К числу самых серьезных и малоуправляемых геологических осложнений, возникающих при бурении скважин относятся газонефтеводопроявления в областях со сформированными участками заводнения. Риски возникают вследствие отсутствия возможности прогнозирования потенциальных зон аномально высоких пластовых давлений (АВПД).
В статье рассмотрена возможность прогнозирования аномально высокого пластового давления (АВПД) транзитных пластовых систем, которые не вовлечены в процесс разработки. Такое прогнозирование позволит минимизировать риски возникновения осложнений при бурении скважин. Проанализированы осложнения (газо-, нефте- и водопроявления), возникавшие при строительстве скважин на Приобском месторождении в 2014-2017 г. На основе результатов геомеханического моделирования, фактических данные проведенных гидравлического пласта (ГРП) и давлений нагнетания скважин системы поддержания пластового давления выдвинута гипотеза о причинах возникновения участков с АВПД техногенного генезиса. Установлено, что формирование зоны АВПД в неразрабатываемых пластах связано с явлением автоГРП. Выявлены признаки, характерные для участков с зонами АВПД техногенного генезиса. Выполнены моделирование развития трещин автоГРП, в том числе геомеханическое, и адаптация показателей разработки. На основании обобщения фактического материала, полученного при бурении, и при геологической информации построены прогнозные карты изобар транзитных объектов, где учтены специфические признаки. Предполагается повысить качество прогноза возможных зон АВПД, что приведет к уменьшению числа осложнений при бурении.
Данный подход к обеспечению безаварийного бурения можно применять на других месторождениях, геологическое строение которых аналогично строению пластов Приобского месторождения и на которых реализуются сходные системы разработки.
Список литературы
1. Милановский Е.Е. Геология России и ближнего зарубежья (Северной Евразии). – М.: Изд-во МГУ, 1996. – 448 с.
2. Александров Б.Л. Аномально-высокие пластовые давления в нефтегазоносных бассейнах. – М.: Недра, 1987. – 216 с.
3. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir Stimulation. – New York: John Willey & Sons, LTD, 2000.
4. Perkins T.K., Gonzales J.A. The Effect of Thermoleastic Stresses on Injection Well Fracturing // SPE 11332. – 1983.
5. Koning E.J.L. Fractured Water Injection Wells – Analytic Modelling of Fracture Propagation // SPE 14684. – 1985.
6. Field Studies of Spontaneous Growth of Induced Fractures in Injection Wells / A. Davletbaev [et al.] // SPE 171232. – 2014.
7. Reservoir Pressure Depletion and Water Flooding Influencing Hydraulic Fracture Orientation in Low-Permeability Oilfields / S. Kuzmina [et al.] // SPE 20749. – 2009.
8. Analysis of multiple fracture horizontal well application of Priobskoe field // Afanasiev I.S. [et al.] // SPE 162031. – 2012.
9. Field Development Issues and Newly Developed Sector Pattern with Horizontal Multi Stage Fractures Wells Completed in Mid-Permeability Oil Reservoir under WaterFlood / K.K. Butula, S. Vereschagin [et al.] // SPE 181983-MS. – 2016.
