Ново-Михайловская площадь

Скважина Ново-Михайловская №4
(Г.Т. Овнатанов. Вскрытие и обработка пласта)
Работы по возбуждению притоков газа на этой площади были начаты со скв. НМ- 4.
Конструкция скважины— 325-мм кондуктор спущен на глубину 212 м и зацементирован до
устья; 219-мм промежуточная колонна спущена на глубину 2001 м, а цементный раствор за
колонной поднят на 600 м от ее башмака; 127-мм колонна спущена на глубину 2451 м, а
цементный раствор за колонной поднят по расчету на 1400 м. Эксплуатационный забой
в интервале 2451—2669 м открыт (Рис.1).
Рис.1. Конструкция скв.4 Ново-Михайловской площади
Скважина была подготовлена к гидрокислотному разрыву. Ее промыли пресной водой
до глубины 2300 м и установили цементный мост на глубине 2669—2695 м. В интервале
открытого ствола промыли скважину при помощи гидромониторного скребка со скоростью
20 л/сек. Далее скважину последовательно промывали подкисленным водным раствором,
пресной водой, пресной водой с песком со скоростью 22—25 л/сек, подкисленным водным
раствором и снова пресной водой. Всего на ее промывку было израсходовано до 1500 м3
воды.
Проверку приемистости произвели водным раствором ПАВ одним агрегатом АН-500.
Сведения по определению приемистости приведены в таблице:
* конец закачки
На основании снятой кривой приемистости В скважине произвели гидрокислотный
разрыв пласта. Было приготовлено 32 м3 рабочей жидкости следующего состава: 12%
соляной кислоты, 3% плавиковой кислоты, 2 кг лимонной кислоты, 200 кг ОП-7.
Приготовленной жидкостью заменили в открытом стволе скважины воду, а затем эту
жидкость вытеснили в пласт двумя агрегатами АН-500. Давление на устье за первые же 5
мин возросло до 400 кГ/см2. Объемная скорость вытеснения рабочей жидкости в пласт в
среднем составила 7,5 л/сек; максимальная скорость - 12,9 л/сек.
Затем давление упало
до
180-160 кГ/см2 и дальше продолжало падать; послед-
ние 800 л докачивали только одним агрегатом АН-500 при давлении 10—20 кГ/см2. После
остановки работы насоса давление очень скоро упало до нуля. За 20 мин в пласт было
вытеснено всего 22 м3 рабочей жидкости.
Через несколько часов давление в скважине поднялось до 12 кГ/см2. Из скважины
вначале стала поступать вода, а затем появились выбросы воды с газом. Через сутки
скважина начала фонтанировать газом.
В связи с проведенными работами на скв. 4 необходимо отметить следующее.
Изменение состояния газоподводящих трещин при вскрытии пласта так же, как и на
Атовской площади, было зарегистрировано и в скв. 4. Установлено, что только при давлении
на устье 380-400 кГ/см2 трещины раскрываются и рабочая жидкость вытесняется в пласт; секундный расход водного раствора ПАВ при этом составлял около 7,5 л (рис.2.,точка 3)
Рис.2. Картограмма давления вытеснения рабочей жидкости в пласт, скв.4 НовоМихайловской площади (точки 1,2 –заполнение системы рабочей жидкостью; точка 3раскрытие единственной трещины, давление 380-400 кГ/см2; 4,5 –снижение давления до 180160 кГ/см2.
В коллекторах трещинного типа замечено, что после снятия устьевого давления
некоторые скважины проявляют себя очень бурно и за короткое время всю закачанную в
пласт рабочую жидкость выдают обратно на поверхность.
В газовых скважинах с начала фонтанирования давление у забоя Рзаб по мере
замещения жидкости в стволе природным газом значительно снижается, вследствие чего
призабойное напряжение q3 возрастает и стремится к своему предельному значению. Это
еще в большей мере, чем в нефтяных скважинах, повышает вероятность обратного смыкания
стенок трещин, если они в процессе воздействия (как это было в скв. 4) не были закреплены.
В скв. 4 наблюдалось постепенное понижение дебита газа до полного прекращения
поступления его из пласта.
Причин, вызывающих обычно прекращение из скважины притоков продукции,
несколько: образование песчаной пробки или пробки, из какого-нибудь другого материала,
поступающего из пласта (парафина, смолы и др.); образование в газовой скважине на какомнибудь участке движения природного газа (от забоя до сборных установок) гидратов и их
оседание; обводнение скважин посторонними водами; истощение залежи.
Однако в скв. 4 ни одной из этих причин отмечено не было. Следовательно, наиболее
вероятным было предположить, что в данном случае происходило именно смыкание трещин.
При этом дебит скважины снижался постепенно за время, в течение которого стенки
трещины сближались, а прекращение поступления продукции соответствовало моменту,
когда они полностью сомкнулись.
Скв. 4 после обработки призабойной зоны, выполненной без закрепления
микротрещин, фонтанировала газом всего в течение 20 ч; за это время дебит ее заметно
снижался. И, наконец, когда с пластом сообщение полностью прервалось, поступление газа
из скважины прекратилось.
Как указывалось, упругость горной породы, вследствие которой смыкаются трещины,
очевидно, проявляется не мгновенно. Если предположить, что микротрещины имеют
наибольшую раскрытость 100 мк, то в глубинных условиях пласта породы должны,
очевидно, пройти путь, равный 50 мк. Так как в нашем случае этот путь пройден приблизительно за 20 ч, то, следовательно, скорость, с которой происходило сближение стенок,
была равна 10 А/сек1.
Во всех предыдущих операциях вытеснения водных растворов ПАВ микротрещины в
этой скважине раскрывались каждый раз при давлении на устье 380-400 кГ/смг, после
проведенной последней кислотной обработки в работах по исследованию путей движения
рабочей жидкости, меченной изотопами, повысить давление вытеснения свыше 100 кГ]см2
не удалось, и оно колебалось в пределах 40-70 кГ/см2. По-видимому, в призабойной зоне при
давлении 380—400 кГ/см2, раскрылись одновременно газоподводящие и непродуктивные
микротрещины, приуроченные к разным интервалам опробуемого объекта, общая мощность
которого составляет 217 м. Причем первые функционировали (приблизительно в течение 20
ч) до тех пор, пока постепенно под влиянием призабойного напряжения окончательно не
сомкнулись. А трещины в непродуктивных породах, с которыми кислота вступала во
взаимодействие, были разъедены кислотой и через них происходили утечки рабочих
жидкостей, вследствие которых не удалось повысить давление до величины раскрытия
продуктоподводящих микротрещин.
Для восстановления положения, ранее существовавшего в пласте, и возможности
раскрытия микротрещин необходимо закрыть пути утечек рабочей жидкости, без чего
продуктоподводящие микротрещины раскрыть уже невозможно.
Таким образом, и в этой скважине подтвердилось полученное из предыдущих
экспериментальных работ заключение о том, что нефтегазоподводящие микротрещины на
глубине, ориентированные перпендикулярно наслоению или составляющие с
перпендикуляром некоторый угол (вертикальные тектонические микротрещины) при
вскрытии пласта смыкаются. Вследствие этого теряется связь с пластом и скважины
лишаются полноценного с ним сообщения.