Высокое фильтрационное сопротивление в призабойной зоне скважины может быть обусловлено геологическими характеристиками нефтяного пласта, физическими свойствами добываемой жидкости (высоковязкие и высокопарафинистые нефти) или кольматацией призабойной зоны пласта (ПЗП), то есть частичной закупоркой микроканалов пористой среды, в результате проведения технологических мероприятий.
К таким технологическим мероприятиям можно отнести:
- бурение скважины и цементирование обсадной колонны;
- освоение и глушение скважин (с применением промывочных жидкостей и жидкостей глушения);
- перфорация;
- ремонтно-изоляционные работы;
- эксплуатация скважины и др.
Под кольматацией понимают загрязнение призабойной зоны буровым раствором при вскрытии продуктивного пласта, ухудшение свойств призабойной зоны при цементаже, перфорации продуктивного интервала, набухании глин.
Во время вскрытия продуктивного пласта бурением происходит проникновение глинистых частиц из бурового раствора в приводящие фильтрационные каналы породы. Как правило, продуктивные пласты вскрываются при давлениях, значительно превышающие пластовое. Для предотвращения нефтегазопроявлений при бурении приходиться создавать гиростатическое давление столба жидкости (бурового раствора) значительно превышающее пластовое давление. Величина гидростатической репрессии зависит от плотности бурового раствора, высоты столба жидкости и пластового давления.
Помимо гидростатического давления столба жидкости при бурении могут возникать гидродинамические репрессии на пласт, часто имеющие пульсирующий характер. Они возникают при спускоподъемных операциях, пульсирующей подачи жидкости, остановке насоса, образовании сальника в затрубном пространстве и на долоте. Установлено, что гидродинамический перепад давления повышается с глубиной спуска бурильной колонны, увеличением скорости спуска колонны, ростом числа спускоподъемных операций. Особенно высокие значения гидродинамических давлений возникают в процессе быстрого спуска бурильной колонны, и они могут достигать 4-10МПа. Набухание глинистых частиц представляет собой достаточно сложное явление, возникающее при проникновении в пласт пресной воды или воды другой минерализации. Оно происходит в результате нарушения физико-химического равновесия между глиной, пластовой водой и водой, проникающей в пласт по какой либо причине.
Основываясь на эмпирических данных, полученных за период работы ОАО «Сургутнефтегаз», а именно Сургутского УПНПиКРС в области гидравлического разрыва пласта можно сделать вывод, что засоренные твердыми частицами бурового раствора фильтрационные каналы пород приводят к тому, что в процессе гидроразрыва пласта (ГРП) возникают дополнительные давления в призабойной зоне пласта. Это в свою очередь существенно влияет на успешность проведения операции ГРП в целом. Также добавочное давление может быть обусловлено различными ограничениями вблизи ствола скважины: извилистым путем потока через микрозазор между цементом и породой, ограниченным количеством перфораций, соединяющих с трещиной, многочисленными ответвлениями трещины, переориентацией трещины по мере ее распространения от ствола скважины и т.д. Измеренное давление превышает давление внутри трещины и зависит от расхода. Коллектор высокой проницаемости, для которого расход распространения относительно велик, имеет весьма значительный компонент трения, из-за чего давление распространения значительно превышает давление смыкания. Кроме того, как трение в зоне перфорации из-за кольматации, так и извилистость зависят от расхода и увеличиваются с ростом расхода.
Используя ступенчатое снижение расхода после тестового ГРП, можно установить природу высоких аномальных пластовых давлений, при их наличии.
Они могут влиять на график зависимости давления от расхода таким образом, что участок распространения не попадет на прямую линию и наклон будет отличаться от того, каким он должен быть. Эти точки данных могут смещаться, и, в зависимости от их смещения, можно сделать вывод о причине высоких давлений, это может быть как кольматация и извилистость, так и трение в перфорационных отверстиях. При наличии большого трения в зоне перфорации маловероятно получение эффекта от проработки призабойной зоны пласта мелким проппантом и с увеличением расхода, ведь увеличение расхода приводит к резкому увеличения давления и невозможности закачки проппанта в пласт.
8 октября 2015 года был произведен анализ тестового ГРП на кусту 188, скважина 5680Гр Северо-Лабатьюганского месторождения.
На рисунке 1 представлен график проведения тестового ГРП. При проведении тестового ГРП было закачано 53.4 м3 жидкости и получены следующие давления: разрыва - 463 атм., рабочее - 480 атм., конечное - 491 атм., мгновенное - 240 атм., открытия гидравлического порта - 300 атм. На графике явно выражена высокая степень кольматации ПЗП, о чем свидетельствует высокое рабочее давление, а также отсутствие изменения мгновенного давления по выраженной затухающей амплитуде (гидравлический удар).
Рисунок 1 – Тестовый ГРП
Основываясь на полученных данных можно сделать вывод, что в данном случае имеет место высокая кольматация ПЗП и закачка проппанта в пласт со стандартым расчетом не подходит ввиду высокого шанса получения режима «Стоп».
В результате произведено изменение дизайна закачки. Увеличена начальная стадия закачки геле-проппантовой смеси с концентрацией 100 кг/м3 до объёма 30 м3 вместо 16 м3 запланированных первончально и до 17 м3 с концентрацией проппанта 100-200кг/м3 фракции 30/60 с целью проработки призабойной зоны пласта, а также с целью контроля прохода зоны перфорации и призабойной зоны на первых стадиях закачки.
В результате изменения дизайна закачки был успешно проведен первый этап многосекционного ГРП на кусту 188, скважина 5680Гр Северо-Лабатьюганского месторождения. На последующих этапах проблем с кольматацией призабойной зоны не возникло и изменения дизайна с целью проработки призабойной зоны не потребовалось. На рисунке 2 представлен график закачки при многосекционном ГРП на Северо-Лабатьюганском месторождении.
Также одним из методов снижения влияния кольматации ПЗП при гидравлическом разрыве пласта является метод дренирования. На рисунке 3 представлен пример дренирования ПЗП на скважине 5504Гр (куст 181) Северо-Лабатьюганского месторождения.
Рисунок 2 – График изменения давления при многосекционном ГРП
Рисунок 3 – Изменения давления при дренировании
Метод дренирования заключается в повышение давление на забое скважины с последующим резким снижением расхода, соответственно и давлением, приводящим к разрушению кольматированной породы призабойной зоны пласта. Примером успешного дренирования является проведенный МС ГРП на кусту 1104, скважина 10644, где после тестового ГРП было принято и согласовано решение проведения дренирования, давление на устье скважины не превышало 40 МПа.
За год было произведено 56 многосекционных ГРП, из которых в 10 случаях применялась проработка ПЗП мелким проппантом. В двух случаях произошли осложнения: на первом этапе в скважине 620 (куст 40) Западно-Чигоринского месторождения, на втором этапе в скважине 3512 (куст 80Б) Русскинского месторождения. Использование проработки, как метода снижения влияния кольматации ПЗП, оправдано, это является эффективным средством по снижению влияния кольматации на процесс проведения ГРП, позволяющим безопасно определить возможность закачки в пласт требуемого объема проппанта.