/м3, на что также указывает низкая интегральная плотность ЦР.
1.4. Слабосцементированные терригенные отложения. По результатам ГИС АКЦ выявляются участки отсутствия сцепления терригенного слабосцементированного целевого пласта. Для решения проблемы проводятся работы по лабораторному подбору: отверждающих смол в цементные растворы, самовосстанавливающих тампонажных составов; химреагентов для ремонтно-
изоляционных работ (селективная изоляция пласта, блокаторы фильтрации воды).
1.5. Риски недоподнятия цемента или открытия поглощения ЦР. Расчет процесса цементирования с помощью программного моделирования с учетом фактического коэффициента кавернозности по ГИС позволяет оценить риски и выбрать один из вариантов цементирования: цементирование в одну ступень или цементирование с использованием МСЦ (муфта ступенчатого цементирования).
2. Образование газом каналов в цементном камне во время ОЗЦ происходит в определенный момент «зависания цемента» (т.е. переходное состояние цементного раствора из жидкого в твердое) под действием газа из пласта-коллектора. Определить влияние данной причины и подбор методов превентивной борьбы возможно еще на этапе бурения скважины: выход «облегченных», газированных пачек бурового раствора как при вскрытии газоносного пласта, так и по окончании бурения до финального забоя в результате диффузионного проникновения газового флюида по стволу скважины. На данный момент проблема частично решается установкой заколонного пакера. Ведутся работы по лабораторному подбору газоблокирующих добавок.
3. Разрушение цементного камня при освоении. По результату анализа скважин с ЗКЦ за 2021-2022 гг. и лабораторным исследованиям (рис. 1) разрушение цементного камня при освоении может происходить по следующим причинам:
3.1. Кислотные обработки при освоении скважин. При этом может произойти частичное растворение цементного камня за ОК (рис. 1) или растворение пропластков карбонатов в глинистой межпластовой перемычке.
3.2. Воздействие на обсадную колонну и цементный камень при проведении гидроразрыва пласта (ГРП). При проведении ГРП может произойти как неконтролируемое развитие трещины, так и ослабление или потеря контакта цемент–колонна при воздействии на обсадную колонну избыточным давлением (раздутие ОК и дальнейшее возвращение в исходное состояние).
4. Отклонения от проектных требований при выполнении работ (при бурении, креплении, освоении). Данная причина не так часто влияет на риск ЗКЦ и зависит от общей технологической культуры. При анализе появления ЗКЦ удалось выявить следущие факты: ошибка в мере при подгонке в процессе спуска ОК; нештатный режим при цементировании скважины (недоспуск «хвостовика», неудачная попытка активировать пакер и т.д.); превышение давления при кислотных обработках (БОПЗ, СКО); закачивание большего или меньшего объема цементного раствора при ремонтно-изоляционных работах.
5. В процессе бурения скважины на месторождениях 4-й стадии разработки также может оказывать влияние скважины поддержания пластового давления (ППД). Для оценивания влияния фронта нагнетаемых вод (ФНВ) на бурящиеся скважины производится расчет контурного заводнения. Фактический ФНВ не всегда имеет линейное распределение, в связи с чем образуется зона повышенного давления, что хорошо показывает бурение скважин с признаками флюидопроявления (рис. 2). При рассмотрении одного куста с озвученными выше проблемами при бурении удалось выявить следующее: бурящиеся скважины находились на расстоянии 400–600 м по прямой ФНВ влияющей скважины ППД до кровли вскрываемого пласта; на скважинах с ЗКЦ интенсивность излива была более 1,1–1,2 м3/ч.
Заключение
По результатам выявленных причин были сформированы мероприятия и рекомендации с целью снижения рисков возникновения ЗКЦ при строительстве скважин:
1. Применять специальные цементные составы или добавки к цементам исходя из горно-геологических условий месторождения, увеличить объем и осуществлять подбор состава отмывающих буферных жидкостей с целью улучшения качества крепления скважин.
2. Обеспечивать стабильность стенок ствола скважины для снижения рисков образования каверн, обвалообразований.
3. Применение нефтеводонабухающих пакеров с установкой в плотную часть между продуктивным коллектором и водоносным горизонтом. Установка на 11 скважинах (в визейский пласт) Южных и 11 скважинах (в башкирский пласт) Северных месторождений позволило исключить появление ЗКЦ воды.
4. Соблюдать требования проектных требований при выполнении работ (при бурении, креплении, освоении).
5. Применять щадящие методы вторичного вскрытия продуктивного пласта.
По итогам применения вышеназванных мероприятий при строительстве скважин на месторождениях ПАО «Удмуртнефть» им. В.И. Кудинова качество цементирования выросло на 10 % и позволило снизить риски появления ЗКЦ.
