Проведение текущего и капитального ремонта скважин является неотъемлемой частью процесса разработки нефтяных и газовых месторождений. Одним из значимых мероприятий, оказывающих влияние на фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) призабойной зоны пласта (ПЗП), является глушение скважин. Операция реализуется путём создания гидростатического давления столба жидкости на забое скважины, превышающего пластовое давление, и необходима для обеспечения безопасности проведения ремонта, а также предотвращения газонефтеводопроявлений (ГНВП).
Анализ результатов проведения ремонтов показывает, что применение жидкостей глушения (ЖГ) на водной основе в некоторых случаях приводит к снижению коэффициента продуктивности скважин по причине их проникновения в ПЗП и снижения её проницаемости [1–5]. В результате наблюдается длительный вывод скважины на режим, соответствующий остановочным параметрам до ремонта, либо возникает необходимость в проведении дополнительных геолого-технических мероприятий (ГТМ) по восстановлению проницаемости ПЗП различными реагентами на основе поверхностно-активных веществ, растворителей или кислот.
Основные причины снижения проницаемости ПЗП при глушении связаны как с геологическими особенностями продуктивного объекта и насыщающих его флюидов, так и с физико-химическими характеристиками технологической жидкости. К наиболее значимым факторам следует отнести наличие в составе коллекторов водочувствительных глинистых минералов, характер смачиваемости пород, объём проникновения жидкости в нефтенасыщенную часть, её совместимость с пластовыми флюидами, а также наличие в ней кольматирующих частиц. В связи с этим, является актуальным вопрос адресного подбора оптимальных составов для глушения, не оказывающих отрицательного воздействия на фильтрационные характеристики ПЗП и одновременно обеспечивающих безопасность работ в стволе скважины, предотвращая выброс пластового флюида. При этом жидкости должны быть доступны, а также технологичны в приготовлении и использовании.
Задача оценки применимости и оптимизации жидкостей глушения для ряда месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции в данном исследовании решалась посредством проведения оценки рисков образования неорганических солей при смешении составов с пластовыми водами, а также фильтрационных экспериментов на образцах керна, отобранных с продуктивных интервалов целевых объектов разработки.

В качестве объекта исследования выбраны нефтяные месторождения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции с наибольшим действующим фондом добывающих скважин для достоверности и представительности выборки, продуктивные отложения которых приурочены к терригенным толщам нижнего карбона (ТТНК: тульский, бобриковский, радаевский и косьвинский продуктивные горизонты) и девона (ТТД: кыновский, пашийский, муллинский, ардатовский и воробъёвский продуктивные горизонты).
Нефтенасыщенные коллекторы представлены мелко- и среднезернистыми кварцевыми песчаниками и алевролитами с различной степенью глинистости. Цемент, преимущественно глинистого, реже кальцитового состава. Тип цементации различный — поровый, базальный и контактовый. Ввиду однотипности разреза и невозможности его расчленения на отдельные вышеуказанные горизонты, их часто объединяют в единый (например, бобриковско-радаевский или кыновско-пашийcкий горизонты). Коэффициент аномальности пластового давления варьируется в диапазоне от 0,6 до 1,1 (табл. 1).

В среднем, относительно девонских отложений, нефти нижнего карбона характеризуются повышенной вязкостью и более высокой плотностью, при этом терригенные пласты нижнего карбона имеют более высокую проницаемость [6]. Принимая во внимание высокие коллекторские свойства рассматриваемых пластов и высокие значения обводнённости скважинной продукции, можно предположить, что наибольший вклад в снижение продуктивности скважин при глушении будет вносить применение несовместимых вод и набухание глинистых минералов.
В данных условиях оценить применимость технологической жидкости можно, рассчитав риски образования солей при смешении минерализованных вод различного состава, а проведение фильтрационных экспериментов на водонасыщенных моделях пласта позволит определить совместное влияние выпадения солей и набухания глинистых минералов на проницаемость
пород [7, 8].

Известно, что математическое моделирование процесса выпадения неорганических солей при смешении минерализованных вод позволяет оценить степень риска (индекс насыщения — SI), массу и тип образующейся соли [8, 9]. Положительный индекс насыщения свидетельствует о наличии риска образования соли, а при нулевом и отрицательных значениях вода недонасыщена солеобразующими ионами, и выпадение осадка не предполагается. В качестве исходных данных для расчёта используются результаты исследования ионного состава, pH и плотности воды, содержание растворенного углекислого газа в продукции и термобарические условия на забое скважины.
В данной работе авторами использована методика, предложенная Дж.Е. Оддо и М.Б. Томсоном [9], реализованная в виде расчётного модуля в среде Visual Basic for Applications программного обеспечения Microsoft Excel. Методика Оддо-Томсона заключается в расчете индекса насыщения на основе данных об ионном составе воды, температуре, давлении и pH по эмпирическим зависимостям для каждого типа соли. Выбор методики обусловлен простотой реализации, доступностью исходных данных и удобством при выполнении многочисленных расчётов.
Для целей исследования выбраны 14 месторождений и 5 объектов разработки. Каждому из объектов соответствует источник жидкости глушения, определяемый по совокупности двух факторов — применимости для конкретного месторождения/объекта и территориальной близости в целях минимизации операционных затрат на транспортировку до скважины. К особенности геологического разреза в пределах рассматриваемого региона можно отнести наличие множества водоносных горизонтов, в связи с этим, в качестве одного из источников минерализованной воды используются водозаборные скважины (ВС), добывающие минерализованную воду необходимой плотности и химического состава. Помимо использования ВС распространено применение пластовых вод (ПВ), получаемых с установок предварительного сброса воды (УПСВ) из системы сбора и подготовки скважинной продукции. Пункты налива минерализованных вод для глушения оснащаются замерными устройствами, проводится их отдельное обустройство. Всего для исследования выбрано 9 источников (табл. 2).

По указанной ранее методике рассчитывали SI и массу соли для пластовой воды, а также определяли долю жидкости глушения в смеси, при которой прогнозируется образование максимального количества осадка при забойных давлении и температуре (табл. 3).

По результатам расчётов установлено, что практически все исследуемые пластовые воды потенциально склонны к образованию карбоната кальция, а 28 % жидкостей глушения повышают данные риски, увеличивая количество осадка и дополняя его сульфатными соединениями. При этом стоит отметить, что карбонат кальция чаще всего способен выделяться в осадок при значении SI более 0,5 [10].
Дополнительно стоит выделить четыре типовых варианта результата расчёта:

• пластовая вода склонна к образованию солей, однако смешение с ЖГ не приводит к увеличению рисков, а наоборот, снижает их, смещая химическое равновесие в сторону исходных компонентов;
• пластовая вода склонна к образованию солей, смешение с ЖГ приводит к увеличению рисков (рис. 1б);
• ЖГ склонна к образованию солей, при этом сама пластовая вода стабильна
• (рис. 1в);
• пластовая вода и ЖГ не склонны к образованию солей.

Показано, что смешение пластовой воды продуктивного горизонта рассматриваемых месторождений ЖГ из соответствующих источников может приводить к образованию карбоната кальция и сульфатов. В этом случае смешение пластовой воды рассматриваемого месторождения и ЖГ, получаемой как смесь пластовых вод, поступающих на УПСВ этого же месторождения, может кратно повысить вышеуказанные риски, привести к кольматации ПЗП и снижению её проницаемости. При кольматации, вызванной выпадением карбоната кальция, для восстановления продуктивности можно рассмотреть солянокислотные обработки (СКО). В случае наличия гипса/ангидрита/целестина потребуется дополнительное введение в состав кислоты комплексообразователя или проведение предварительной щелочной обработки, а при низкой эффективности перечисленных методов, единственным решением будет проведение повторных перфорационно-взрывных работ в комбинации с СКО. Все указанные меры могут привести к внеплановым материальным затратам, а также потерям нефти вследствие незапланированных простоев. В связи с этим, значительное внимание стоит уделять предварительной оценке применимости составов глушения на этапе планирования ремонта скважины с использованием расчётных и лабораторных методов.