80

Глава 4 предотвращение пескования скважин

4.1 Причины разрушения призабойной зоны продуктивных пластов

Газовые и газоконденсатные месторождения севера Западной Сибири, такие как Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, находятся на позд­ней стадии разработки. Такая стадия сопровождается снижением плас­тового давления, обводнением ПЗП конденсацион­ными и пластовыми водами, интенсивным выносом механических при­месей в ствол скважины, образованием глинисто-песчаных пробок на забое и в стволе НКТ, гидратным режимом ра­боты шлейфов, снижением рабочих дебитов. Наличие механических примесей и жидкости в добываемом газе подвергает коррозионному износу внутрискважинное и наземное оборудование и является домини­рующим фактором выхода эксплуатационных скважин из действующего фонда. Поэтому предотвращение разрушения ПЗП и ис­ключение выноса пластового песка в ствол скважин особенно остро сто­ит при эксплуатации газовых месторождений Западной Сибири, считающихся приоритетными по объему добываемого природного газа [2].

При разработке технологических жидкостей и технологии крепле­ния слабосцементированных пород призабойной зоны пласта необходи­мо отметить, что механизм ее разрушения представлен широким много­образием причин, ведущих к интенсификации выноса пластового песка в ствол скважин, и обуславливается геологическими, техническими, техно­логическими, физико-химическими и механическими факторами [69 - 72].

Применительно к условиям эксплуатации газовых скважин сеноманской залежи месторождений Западно-Сибирского региона механизм воздействия различных факторов на призабойную зону пласта изучен недостаточно и поэтому первоочередными задачами борьбы с пескопроявлениями является изучение факторов, действующих на гра­нице скважина-пласт, установление механизма разрушения горных по­род продуктивного горизонта.

При разработке Уренгойского и Ямбургского НГКМ основные причины осложнений, возникающие при добыче газа, связаны с естественными процессами, влияющими на изменение состояния пласта-коллектора и ведущими к ее разрушению. Эксплуатация месторождений, находящихся на завершающей ста­дии разработки, сопровождается снижением пластового давления, как это показано на примере Ямбургского НГКМ (рис. 4.1).

Падение пластового давления ведет к увеличению эффективного сжимающего давления и напряжений в приствольной зоне продуктивно­го пласта, к изменению порометрических характеристик продуктивного интервала. Увеличение эффективного сжимающего давления в призабойной зоне пропорционально снижению пластового давления [73]. На­личие порового цемента ведет к тому, что при изменении пластового давления в процессе эксплуатации происходит ощутимая деформация пород коллектора.

Номер газового промысла

Рис. 4.1. Профили пластового давления по Ямбургскому НГКМ

Вследствие изменений структуры породы снижаются силы сцепления между песчаными частицами. В результате изменения структуры пласта снижается коэффициент проницаемости. При посто­янном градиенте давления потока газа происходит значительное увели­чение скоростей его движения, что в совокупности с другими факторами усугубляет процесс разрушения скелета породы.

По мнению специалистов газопромыслового управления ООО «Газпром добыча Уренгой», в начальный период эксплуатации в скважинах разрушения продуктивных коллекто­ров не происходило, так как депрессия на пласт не превышала предель­ной ее величины для данного типа коллекторов. Для суперколлекторов пре­дельная величина составляла 0,5-0,6 МПа, для более плотных коллекторов 1,0-1,2 МПа. При увеличении объемов добычи газа до 300-400 млн м³ и более, а также при наличии скопившихся конденсационных вод ПЗП разрушается при депрессии 0,3 МПа. В условиях по­ступления пластовой воды разрушение призабойной зоны происходит при меньших объемах накопленной добычи и депрессии 0,1 МПа. По мере роста объема накопленной добычи газа, увеличения водопритока, снижения пластового давления величина предельной депрессии снижа­ется [74].

В период падающей добычи в связи с закономерными проявления­ми естественных признаков «старения» месторождений большое коли­чество скважин работают с выносом механических примесей на всех ре­жимах исследований (по Уренгойскому НГКМ - 57 %, по Ямбургскому НГКМ - 27 %). Осложнения, связанные с разрушением призабойной зоны и выносом пластового пес­ка в ствол эксплуатационных скважин Уренгойского НГКМ, начали проявляться с 1990-1991 гг. [75 - 78]. Уже в 1994 г. (на основании результатов исследова­ний специалистов ВНИИГАЗа) по 881 эксплуатационным сеноманским скважинам установлено, что вынос пластового песка в количестве выше 5 г/сут присутствовал в 504 скважинах [79]. Механизм выноса таких фракций описан в работе [80] на основе физической модели псевдосжи­жения. Условие выноса мелких фракций – зависит от соотношения градиента сил тре­ния и градиента силы тяжести (они должны быть равны).

На основании результатов промысловых исследований работы газо­вых скважин Уренгойского и Ямбургского НГКМ за 2000-2001 гг. выявлено, что основными причинами пескопроявлений в скважинах является их обводнение как пластовой, так и, в первую очередь, конденсационными водами. При сни­жении производительности скважин на забое происходит образование песчано-жидкостных пробок. А так как приток газа в скважину носит пульсирующий характер, то пробка (или песчано-водяная пульпа) находится в псевдосжиженном состоянии на забое. Следствием этого явля­ется увеличение влагосодержания в ПЗП, приводя­щее к размыву порового цемента, выносу пластового песка и образова­нию отдельных каналов повышенной проводимости.

Основной же причиной разрушения ПЗП явля­ется поступление пластовых вод в зону перфорации продуктивных плас­тов. В настоящее время на месторождениях региона наблюдается ин­тенсивный подъем ГВК к интервалам перфорации эк­сплуатационных объектов (рис. 4.2). По состоянию на 2000-2001 гг. уро­вень подъема газоводяного на ряде кустов сеноманской залежи Ямбургского НГКМ достиг 20-40 м. При этом ежегодный темп подъема ГВК увеличился на некоторых скважинах до 4-6 м в год.

Рис. 4.2. Профили подъема газоводяного контакта по Ямбургскому НГКМ

В процессе эксплуатации скважин пластовая вода конусообразно подтягивается к фильтровой зоне, вторгаясь в газонасыщенную часть пласта, обводняет ее, и вследствие этого дебит по газу существенно снижается из-за интенсивного разрушения ПЗП [80].

Обводнение скважин происходит по отдельным, наиболее проница­емым пропласткам продуктивного пласта из-за крайне неравномерной выработки послойно-неоднородных продуктивных пластов, характерных для данных месторождений. Прорыв воды в скважины и полное их обвод­нение (до пределов рентабельной эксплуатации) в подавляющем боль­шинстве случаев происходит задолго до достижения потенциально воз­можного отбора пластового флюида. Объем добываемой воды особенно возрастает в зимнее время при увеличении общих объемов газа. Следо­вательно, обводнение ПЗП играет определяющую роль в процессах развития интенсификации выноса пластового песка и разрушения слабосцементированных пород продуктивного горизонта сеноманской залежи месторождений Западной Сибири. На рис. 4.3 пред­ставлена динамика роста количества эксплуатационных скважин (сеноман) ООО «Газпром добыча Уренгой», работающих с ограничением дебита из-за выноса пластового песка и воды.