Ключевые слова: высоковязкая нефть, трудноизвлекаемые запасы, гидроразрыв пласта, тампонажный материал, повышенные температуры.
Современная нефтяная отрасль вынуждена искать новые технологические решения в связи с истощением традиционных запасов и необходимостью освоения трудноизвлекаемых месторождений (ТрИЗ) [1]. В Российской Федерации интерес представляют залежи баженовской свиты в Западной Сибири, характеризующиеся глубоким залеганием (2000–3000 м), тонкой продуктивной зоной и низкой проницаемостью (до 0,005 мД). При этом запасы баженовской свиты достигают 100–170 млрд тонн, однако традиционные методы разработки не позволяют ограничить коммерческую эффективность.
Экстремально низкий коэффициент проницаемости 0,01–1 мД приводит к низкой продуктивности скважин и высоким темпам падения добычи. Для обеспечения рентабельных дебитов скважин и накопленной добычи углеводородного сырья (УВС) приходится использовать дорогостоящие конструкции эксплуатационных скважин с высокотехнологическими типами заканчивания, с горизонтальными стволами до 2000 м, муфтами гидроразрыва пласта (ГРП), пакерами для проведения многостадийных, большеобъемных ГРП с массой проппанта до 300 т на каждую стадию [2].
На сегодняшний день мировая практика показывает, что эффективное освоение ТрИЗ возможно при использовании скважин с горизонтальным окончанием в сочетании с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП). Данный подход обеспечивает создание разветвленной искусственной системы трещины (стимулированного объема пласта, SRV) и распространение воздействия по всей длине горизонтального участка. Однако для месторождений с особенностями, компаниями баженовской свите, необходимо проведение комплексного анализа геолого-технических параметров, включая моделирование процессов гидроразрыва и оптимизации технологических режимов, что и является целью данной работы.
Баженовская свита представляет собой мезозойские условия, характеризующиеся соблюдением дополнительных параметров:
· Глубина залегания: 2000–3000 м.
· Толщина продуктивного горизонта: увеличивается от 25 до 50 м, с одинаковыми различиями пород.
· Пористость: 3–4 % (никогда ниже), что свидетельствует о высокой степени уплотнения.
· Проницаемость: менее 0,005 мД, что обусловлено отсутствием развитой системы сложной трещины.
· Химико-физические особенности: породы свиты характеризуются низким содержанием химических веществ (керогена) и имеют низкую эффективность, что затрудняет естественное развитие трещиноватости.
Традиционные методы гидроразрыва, внедренные в вертикальных скважинах, не способны обеспечить расширение раскрытия горизонтальных участков, что приводит к локализации стимуляции эффекта и неравномерному распределению давления. К проблемам традиционных подходов относятся:
· Ограниченное воздействие на горизонтальный участок, что ограничивает площадь контакта со скважиной.
· Невозможность точно регулировать параметры воздействия по всей длине ствола.
· Высокую чувствительность к геологическим неоднородностям и изменениям физико-химических свойств пласта.
Решением данной проблемы является применение МГРП с использованием специальных изолирующих устройств (пакеры, шаровые муфты), что позволяет «разбить» горизонтальный участок на независимые стимуляционные зоны.
Для описания механизма образования трещины в условиях МГРП использованы следующие модели:
· Модель KGD (Кристиансен–Гиртсма–ДеКлерк): описывает начальный этап формирования, высокую трещину, актуальную для начальной фазы гидроразрыва.
· Модель PKN (Перкинса-Керна-Нордгрена): применяется для определения трещин, ограниченных по высоте, характерных для завершающих стадий.
· Двойная пористость (модель Эль-Банби): позволяет учитывать влияние как матричных, так и трещинных характеристик пласта на динамику закачиваемой жидкости.
На основе этих моделей учитываются расчеты оптимальных параметров:
· Длина трещины необходима для охвата верхней части территории продуктивного горизонта.
· Количество стадий ГРП, требуемых для расширения воздействия.
· Объем и скорость закачки жидкости, чтобы обеспечить достаточное давление без переразрыва пласта.
В рамках исследования был разработан программный комплекс для количественного анализа, который наблюдал:
· Геометрические параметры горизонтального участка скважины.
· Равномерность распределения давления по длине ствола.
· Эффект взаимодействия между соседними стадиями ГРП.
Полученные данные способствовали предсказанию распределения напряжений в пласте.
Пилотный проект был реализован на одном из месторождений с объектом ТрИЗ баженовской свиты в Западной Сибири. В рамках проекта в 51 скважине предложены экспериментальные МГРП с использованием современных систем изолирующих устройств:
· В каждой скважине были установлены пакерные комплекты, позволяющие расширить горизонтальный участок в промышленной зоне.
· Проводились последовательные закачки стимулирующих жидкостей с учетом рекомендованных параметров, полученных из приведенного ниже рассмотрения.
Контрольные и экспериментальные скважины сравнивались с динамикой дебита, коэффициентом добычи нефти и эксплуатационными затратами. Результаты опытно-промышленного развития – стабильное увеличение дебита на 30–50 % при снижении операционных затрат [3].
Проведенное вычислительное моделирование и результаты опытно-промышленного внедрения показали, что применение МГРП позволяет:
· Создать устойчивую и равномерно распределенную системную трещину (SRV) по всей длине горизонтального участка.
· Достичь более высокого коэффициента добычи углеводородов за счет увеличения контактной площади скважин с продуктивным горизонтом.
· Снизить эксплуатационные затраты для оптимизации расхода стимулирующих жидкостей и проведения повторных операций.
Многофакторный анализ показал, что продуктивность скважин оценивается следующим образом:
· Длина горизонтального участка: увеличение длины требует увеличения числа стадий для равномерного воздействия.
· Скорость закачки: оптимальная скорость позволяет избежать чрезмерного переразрыва пласта и обеспечивает стабильное давление.
· Объем закачки и тип проппанта: правильный подбор материала позволяет зафиксировать трещины и предотвратить их закрытие под давлением пластового давления.
Применение технологии МГРП в заканчивании скважин позволяет снизить затраты на проведение стимуляционных операций за счет:
· Сокращения повторных операций (рефраков) ГРП;
· Увеличения коэффициента добычи нефти, что положительно влияет на общий результат проекта;
· Оптимизации расхода материалов (жидкостей, проппанта) и снижения затрат на обслуживание скважин.
Экономический анализ показал, что увеличение дебита на 30–50 % приводит к значительному снижению себестоимости добычи на единицу продукции, что особенно важно для освоения ТрИЗ.
Основные выводы исследования можно сформулировать следующим образом:
1. Теоретическая обоснованность: применение моделей KGD, PKN и двойной пористости позволяет точно определить оптимальные параметры МГРП для объектов с низкой проницаемостью.
2. Эффективность технологии: оптимизация числа стадий, объема и скорости закачки стимулирующих жидкостей обеспечивает равномерное сопротивление трещин искусственной системы (SRV), что приводит к увеличению дебита на 30–50 %.
3. Экономическая обоснованность: снижение затрат и повышение коэффициента добычи углеводородов делают предложенные технологии коммерчески привлекательными для разработки ТрИЗ.
4. Перспективы текущих исследований: необходима адаптация технологий к любым геолого-техническим условиям и интеграция систем в режиме реального времени для контроля параметров ГРП.
Таким образом, предлагаемый подход является перспективным направлением в освоении трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья и может быть предпочтительным для дальнейшего развития отечественной нефтедобычи.
Высокая вязкость углеводородов является проблемой для их фильтрации к скважин. В силу этого используют тепловые методы воздействия, что сказывается на сформированном цементном камне.
Известно, что состав большинства вяжущих материалов включает в себя (базируется) в основном оксиды кальция и кремния, а учитывая «растворный» механизм формирования камня, данный процесс предварительно протекает через растворение исходных компонентов, у которых процесс растворения с повышением температуры носит взаимопротивоположный характер – растворимость оксида кальция с увеличением температуры снижается, а оксидов кремния – увеличивается. Естественно, при затворении и закачивании тампонажного раствора в скважину (в ранние сроки твердения при температуре окружающей среды до 50 Со) можно предполагать, что формирование камня происходит за счет образования высокоосновных гидратных соединений, которые затем, в условиях набора температуры, преобразуются в низкоосновные [4]. Данный процесс сопровождается изменением объема кристаллогидратов и, естественно, деформацией камня – образованием трещин, изменением пористости и т.д., которые, согласно мнению ряда исследователей, принято называть термической коррозией.
Отсюда следует, что основное направление ее предупреждения, снижения интенсивности – разработка технологических приемов, способов формирования структуры камня в ранние сроки твердения, преимущественно представленного низкоосновными новообразованиями (гидратосоединениями) по малостадийоному принципу, в идеальном случае – по одностадийному, исключая межфазовые переходы.
Отсюда, на наш взгляд, перспективным способом является сочетание вяжущего портландцемента, шлакопортландцемента и др. с мелкодисперсными кремнеземсодержащими добавками – мелкоизмельченным кремнеземом, фильтроперлитом, который предпочтительно должен иметь аморфную структуру. Но и в этом случае избежать полиморфных преобразований невозможно – температура начала растворения кристаллического кремнезема около 105 оС, аморфного – около 70 оС, щелочность среды определенным образом снижает температуру, но недостаточно.
Другим решением проблемы является поиск состава вяжущих продуктов гидратации, которые поставляют в раствор значительно меньшее количество гидроксида кальция, например, шлаки доменного производства, представленные в основном двухкальциевым силикатом β-модификации. В этом случае следует обращать внимание на седиментационную устойчивость образующегося при затворении тампонажного раствора.
Технологическим решением для полидисперсных систем может стать и способ, предложенный и используемый в строительной промышленности, – создание «плотной» упаковки гетерогенной системы (тампонажного раствора). Суть метода заключается в представлении дисперсной системы в виде структуропорового пространства и мелкозерновых перегородок, которые непрерывно эволюционируют к плотноупакованному состоянию. Асимптотически кинетика процесса уплотнения апроксимируется с помощью функций, предложенных Фуллером, Фулком и Дингером. Подбором размера и количества частиц твердой фазы обеспечивается оптимизация состава тампонажного раствора и требуемые физико-механические и структурно-прочностные свойства сформированного камня [5].
С учетом изложенного был рассмотрен ряд материалов, которые используются предприятиями для регулирования технологических свойств тампонажных растворов и формирующегося из них камня, в том числе и температуростойкости последнего. Их можно классифицировать на неактивные минеральные, практически не участвующие в взаимодействии с оксидами кальция и кремния и формировании кристаллогидратов (осадочные горные породы, ракушечник, лесс, маршалит, колошниковая пыль, смектит, монтморилонит и др.) и на активные минеральные добавки – цеолитовый туф, метакаолин, микросферы, летучая зола и прочие. Они, в отличие от предыдущих, благодаря присутствию кремнезема, имеющего аморфную структуру, учитывая ранее изложенное, обладают гидравлической активностью и тем самым способствуют повышенной термостойкости образующегося камня, его высокой прочности и седиментационной устойчивости раствора с их применением. К ним можно отнести материалы природного происхождения; осадочно-органические – диатомит, трепел, опока, опоковидная порода; вулканического происхождения – трассы, пемза, туф; искусственного происхождения – шлаки различных производств (доменных, мартеновских, электростанций, электротермического производства); обожженные глины – глияж, нефелиновый шлак, сиштоф. Также используют и соединения фосфора и золы.
Их воздействие обусловлено и созданием условий структурообразования, а отсюда – физико-механических свойств конечного продукта (камня) к воздействию ряда ухудшающих факторов, таких как термической и химической коррозии, повышенных структурных свойств (проницаемости и пористости). Улучшенная устойчивость обусловлена более высоким связыванием щелочных соединений, образованием вторичного гидрата силиката кальция.
Наиболее широкую доступность из представленных материалов имеют мелкодисперсный кремнезем и золы, поскольку они улучшают не только механические свойства камня, но и его термическую стабильность.
Среди техногенных добавок, обладающих свойством связывать выделившуюся при гидратации гидроокись кальция и тем самым способствовать образованию гидратных фаз пониженной основности, являются микросферы, представленные большей частью кремнеземом, имеющим аморфную структуру, торговой марки Microsilica и пенокерамическими микросферами.
Минеральный наполнитель Microsilica (кремнеземная пыль) является побочным продуктом металлургической или ферросилициевой промышленности, представляет собой аморфный диоксид кремния, который образуется в виде газа в погружных электродуговых печах при восстановлении «чистого» кварца. Представлен микросферами размером 0,1–0,3 мкм, допустимая область применения до 20 % от веса цемента.
Пенокерамические микросферы (фракции от 0,1 до 0,6 мм) имеют прочную, устойчивую оболочку зерна и представляют матрицу с различными структурами закрученных молекулярных цепей, которые были получены путем модуляции взаимодействий растворителя и сшитых структур с добавлением пенообразователя.
К достоинствам использования последнего можно отнести легкое, благодаря особой сферической форме, смешивание при приготовлении гранул; устойчивость раствора к коррозии; сформированность камня; возможность использования одностадийного цементирования; снижение рисков некачественного цементирования, и отсюда – минимизация затрат на проведение РИР; стоимость пеноматериалов в три раза дешевле импортных аналогов; снижение рисков заколонных перетоков; меньшее воздействие на коллекторские свойства пласта. Было установлено тепловое сопротивление между пеносферами и заполненной фазой для рассеивания тепла от внутренней тепловой конвекции аэрораствора.
Изложенная методология была апробирована при модифицировании составов высокотемпературных тампонажных материалов аспирантом Мелеховым А.В. при реализации поставленной цели кандидатской диссертации по обеспечению освоений месторождений высоковязких нефтей. При подборе фракционного состава, близкого к эталонному, им было выявлено, что для высокотемпературных смесей наиболее эффективными наполнителями по дисперсности являются пенокерамические микросферы, тампонажным составам присвоена марка TermoLight-4 (160) и TermoLight-9 (300).
Использование модифицированных тампонажных материалов позволило повысить качество разобщения пластов в нефтяных и газовых скважинах.
По результатам исследований сделано следующее заключение:
1. Термическая коррозия является следствием межфазовой перекристаллизации термодинамически неустойчивых, преимущественно высокоосновных гидросиликатов кальция. Для их предотвращения необходимо образование низкоосновных продуктов гидратации по малостадийному принципу путем введения дополнительного количества кремнийсодержащих компонентов, имеющих аморфную структуру, и оптимизация состава тампонажной композиции.
2. В качестве методологической основы для этого обоснована необходимость реализации «плотнейшей» упаковки и «эффекта подшипника», позволяющих создание повышенных изоляционных физических свойств цементного раствора/камня, а также обеспечить термостойкость образованной термодинамически стабильных соединений в ранние сроки твердения по малостадийному принципу, за счет снижения содержания свободного гидроксида кальция со связыванием алюминатных фаз в устойчивые продукты гидратации.
3. Предложен ряд рецептур тампонажных материалов, способствующих формированию в заколонном пространстве в условиях высоких температур и давлений термостойкого камня, обеспечивающего долговечность и герметичность в интервале продуктивного пласта.
4. Опытно-промышленные испытания разработанных составов проведены на ряде скважин. Их результаты подтверждают достоверность рекомендованных предположений о том, что за счет формирования субструктуры исходных компонентов и взаимного соотношения фракционного размера их частиц происходит сокращение количества фазовых микроструктурных превращений и внутренней деформации объемов фазовых составляющих в сформированном камне. На испытуемых скважинах доля сплошного контакта цемента с колонной повысилась с 13,3 до 66,9 %, а с породой – с 9,3 до 49,2 %.
Литература
1. Пчела К.В., Терентьев А.А., Поберий К.Р., Горнов Д.А., Киреев И.И., Колбунов М.Г. Проектирование участка опытно-промышленных работ по испытанию методов увеличения нефтеотдачи на месторождении N в условиях сложного геологического строения и наличия высоковязкой нефти // XIX научно-практическая конференция «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами», 2019. – С. 27–28.
2. Язьков А.В., Колбиков С.В., Шадчнев Н.А., Любимова О.В., Ибадуллаев П.Г. Геолого-технологические вызовы и опыт разработки трудноизвлекаемых запасов. Георесурсы, 2024. – № 26 (3). – С. 7–12.
3. Сооружение скважин на месторождениях с аномально высокими термобарическими условиями: монография / В.П. Овчинников, О.В. Рожкова, П.В. Овчинников, М.М. Фаттахов, А.В. Мелехов, Н.М. Шамсутдинов, С.Ю. Фролов; Тюменский индустриальный университет. – Тюмень: ТИУ, 2020. – 233 с.
4. Николаев, Н.И. Экспериментальные исследования физико-механических свойств полимерцементных композиций с низким содержанием дисперсионной среды / Н.И. Николаев, Эрнандес Рекена Дж.Р., Д.А. Сыркин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 2019 – № 1. – С. 35–38.
5. Исследование свойств тампонажных растворов с добавкой отходов производства фтористого алюминия / В.Ю. Бажин, М.В. Двойников, М.В. Глазьев, А.А. Куншин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 2020. – № 3 (327). – С. 107–115.
