ИЗОЛЯЦИЯ ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ ПЛАСТОВЫХ ВОД В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО ВЫСОКИХ ДАВЛЕНИЙ И ВЫСОКИХ ТЕМПЕРАТУР
Изоляция заколонных перетоков пластовых вод в условиях аномально высоких давлений и высоких температур при вводе скважин из бурения, на примере скважин Западно-Морозовского месторождения ОАО "Роснефть-Краснодарнефтегаз"
А.М. Строганов, В.М. Строганов, А.В. Сахань (ООО "НПФ "Нитпо")
Г.Г. Гилаев, В.П. Потапкин (ОАО "Роснефть-Краснодарнефтегаз")
Большинство месторождений Краснодарского края находится на завершающей стадии разработки. Перспективы стабилизации и увеличения добычи нефти связаны с доразведкой эксплуатируемых объектов, интенсификацией притока в скважинах, подключением в разработку невыработанных пластов. Наряду с этим в крае продолжается ввод в разработку новых месторождений, одним из которых является Западно-Морозовское. Оно входит в состав Сладковско-Морозовского нефтегазоносного региона, открытого в конце 1996 г.
Особенность геологического строения месторождения – аномально высокие давления продуктивного и расположенного ниже водоносного пластов. Продуктивный пласт находится на глубине 3000 м, имеет среднее пластовое давление 41,0-46,0 МПа. Он отделен от нижележащего водоносного пласта глинистой перемычкой мощностью 20 м. Пластовое давление водоносного горизонта – порядка 58,0 МПа. Пласты, обладающие емкостно-фильтрационными свойствами, имеют алевро-песчаный состав. Средняя проницаемость продуктивного пласта – 95,33 мД, коэффициент пористости – 25,6 %, пластовая температура – 124 0С.
При выводе скважин в разработку из бурения столкнулись с проблемой обводнения продукции. В ряде случаев вода по заколонному перетоку поступала из нижележащего водоносного пласта. На двух скважинах Западно-Морозовского месторождения в декабре 2003 г. и августе 2004 г. произведены ремонтно-изоляционные работы (РИР) составом
АКОР БН 102, разработанным специалистами НПФ "Нитпо" с целью изоляции водопритока. В декабре составом на основе АКОР БН проведена селективная изоляция притока воды на скважине №1 Западно-Морозовского месторождения ОАО "Роснефть-Краснодарнефтегаз".
Геолого-физические условия данной скважины: глубина залегания продуктивного пласта – 3000 м, эффективная мощность – 4,3 м, пластовая температура – 124 0С, пластовое давление – 460 атм.; глубина залегания водоносного пласта – 3020 м, пластовое давление – 567 атм. Между пластами расположен низкопроницаемый глинистый пропласток мощностью 20 м.
Первым стволом скважины был пробурен нижележащий водоносный пласт. После добычи порядка 40 тыс. т нефти, скважина обводнилась. Решили пробурить второй ствол скважины, но ошиблись в расчетах и также захватили бурением кровлю водоносного горизонта. При проведении ремонтных работ произошел обрыв нижних труб НКТ, и ствол, как и первый, решили ликвидировать. Расстояние от третьего ствола на глубине продуктивного пласта до второго 4-5 м и 180 м – до первого, глубина забоя – 3009 м.
При освоении была получена нефть, но через две недели, скважина резко обводнилась. Проведенные гидродинамические исследования показали, что приток воды происходит через интервал перфорации. Пластовое давление, измеренное в остановленной скважине на глубине 2958 м, составило 564,8 атм. Резкий прорыв воды предположительно произошел через рядом пробуренный (4–5 м) второй ствол из нижележащего (20 м) водоносного пласта. Приняли решение о проведении РИР водоизоляционным составом на основе материала АКОР БН 102. Закачку состава проводили через существующий интервал перфорации. Схема работы скважины до и после обработки представлена на рис. 1.
Рисунок 1 – Работа скважины № 1 Западно-Морозовского месторождения
до и после проведения РИР
Показатели работы скважины после обработки представлены в табл. 1 и на рис. 2.
Таблица 1 – Показатели работы скважины № 1 Западно-Морозовского месторождения после проведения РИР
А.М. Строганов, В.М. Строганов, А.В. Сахань (ООО "НПФ "Нитпо")
Г.Г. Гилаев, В.П. Потапкин (ОАО "Роснефть-Краснодарнефтегаз")
Большинство месторождений Краснодарского края находится на завершающей стадии разработки. Перспективы стабилизации и увеличения добычи нефти связаны с доразведкой эксплуатируемых объектов, интенсификацией притока в скважинах, подключением в разработку невыработанных пластов. Наряду с этим в крае продолжается ввод в разработку новых месторождений, одним из которых является Западно-Морозовское. Оно входит в состав Сладковско-Морозовского нефтегазоносного региона, открытого в конце 1996 г.
Особенность геологического строения месторождения – аномально высокие давления продуктивного и расположенного ниже водоносного пластов. Продуктивный пласт находится на глубине 3000 м, имеет среднее пластовое давление 41,0-46,0 МПа. Он отделен от нижележащего водоносного пласта глинистой перемычкой мощностью 20 м. Пластовое давление водоносного горизонта – порядка 58,0 МПа. Пласты, обладающие емкостно-фильтрационными свойствами, имеют алевро-песчаный состав. Средняя проницаемость продуктивного пласта – 95,33 мД, коэффициент пористости – 25,6 %, пластовая температура – 124 0С.
При выводе скважин в разработку из бурения столкнулись с проблемой обводнения продукции. В ряде случаев вода по заколонному перетоку поступала из нижележащего водоносного пласта. На двух скважинах Западно-Морозовского месторождения в декабре 2003 г. и августе 2004 г. произведены ремонтно-изоляционные работы (РИР) составом
АКОР БН 102, разработанным специалистами НПФ "Нитпо" с целью изоляции водопритока. В декабре составом на основе АКОР БН проведена селективная изоляция притока воды на скважине №1 Западно-Морозовского месторождения ОАО "Роснефть-Краснодарнефтегаз".
Геолого-физические условия данной скважины: глубина залегания продуктивного пласта – 3000 м, эффективная мощность – 4,3 м, пластовая температура – 124 0С, пластовое давление – 460 атм.; глубина залегания водоносного пласта – 3020 м, пластовое давление – 567 атм. Между пластами расположен низкопроницаемый глинистый пропласток мощностью 20 м.
Первым стволом скважины был пробурен нижележащий водоносный пласт. После добычи порядка 40 тыс. т нефти, скважина обводнилась. Решили пробурить второй ствол скважины, но ошиблись в расчетах и также захватили бурением кровлю водоносного горизонта. При проведении ремонтных работ произошел обрыв нижних труб НКТ, и ствол, как и первый, решили ликвидировать. Расстояние от третьего ствола на глубине продуктивного пласта до второго 4-5 м и 180 м – до первого, глубина забоя – 3009 м.
При освоении была получена нефть, но через две недели, скважина резко обводнилась. Проведенные гидродинамические исследования показали, что приток воды происходит через интервал перфорации. Пластовое давление, измеренное в остановленной скважине на глубине 2958 м, составило 564,8 атм. Резкий прорыв воды предположительно произошел через рядом пробуренный (4–5 м) второй ствол из нижележащего (20 м) водоносного пласта. Приняли решение о проведении РИР водоизоляционным составом на основе материала АКОР БН 102. Закачку состава проводили через существующий интервал перфорации. Схема работы скважины до и после обработки представлена на рис. 1.
Рисунок 1 – Работа скважины № 1 Западно-Морозовского месторождения
до и после проведения РИР
Показатели работы скважины после обработки представлены в табл. 1 и на рис. 2.
Таблица 1 – Показатели работы скважины № 1 Западно-Морозовского месторождения после проведения РИР
Таблица № 1
Эффект продолжается.
Рисунок 2 – Показатели работы скважины № 1 Западно-Морозовского месторождения в 2004 году после проведения РИР составом АКОР БН
Резкое увеличение дебита нефти в июне произошло вследствие смены штуцера с 2,5'' на 4,8'', как видно, при такой депрессии дебит воды не увеличился.
Аналогичные геологические условия отмечены и на скважине № 8. Эта скважина вышла из бурения в июле 2004 г. При испытании через штуцер в 6'' была получена вода с дебитом 345,6 м3/сут. По забойному давлению: предположительно заколонный переток из нижележащего пласта. РИР в августе 2004 г. проводили материалом АКОР БН с докреплением цементом по технологической схеме, предложенной специалистами ООО НПФ "Нитпо" и ОАО "Роснефть-Краснодарнефтегаз". Схема проведения РИР представлена на рис. 3.
а) скважина до РИР; б) скважина во время РИР; в) скважина после РИР
Рисунок 3 – РИР на скважине № 8 Западно-Морозовского месторождения
Было принято решение об установке цементного моста в зоне перфорации продуктивного пласта, его разбуривании, простреле специальных отверстий напротив водоносных интервалов. Закачка водоизолирующей композиции АКОР БН 102 для создания водонепроницаемого экрана проводилась через специальные отверстия с последующим докреплением цементным раствором.
После перестрела старого интервала перфорации и освоения параметры работы скважины показали, что переток воды снизу ликвидирован. Результаты работы скважины после РИР представлены в табл. 2 и на рис. 4.
Таблица 2 – Показатели работы скважины № 8 Западно-Морозовского месторождения после проведения РИР
Рисунок 2 – Показатели работы скважины № 1 Западно-Морозовского месторождения в 2004 году после проведения РИР составом АКОР БН
Резкое увеличение дебита нефти в июне произошло вследствие смены штуцера с 2,5'' на 4,8'', как видно, при такой депрессии дебит воды не увеличился.
Аналогичные геологические условия отмечены и на скважине № 8. Эта скважина вышла из бурения в июле 2004 г. При испытании через штуцер в 6'' была получена вода с дебитом 345,6 м3/сут. По забойному давлению: предположительно заколонный переток из нижележащего пласта. РИР в августе 2004 г. проводили материалом АКОР БН с докреплением цементом по технологической схеме, предложенной специалистами ООО НПФ "Нитпо" и ОАО "Роснефть-Краснодарнефтегаз". Схема проведения РИР представлена на рис. 3.
а) скважина до РИР; б) скважина во время РИР; в) скважина после РИР
Рисунок 3 – РИР на скважине № 8 Западно-Морозовского месторождения
Было принято решение об установке цементного моста в зоне перфорации продуктивного пласта, его разбуривании, простреле специальных отверстий напротив водоносных интервалов. Закачка водоизолирующей композиции АКОР БН 102 для создания водонепроницаемого экрана проводилась через специальные отверстия с последующим докреплением цементным раствором.
После перестрела старого интервала перфорации и освоения параметры работы скважины показали, что переток воды снизу ликвидирован. Результаты работы скважины после РИР представлены в табл. 2 и на рис. 4.
Таблица 2 – Показатели работы скважины № 8 Западно-Морозовского месторождения после проведения РИР
Таблица № 2
Эффект продолжается.
Рисунок 4 – Показатели работы скважины № 8 Западно-Морозовского месторождения в 2004 году после проведения РИР составом АКОР БН
Выводы
1. Предупреждающие обработки водоносных пластов (установка водоизоляционных экранов) в схожих геологических условиях (наличие водоносного пропластка отделенного от продуктивного слабопроницаемой перемычкой) позволят практически полностью предотвратить преждевременное обводнение продукции скважины.
2. Селективные водоизолирующие материалы группы АКОР БН могут быть рекомендованы для проведения РИР в сложных геологических условиях (высокая температура призабойной зоны – 124 0С, высокое пластовое давление – до 60,0 МПа). Составы на их основе обеспечивают создание достаточных блок-экранов для изоляции притока воды в данных геологических условиях.
Статья опубликована в: Журнал Бурение и нефть, № 6, 2005 г.
Рисунок 4 – Показатели работы скважины № 8 Западно-Морозовского месторождения в 2004 году после проведения РИР составом АКОР БН
Выводы
1. Предупреждающие обработки водоносных пластов (установка водоизоляционных экранов) в схожих геологических условиях (наличие водоносного пропластка отделенного от продуктивного слабопроницаемой перемычкой) позволят практически полностью предотвратить преждевременное обводнение продукции скважины.
2. Селективные водоизолирующие материалы группы АКОР БН могут быть рекомендованы для проведения РИР в сложных геологических условиях (высокая температура призабойной зоны – 124 0С, высокое пластовое давление – до 60,0 МПа). Составы на их основе обеспечивают создание достаточных блок-экранов для изоляции притока воды в данных геологических условиях.
Статья опубликована в: Журнал Бурение и нефть, № 6, 2005 г.
У вас есть вопросы? Напишите нам!
Мы обязательно вам ответим