К ВОПРОСУ О ЛИКВИДАЦИИ ВОДО-, ГАЗОПЕРЕТОКОВ В СКВАЖИНАХ СЕВЕРО–КОМСОМОЛЬСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
В.М. Строганов, А.Р. Гарушев, В.М. Мочульский, А.В. Сахань
ОАО "РосНИПИтермнефть"
Г.Г Гилаев, А.Т. Кошелев
ОАО НПО "Роснефть-Термнефть"
А.М. Строганов, С.Н. Лузин
ООО НПФ "Нитпо"
Северо-Комсомольское месторождение относится к нефтегазовым залежам, содержащим высоковязкие нефти. Балансовые запасы этого месторождения составляют 0,7 млрд. тонн.
Основным объектом разработки Северо-Комсомольского месторождения является пласт ПК1. Залежь приурочена к верхней части терригенных отложений покуровской свиты сеноманского яруса (отложения мелового комплекса). Вмещающий коллектор сложен песчаниками желтовато-серыми, мелкозернистыми, рыхлыми, местами слабосцементированными с линзовидной и пологоволнистой слоистостью за счет прослоя углисто-глинистого вещества. Тип залежи – сводово-массивная. Нефтенасыщенная часть пласта представляет собой относительно тонкий протяженный по площади слой толщиной до 20 м, повсеместно подстилающийся подошвенной водой и сверху перекрыта газовой шапкой толщиной до 40 м.
Коэффициент пористости в нефтенасыщенных коллекторах изменяется от 27,7 до 45,4 % (среднее 30,7), в газовой части – от 23,4 до 41,6 % (среднее 34,3), для водонефтяной и подгазовой залежи – 33,8-36,0 %.
Породы пласта характеризуются высоким содержанием песчаной фракции. Содержание обломков песка с размером 0,1-0,25 мм в нефтенасыщенном пласте составляет 43 %. Такие песчаники имеют пористость 30-40% и проницаемость от 100 до 1000 и более мД. Содержание обломков размером 0,01-0,1 мм составляет 35%, а с размером 0,1-0,05 мм – 37 %. Проницаемость последних составляет от 10 до100 мД. Породы с преобладанием фракций 0,05-0,01 мм (алевролиты глинистые) имеют пористость 20-25 % и проницаемость от 1 до 10 мД.
Нефть залежи пласта ПК1 тяжелая, имеет плотность от 0,822 до 0,917 г/см3, высоковязкая (от 46 до 107 мПа×с), газонасыщенность – 23-33 м3/т. Давление насыщения нефти газом изменяется от 6,6 до 10,3 МПа. Продуктивный пласт имеет сильно развитую слоистую микронеоднородность, которая выражена в частом чередовании тонких прослоев песка и глины. В целом пласт составляет рыхлую толщу.
Прослоями, разделяющими породы-коллекторы, являются глины, песчаники и алевролиты. Толщины глинистых прослоев, расчленяющих коллектор, изменяются от 0,4 до 5,2 м, но чаще встречаются толщиной 0,4-0,8 м. По некоторым скважинам выделяются более толстые перемычки, однако они не имеют большого развития по площади и выклиниваются на небольших расстояниях.
Отсутствие выраженных, достаточно мощных непроницаемых перемычек между нефтяной частью пласта, газовой шапкой и подстилающей водой благоприятствует возникновению перетоков газа и воды к интервалу перфорации. Усугубляет эту проблему крайне низкая механическая прочность пород коллекторов. На границе цементный камень-порода нагрузка (депрессия) на породу максимальна. При превышении критического значения этой нагрузки происходит разрушение породы в указанном интервале и возникновение заколонных перетоков на границе эксплутационная колонна – цементный камень. Эти проблемы наиболее ярко проявились при бурении и освоении скважин 2-го куста опытного участка Северо-комсомольского месторождения.
Практически на всех скважинах, пробуренных на 2-м кусте Северо-комсомольского месторождения, после освоения или эксплуатации были получены водоперетоки (скв. 899, 900, 938, 976, а также скв. 1015, 1016 из третьего куста) или водо-газоперетоки (скв. 901, 936, 974, 975).
Для ликвидации перетоков были опробованы как стандартные технологии изоляционных работ, так и технологии, разработанные применительно к скважинам данного месторождения.
РИР по ликвидации водо-газоперетоков были проведены в скважинах 900/2, 936/2, 974/2, 975/2, 976/2, 1015/3. Работы проводились собственными силами УПНП и КРС НГДУ «Барсуковнефть» и «КНГ-Сибирь» и сторонними организациями: «Oil Technology Overseas» – ликвидация заколонной циркуляции (ЗКЦ) газа на скважине 974/2, «Global Resource» – ликвидация ЗКЦ воды на скважине 976/2, а также лабораторией ПНП и КРС ОАО «РосНИПИтермнефть» совместно с НПФ «Нитпо» – ликвидация заколонных водогазо перетоков на скважинах 936/2 и 975/2.
Как показал промысловый опыт РИР по ликвидации газоперетоков на скважинах Северо-Комсомольского месторождения, традиционными технологиями, включающими закачку фильтрующихся тампонажных составов различного состава с неньютоновскими и ньютоновскими реологическими характеристиками, в том числе и их комбинацию, с заключительным цементированием, данная проблема не решается как при изоляции через существующий интервал перфорации, так и через спец. отверстия в районе ГНК.
Специалисты ООО «Global Resource» и ОАО «Oil Technology Overseas» работали по своим стандартным технологиям, их работы не принесли положительного результата.
Ремонтно-изоляционные работы на скважинах № 936/2, 975/2 1015/3 показали возможность получения положительных результатов по ликвидации водо- газоперетоков. Однако выявили проблемы в освоении скважин после проведения РИР. Небольшая мощность эффективных нефтенасыщенных толщин (в скважине № 936/2 – 3,8 м, в № 975/2 – 4,2 м, в № 1015 – 5,5 м), высокая послойная неоднородность нефтенасыщенных интервалов и большая разница в соотношении подвижностей нефть – газ и нефть – вода предопределяют необходимость поиска эффективных способов освоения скважин.
Графическое представление установки водо- и газоизоляционных экранов показано на рис. 1. На рисунке показано идеальное, желаемое расположение экранов в газовой и водной части пласта. На самом деле, на скважинах Северо-комсомольского месторождения, в силу высокой расчлененности пласта ПК1, в газонапорной и водонапорной части пласта может располагаться 2-5 и более пропластков. В этих условиях представить схему расположения изоляционных составов (и в целом экрана), прогнозировать успешность РИР без привлечения средств математического моделирования довольно затруднительно.
Рис. 1 - Схематическое представление конфигурации водо- и газоизоляционного экрана в пласте
Таким образом, сложность строения залежи высоковязкой нефти Северо-Комсомольского месторождения, высокие значения неоднородности и расчлененности, низкие значенияэффективных нефтенасыщенных толщин (среднем 4 м), высокая вязкость пластовой нефти (до 350 МПа*с и выше), определяют необходимость дифференцированного подхода к проведению РИР на каждой скважине.
Анализ результатов проведенных работ, позволил определить какие изменения и дополнения необходимо внести в технологические схемы РИР, которые позволят повысить успешность РИР в сложных геологических и климатических условиях.
1. Многоэтапная закачка фильтрующихся составов при ликвидации заколонных перетоков. При уменьшении объема одной порции до 20-30 м3 и увеличении количества операций до 3-4, в т.ч. по бесподходной технологии.
2. При закачке оторочки воды в газонасыщенный интервал необходимо предусмотреть:
· предварительную гидрофобизацию и крепление призабойной зоны газонасыщенного интервала [1],
· загущение первых 100-200 м3 буферной воды закачиваемой в газонасыщенный пласт,
· между порциями воды 30-50 м3 закачивать 5-10 м3 раствора гидрофобизатора.
· предварительная закачка гидрофобизаторов перед созданием изоляционного экрана.
3. Проведение предварительных работ по креплению призабойной зоны нефтенасыщенного интервала, с предварительной намывкой пропанта в образовавшиеся каверны.
4. Обязательное применение пакерующих устройств при проведении кислотных обработок и закачке изоляционных составов через спецотверстия.
5. Применение изолирующих составов на неводной основе для уменьшения размыва пластов.
6. Реализация технологии создания изоляционных экранов в источниках водо- газоперетоков, в т.ч. сложных экранов через 2-3 интервала спецперфорации.
7. Привлечение средств математического моделирования при проектировании технологии РИР.
8. Устанавливать изоляционные экраны до освоения скважины, как в водонасыщенной, так и в газонысыщенной зонах, через спецотверстия до перфорации основного нефтенасыщенного пласта.
На основании выше сказанного были внесены изменения и дополнения в технологию выполнения РИР по ликвидации водо-, газоперетоков в скважинах Северо-Комсомольского месторождения.
Необходимо отметить, что вероятность успешного освоения скважин после РИР и продолжительность эффективной работы скважины резко возрастают с увеличением эффективной мощности нефтенасыщенных толщин до 8 м и более, а также при наличии непроницаемых перемычек (от 3 м и более) между нефтенасыщенными водо- газонасыщенными пластами.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1) Строганов В.М., Дадыка В.И., Гилаев Г.Г. и др. Состояние и развитие работ в области крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин. – Сборник докладов 2-й Международной конференции «Освоение месторождений трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» г. Анапа, Краснодарский кр.,4-8 октябрь 1999 г. Краснодар 2000 г.
Статья опубликована в: Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: Сборник докладов 4-й Международной конференции. г. Анапа, Краснодарский край, 2004 г. / ОАО НК "Роснефть", ОАО "НК Роснефть-Термнефть", ОАО "РосНИПИтермнефть". – Краснодар: Изд-во «Эдви» 2004. – С. 122-127.
© При использовании материалов ссылка на сайт и первоисточник обязательна.
ОАО "РосНИПИтермнефть"
Г.Г Гилаев, А.Т. Кошелев
ОАО НПО "Роснефть-Термнефть"
А.М. Строганов, С.Н. Лузин
ООО НПФ "Нитпо"
Северо-Комсомольское месторождение относится к нефтегазовым залежам, содержащим высоковязкие нефти. Балансовые запасы этого месторождения составляют 0,7 млрд. тонн.
Основным объектом разработки Северо-Комсомольского месторождения является пласт ПК1. Залежь приурочена к верхней части терригенных отложений покуровской свиты сеноманского яруса (отложения мелового комплекса). Вмещающий коллектор сложен песчаниками желтовато-серыми, мелкозернистыми, рыхлыми, местами слабосцементированными с линзовидной и пологоволнистой слоистостью за счет прослоя углисто-глинистого вещества. Тип залежи – сводово-массивная. Нефтенасыщенная часть пласта представляет собой относительно тонкий протяженный по площади слой толщиной до 20 м, повсеместно подстилающийся подошвенной водой и сверху перекрыта газовой шапкой толщиной до 40 м.
Коэффициент пористости в нефтенасыщенных коллекторах изменяется от 27,7 до 45,4 % (среднее 30,7), в газовой части – от 23,4 до 41,6 % (среднее 34,3), для водонефтяной и подгазовой залежи – 33,8-36,0 %.
Породы пласта характеризуются высоким содержанием песчаной фракции. Содержание обломков песка с размером 0,1-0,25 мм в нефтенасыщенном пласте составляет 43 %. Такие песчаники имеют пористость 30-40% и проницаемость от 100 до 1000 и более мД. Содержание обломков размером 0,01-0,1 мм составляет 35%, а с размером 0,1-0,05 мм – 37 %. Проницаемость последних составляет от 10 до100 мД. Породы с преобладанием фракций 0,05-0,01 мм (алевролиты глинистые) имеют пористость 20-25 % и проницаемость от 1 до 10 мД.
Нефть залежи пласта ПК1 тяжелая, имеет плотность от 0,822 до 0,917 г/см3, высоковязкая (от 46 до 107 мПа×с), газонасыщенность – 23-33 м3/т. Давление насыщения нефти газом изменяется от 6,6 до 10,3 МПа. Продуктивный пласт имеет сильно развитую слоистую микронеоднородность, которая выражена в частом чередовании тонких прослоев песка и глины. В целом пласт составляет рыхлую толщу.
Прослоями, разделяющими породы-коллекторы, являются глины, песчаники и алевролиты. Толщины глинистых прослоев, расчленяющих коллектор, изменяются от 0,4 до 5,2 м, но чаще встречаются толщиной 0,4-0,8 м. По некоторым скважинам выделяются более толстые перемычки, однако они не имеют большого развития по площади и выклиниваются на небольших расстояниях.
Отсутствие выраженных, достаточно мощных непроницаемых перемычек между нефтяной частью пласта, газовой шапкой и подстилающей водой благоприятствует возникновению перетоков газа и воды к интервалу перфорации. Усугубляет эту проблему крайне низкая механическая прочность пород коллекторов. На границе цементный камень-порода нагрузка (депрессия) на породу максимальна. При превышении критического значения этой нагрузки происходит разрушение породы в указанном интервале и возникновение заколонных перетоков на границе эксплутационная колонна – цементный камень. Эти проблемы наиболее ярко проявились при бурении и освоении скважин 2-го куста опытного участка Северо-комсомольского месторождения.
Практически на всех скважинах, пробуренных на 2-м кусте Северо-комсомольского месторождения, после освоения или эксплуатации были получены водоперетоки (скв. 899, 900, 938, 976, а также скв. 1015, 1016 из третьего куста) или водо-газоперетоки (скв. 901, 936, 974, 975).
Для ликвидации перетоков были опробованы как стандартные технологии изоляционных работ, так и технологии, разработанные применительно к скважинам данного месторождения.
РИР по ликвидации водо-газоперетоков были проведены в скважинах 900/2, 936/2, 974/2, 975/2, 976/2, 1015/3. Работы проводились собственными силами УПНП и КРС НГДУ «Барсуковнефть» и «КНГ-Сибирь» и сторонними организациями: «Oil Technology Overseas» – ликвидация заколонной циркуляции (ЗКЦ) газа на скважине 974/2, «Global Resource» – ликвидация ЗКЦ воды на скважине 976/2, а также лабораторией ПНП и КРС ОАО «РосНИПИтермнефть» совместно с НПФ «Нитпо» – ликвидация заколонных водогазо перетоков на скважинах 936/2 и 975/2.
Как показал промысловый опыт РИР по ликвидации газоперетоков на скважинах Северо-Комсомольского месторождения, традиционными технологиями, включающими закачку фильтрующихся тампонажных составов различного состава с неньютоновскими и ньютоновскими реологическими характеристиками, в том числе и их комбинацию, с заключительным цементированием, данная проблема не решается как при изоляции через существующий интервал перфорации, так и через спец. отверстия в районе ГНК.
Специалисты ООО «Global Resource» и ОАО «Oil Technology Overseas» работали по своим стандартным технологиям, их работы не принесли положительного результата.
Ремонтно-изоляционные работы на скважинах № 936/2, 975/2 1015/3 показали возможность получения положительных результатов по ликвидации водо- газоперетоков. Однако выявили проблемы в освоении скважин после проведения РИР. Небольшая мощность эффективных нефтенасыщенных толщин (в скважине № 936/2 – 3,8 м, в № 975/2 – 4,2 м, в № 1015 – 5,5 м), высокая послойная неоднородность нефтенасыщенных интервалов и большая разница в соотношении подвижностей нефть – газ и нефть – вода предопределяют необходимость поиска эффективных способов освоения скважин.
Графическое представление установки водо- и газоизоляционных экранов показано на рис. 1. На рисунке показано идеальное, желаемое расположение экранов в газовой и водной части пласта. На самом деле, на скважинах Северо-комсомольского месторождения, в силу высокой расчлененности пласта ПК1, в газонапорной и водонапорной части пласта может располагаться 2-5 и более пропластков. В этих условиях представить схему расположения изоляционных составов (и в целом экрана), прогнозировать успешность РИР без привлечения средств математического моделирования довольно затруднительно.
Рис. 1 - Схематическое представление конфигурации водо- и газоизоляционного экрана в пласте
Таким образом, сложность строения залежи высоковязкой нефти Северо-Комсомольского месторождения, высокие значения неоднородности и расчлененности, низкие значенияэффективных нефтенасыщенных толщин (среднем 4 м), высокая вязкость пластовой нефти (до 350 МПа*с и выше), определяют необходимость дифференцированного подхода к проведению РИР на каждой скважине.
Анализ результатов проведенных работ, позволил определить какие изменения и дополнения необходимо внести в технологические схемы РИР, которые позволят повысить успешность РИР в сложных геологических и климатических условиях.
1. Многоэтапная закачка фильтрующихся составов при ликвидации заколонных перетоков. При уменьшении объема одной порции до 20-30 м3 и увеличении количества операций до 3-4, в т.ч. по бесподходной технологии.
2. При закачке оторочки воды в газонасыщенный интервал необходимо предусмотреть:
· предварительную гидрофобизацию и крепление призабойной зоны газонасыщенного интервала [1],
· загущение первых 100-200 м3 буферной воды закачиваемой в газонасыщенный пласт,
· между порциями воды 30-50 м3 закачивать 5-10 м3 раствора гидрофобизатора.
· предварительная закачка гидрофобизаторов перед созданием изоляционного экрана.
3. Проведение предварительных работ по креплению призабойной зоны нефтенасыщенного интервала, с предварительной намывкой пропанта в образовавшиеся каверны.
4. Обязательное применение пакерующих устройств при проведении кислотных обработок и закачке изоляционных составов через спецотверстия.
5. Применение изолирующих составов на неводной основе для уменьшения размыва пластов.
6. Реализация технологии создания изоляционных экранов в источниках водо- газоперетоков, в т.ч. сложных экранов через 2-3 интервала спецперфорации.
7. Привлечение средств математического моделирования при проектировании технологии РИР.
8. Устанавливать изоляционные экраны до освоения скважины, как в водонасыщенной, так и в газонысыщенной зонах, через спецотверстия до перфорации основного нефтенасыщенного пласта.
На основании выше сказанного были внесены изменения и дополнения в технологию выполнения РИР по ликвидации водо-, газоперетоков в скважинах Северо-Комсомольского месторождения.
Необходимо отметить, что вероятность успешного освоения скважин после РИР и продолжительность эффективной работы скважины резко возрастают с увеличением эффективной мощности нефтенасыщенных толщин до 8 м и более, а также при наличии непроницаемых перемычек (от 3 м и более) между нефтенасыщенными водо- газонасыщенными пластами.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1) Строганов В.М., Дадыка В.И., Гилаев Г.Г. и др. Состояние и развитие работ в области крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин. – Сборник докладов 2-й Международной конференции «Освоение месторождений трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» г. Анапа, Краснодарский кр.,4-8 октябрь 1999 г. Краснодар 2000 г.
Статья опубликована в: Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: Сборник докладов 4-й Международной конференции. г. Анапа, Краснодарский край, 2004 г. / ОАО НК "Роснефть", ОАО "НК Роснефть-Термнефть", ОАО "РосНИПИтермнефть". – Краснодар: Изд-во «Эдви» 2004. – С. 122-127.
© При использовании материалов ссылка на сайт и первоисточник обязательна.
У вас есть вопросы? Напишите нам!
Мы обязательно вам ответим