ГЕОЛОГИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

ницаемые пласты с гидростатическими пластовыми давлениями, и ниже гидростатического. Кроме того, такая же проблема возникает на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, и месторождениях, где отбор флюида в верхнем интервале нефтегазоносности закончен, а в нижнем только начат.

Применяющиеся в настоящее время, при цементировании скважин, облегченные тампонажные растворы плотностью 1500-1650 кг/м3, отвечают требованиям качественного разобщения продуктивных пластов с давлениями выше гидростатического, но существует необходимость в разработке рецептур и технологии приготовления тампонажных растворов плотностью 1300 кг/м3 и ниже с сохранением физико-механических свойств цементного камня, обеспечивающего герметичность затрубного пространства скважины.

Для успешного цементирования скважин и разобщения продуктивных горизонтов в вышеуказанных условиях необходимо, в первую очередь, создать на пласты такое противодавление, чтобы в период образования прочного и малопроницаемого цементного камня система пласт – скважина находилась в равновесном состоянии, либо фильтрат тампонажного раствора, проникая в прискважинную зону пласта, должен создавать кольматационный экран, способный препятствовать дальнейшему проникновению флюида в структуру порового пространства пласта при твердении первого.

Равновесное состояние системы скважина – пласт в условиях низких пластовых давлений и опасности поглощений при цементировании можно поддерживать, применяя облегченные тампонажные растворы плотностью 1300 кг/м3 и ниже. Что обеспечивает предотвращение гидроразрыва горных пород и сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов.

Приготовление облегченных тампонажных смесей возможно непосредственно на буровой с покомпонентным затариваем в бункеры цемент- но-смесительных машин портландцемента и добавок с последующей 2-3 разовой перегрузкой шнеками из бункера в бункер. Что продолжительно во времени и не обеспечивает требуемой однородности сухих смесей при вводе нескольких компонентов в небольших количествах.

В связи с этим предприятием ЗАО «Гранула» с 2001 г. выпускаются различные унифицированные составы смесей и технология смешения при наличии в составе пяти и более компонентов. Унифицированные смеси являются готовым материалом, при необходимости на месторождении в жидкость затворения могут быть добавлены легкорастворимые специальные реагенты (типа ускорителей

или замедлителей загустевания и начала схватывания растворов).

При изоляции затрубного пространства обсадных колонн,

расширяющегося низкотемпературного (ЦТРО). Предусмотрена модификация ЦТРО (по согласованию с заказчиком добавками специальных материалов): армирующих (ЦТРО-Арм); кольматирующих (ЦТРО-К); повышающих прочность камня (ЦТРО-П). Преимуществом составов ЦТРО-Арм с калиброванными микроволокнами является возможность формирования равномерно армированного по объему безусадочного камня, стойкого к ударным нагрузкам и обладающего лучшим сцеплением с металлом трубы по сравнению с базовым составом.

ЦТРО является унифицированным материалом, который без дополнительных обработок может применяться для цементирования обсадных колонн при статических температурах до 30 °С. В качестве противоморозной добавки, а также с целью ускорения затвердевания тампонажного раствора и интенсификации набора ранней прочности камня немодифицированного состава ЦТРО при нулевых и низких положительных температурах рекомендуется добавлять в жидкость затворения хлорид кальция или хлорид натрия (до 5 % от массы смеси).

Основные физико-механические характеристики тампонажных растворов и камня на основе ЦТРО приведены в табл. 1.

В период с 2005 до 2006 гг. ЦТРО применялся филиалом «Тюменбургаз» при цементировании кондукторов в зоне ММП и эксплуатационных колонн в сеноманских скважинах на Песцовой площади Уренгойского ГКМ, Харвутинской площади Ямбургского ГКМ, Заполярном ГКМ и др. [1]. На Харвутинской площади при использовании облегченных тампонажных растворов на основе ЦТРО, можно видеть, что в целом коэффициенты качества сцепления облегченного камня ЦТРО сопоставимы по различным скважинам и составляют не менее 0,6, т.е. контакт характеризуется преимущественно как «частичный». Это является достаточно высоким показателем для облегченного тампонажного камня, твердеющего в условиях ММП, и свидетельствует о высокой гидратационной активности данного цемента при низких положительных и отрицательных температурах.

Для случаев цементирования обсадных колонн в интервалах с низкими градиентами гидроразрыва пород и проницаемых пластов с низкими давлениями при температурах от 15 до 100 °С разработаны и выпускаются унифицированные цементы тампонажные, облегченные стабилизированные (ЦТОС-3, ЦТОС-3,6, ЦТОС-4, ЦТОС-5 и ЦТОС-6).

Облегченные цементы типа ЦТОС представляют собой смесь портландцемента и комплексной облегчающей добавки КОД-1, состав которой подобран из расчета приготовления стабильных, седиментационноустойчивых тампонажных растворов с пониженной фильтрацией, формирующих при твердении безусадочный камень. Полидисперсные компоненты КОД-1 помимо высокой стабилизирующей способности характеризуются также активным взаимодействием с продуктами гидратации портландцемента и обеспечивают однородность структуры и низкую проницаемость камня, его термо- и коррозионную стойкость [2, 3].

232

По основным физико-механическим характеристикам облегченные растворы на основе ЦТОС (табл. 1) соответствуют, а по прочностным показателям камня превышают требования ГОСТ 1581-96, предъявляемые к облегченным цементам типа ПЦТ III 06-4-50 (100) и ПЦТ III 06-5-50 (100).

В соответствии с техническими условиями предусмотрена модификация ЦТОС (по согласованию с заказчиком) с применением расширяющихся компонентов (цементы ЦРОС-4 и ЦТРОС-5), армирующих материалов (цементы ЦТОС-4-Арм и ЦТОС-5-Арм) и их сочетания (цементы ЦТРОС- 4-Арм и ЦТРОС-5-Арм).

Для условий низких положительных температур с целью сокращения сроков схватывания тампонажных растворов и интенсификации набора прочности камня в ранний период рекомендуется добавлять в воду затворения от 4 до 6 % (от массы смеси) хлоридов кальция или натрия. С учетом необходимой конечной прочности предпочтительней является добавка хлорида натрия, способствующая получению камня с более высокими прочностными характеристиками к моменту окончания ОЗЦ [3].

При умеренных температурах (от 51 до 100 °С) тампонажные растворы на основе ЦТОС-4 и ЦТОС-5 характеризуются более высокой скоростью реакций гидратации компонентов и интенсивностью набора прочности камня в начальный период твердения по сравнению с другими видами цементов. Для регулирования времени загустевания и начала затвердевания облегченных тампонажных растворов в этом случае могут применяться стандартные замедляющие добавки.

Особенностью облегченных тампонажных растворов на основе ЦТОС является формирование в процессе твердения безусадочного камня, прочность сцепления которого с металлом трубы через 48 ч. составляет от 1,0 МПа при нормальных температурах до 2,8 МПа при умеренных температурах. В случае ввода расширяющихся добавок в ЦТОС наблюдается увеличение прочности контакта камня с металлом трубы за счет оптимального расширения по времени и величине (не более 1,5 %), что в условиях умеренных температур исключает опасность «саморазрушения» камня вследствие возникающих объемных деформаций.

Цементы ЦТОС прошли промысловые испытания при цементировании обсадных колонн в валанжинских и поисковоразведочных скважинах (глубиной до 3700 м) на Уренгойском и Ямбургском ГКМ, применялись ООО «Юрхаровнефтегаз» при строительстве скважин на Юрхаровском месторождении, Первой национальной Буровой Компанией на Каменной площади [2, 3].

Список литературы

1. Белей, И.И. Типы применяемых облегченных тампонажных растворов для крепления скважин на газоконденсатных месторождениях Севера Тюменской об-

234

ласти [Текст]: /И.И. Белей, В.Ф. Штоль, Н.Е. Щербич.- //НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.- М.: ВНИИОЭГ, 2005.- № 3.- С. 30-32.

2. Новые тампонажные материалы для цементирования обсадных колонн в скважинах с различными термобарическими условиями (часть I) [Текст]: /И.И. Белей [и др.] //НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.- М.:

ВНИИОЭГ, 2007.- № 6.- С. 33-37.

3. Специальные тампонажные материалы для цементирования обсадных колонн в скважинах с различными термобарическими условиями.- [Текст]: /И.И. Белей [и др.] //Бурение и нефть. – М.: ООО «Бурнефть», 2007. - № 6-8. – С. 18-21.

ОСНОВНЫЕ КРИТЕРИИ ПОДБОРА СКВАЖИН ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА БОКОВЫХ СТВОЛОВ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»

Ланге Э.Э., Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

По мере выработки основных объектов разработки и по техническим причинам скважины переходят в бездействующий и ликвидированный фонды. Бурение новых скважин из-за значительных капитальных вложений ограничено. Для достижения проектного коэффициента извлечения нефти, довыработки остаточных запасов нефти в слабодренируемых зонах пластов с существенным увеличением продуктивности скважин в низкопроницаемых коллекторах и возврата в работу бездействующего фонда скважин все большее распространение находит технология зарезки боковых стволов из аварийных, высокообводненных и низкодебитных скважин [1]. Это обеспечивает вывод высокозаводненных залежей на новый более эффективный этап их разработки. По мере расширения объемов КР-6 происходит практически перебуривание эксплуатационного фонда скважин со смещением проектной сетки расположения забоев в сторону наибольшего скопления остаточных подвижных запасов нефти. В целом строительство БС предполагает, что начальное разбуривание залежей является как бы «пилотным» этапом, предваряющим довыработку запасов нефти на поздних стадиях разработки месторождений.

Однако высокая стоимость ремонтных работ по зарезке боковых стволов требует гарантий перекрытия этих затрат весьма существенным объемом дополнительно добытой нефти. Очевидно, что в процессе разработки месторождений по мере истощения запасов нефти в зонах дренирования и роста обводненности продукции количество скважин-кандидатов для строительства в них боковых стволов становится все больше. Вместе с тем увеличивается и риск неполучения желаемых результатов от этих мероприятий - например, за счет ошибочной оценки структуры остаточных подвижных запасов нефти в районе зарезки боковых стволов. В соответствии с этим возрастают и требования к квалификации и ответственности

235

специалистов, занимающихся планированием, проектированием и строительством боковых стволов.

Все эти факторы приводят к необходимости выделения основных критериев подбора скважин-кандидатов для проведения ЗБС.

1.В первую очередь, основываясь на данных текущего состояния разработки, необходимо дать оценку состоянию остаточных запасов. Оценка характера выработки запасов нефти методами ГИС на участках предполагаемого ЗБС основывается на имеющейся геофизической информации и анализе результатов исследований добывающих, нагнетательных

иконтрольных скважин. По результатам анализа выявляются: механизм выработки запасов нефти, распределение текущей нефтенасыщенности по пропласткам в пределах участка залежи, коэффициентов пористости, глинистости, песчанистости, неоднородности геологического разреза в скважинах и межскважинном пространстве; учитываются отборы нефти, жидкости, объемы закачиваемых вод; устанавливается текущее положение водонефтяного и газонефтяного контактов. Также уточняются характеристики скважины-кандидата: наличие заколонных перетоков, техническое состояние эксплуатационных колонн и т. д.

2.Скважины-кандидаты выбираются из:

-длительно бездействующего аварийного или низкодебитного (низкие дебиты жидкости, высокая обводненность, и то и другое) фонда скважин;

-остановленных в текущем году скважин по причине низкодебитности (низкие дебиты жидкости, высокая обводненность, и то и другое).

-действующих скважин, потенциал добычи нефти которых реализован не полностью. В этом случае необходимо обоснование уверенного доизвлечения остаточной нефти (достижения максимального КИН) из области дренирования этих скважин в случае ухода боковым стволом в другие зоны (достигается за счет перераспределения зон дренирования соседних скважин, сохранением основного ствола, оптимизацией системы разработки и др.).

3. При этом предварительно оценивается целесообразность ЗБС в таких скважинах на основе анализа карт текущего состояния разработки пласта. Отдельно составляется перечень скважин, работающих с дебитами нефти существенно ниже реального их потенциала. Следующим шагом является выявление причин низкой продуктивности этих скважин и оценка ожидаемой эффективности применения в них прочих методов повышения нефтеотдачи (РИР, ГРП, перфорационные и депрессионные методы, ОПЗ и т.д.). Как правило, в результате такого анализа из перечня исключаются скважины высокообводненного фонда с нарушением герметичности эксплуатационной колонны (кроме случаев невозможности ее ликвидации), а из скважин малообводненного низкопродуктивного фонда – скважины, где проведение ГРП по эффективности сопоставимо с бурением БС. Необходи-

236

мость РИР по изоляции внутрипластовых источников воды обычно не является препятствием для планирования в таких скважинах БС (с учетом низкой успешности и эффективности современных технологий РИР) кроме случаев перевода скважин на эксплуатацию вышележащих пластов, отделенных от водоносных горизонтов надежным литологическим экраном и РИР по ликвидации заколонных перетоков. Кроме этого, из составленного списка исключаются скважины, где зарезка БС затруднена по промысловым условиям (состояние куста, длина свободной части вертикального ствола скважины недостаточна для ЗБС, не готовность систем нефтесбора и ППД к резкому увеличению отборов жидкости и т.д) [2].

4. При выборе скважин для ЗБС необходимо исходить из оценки текущего состояния эксплуатационной колонны, качества ее крепления и фактического пространственного положения ствола скважины. Эксплуатационные колонны выше интервала установки цементного моста по данным соответствующих приборов и опрессовки должны быть технически исправны, а траектории стволов, реконструируемых из соседних скважин, достаточно достоверными для исключения их пересечений.

5.Предложенный режим эксплуатации бокового ствола должен быть реально достижим и обоснован как рациональный на период не менее года. При необходимости, предложение сопровождается рекомендациями по оптимизации системы ППД, дополнительными ГТМ.

6.Варианты проводки боковых стволов в сторону расширения внешнего контура нефтеносности, на неизученных бурением площадях, в зонах возможного выклинивания (замещения) коллектора принимаются как опытно-промышленные работы (ОПР) при коллегиальном принятии решения.

Для минимизации степени риска неуспешности результатов применения ЗБС в различных горно-геологических условиях учитываются следующие факторы:

вмонолитном разрезе:

-высокие и пропорциональные сроку эксплуатации накопленные отборы нефти по всем скважинам участка в сочетании с равномерно растущей обводненностью продукции скважин (до 97% и более);

-отсутствие на участке проводки ЗБС хотя бы одной действующей скважины с дебитом нефти более 5-7 т/сут и обводненностью до 90%.

-проницаемость кровельной части пласта не менее, чем на 50% выше, чем в других частях разреза как в добывающих, так и в окружающих нагнетательных скважинах;

-наличие реликтово водоносных прослоев (либо промытых интервалов) в верхней части разреза пласта разделенных глинистыми перемычками толщиной менее 4 м.

237

-отсутствие предполагаемых зон скопления слабодренируемых запасов нефти (границы выклинивания (замещения)) на фоне развитой системы ППД.

-накопленная закачка по близлежащим нагнетательным скважинам превышает 500 тыс.т.)

-мощность нефтенасыщенной части пласта менее 4 м.

-низкое пластовое давление;

в расчлененном разрезе:

-высокая (более 5-7) расчлененность в сочетании с толщиной отдельных пропластков менее 2 м – область применения ГРП.

-проницаемость верхних пропластков не менее, чем на 50% выше, чем в других частях разреза как в добывающих, так и в окружающих нагнетательных скважинах;

-отсутствие на участке проводки ЗБС хотя бы одной действующей скважины с дебитом нефти более 5-7 т/сут и обводненностью до 90%.

-отсутствие предполагаемых зон скопления слабодренируемых запасов нефти (границы выклинивания (замещения)) на фоне развитой системы ППД.

-неразвитая система ППД, требующая бурения дополнительных нагнетательных скважин;

-низкое пластовое давление;

-максимальный дебит окружающих скважин не превышал 5-7 т/сут за весь период разработки.

Далее производится ранжирование скважин по убыванию ожидаемых дебитов нефти от БС или по принципу первоочередности и составляется годовая программа применения БС, которая с учетом резервных скважин утверждается в ОАО «Сургутнефтегаз». Данная программа является основой для составления месячных объемов бурения БС с учетом текущего изменения геолого-промысловой обстановки, когда отдельные мероприятия по БС могут быть отменены, скорректированы или назначены вновь путем оперативного применения всех рекомендованных выше критериев подбора.

Список литературы

1.Файзулин И.Н., Сулейманов А.Я., Шарафутдинов В.Ф. Использование комплексного геолого-промыслового параметра при проектировании бурения скважин.

-Нефтяное хозяйство, 2004 г.

2.Методические рекомендации по подбору скважин и оптимального профиля проводки по пласту бокового ствола и ответвлений в зависимости от объекта разработки на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз», г. Тюмень, Тюменское отделение «СургутНИПИнефть», 2006 г.

238

АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ БУРЕНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ

НА ЛЯНТОРСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Подкорытов Д.С., Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

Бурение боковых стволов на Лянторском месторождении проводится с 1998 года. В первые годы, работы производились без контроля направления бокового ствола, и входной дебит нефти по скважинам составлял 9,3 т/сут. Внедрение телеметрической системы по контролю направления бокового ствола позволило повысить эффективности работ, входной дебит по скважинам возрос до 21 т/сут.

На 01.01.2011 на Лянторском месторождении проведено 590 скважиноопераций по зарезке боковых стволов, из которых за период эксплуатации добыто 1154,6 тыс. т нефти, что позволило вывести из бездействия, консервации и ликвидации, из аварийного и пьезометрического фонда 58 скважин.

Зарезка боковых стволов позволила перевести в разряд рентабельных 190 скважин из высоко-обводненного и малодебитного фонда, а так же вовлечь в разработку районы пластов со слабо дренируемыми запасами нефти, и перемещенными запасами нефти в первично газонасыщенные интервалы.

Зарезки боковых стволов производились в основном на бездействующих скважинах: из-за низкого притока (44%), высокой обводнённости (32%) и аварийного фонда (16%) (рис. 1).

Работы по зарезке боковых стволов с целью изменения (корректировки) системы разработки не производились. Наибольший средний входной дебит нефти (21,5 т/сут) после зарезки бокового ствола получен по скважинам, вышедшим в бездействие из-за слабого притока, так как запасы такими скважинами отобраны в меньшей степени.

По пьезометрическим скважинам и скважинам, вышедшим в бездействие из-за аварии наименьшие входные дебиты нефти по боковому стволу 4,0 и 8,1 т/сут соответственно (рис. 2).

239

Рис. 1. Причины бездействия скважин, выбранных для зарезки боковых стволов

Рис. 2. Эффективность зарезки бокового ствола в скважине в зависимости от причины бездействия

240