К ВОПРОСУ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ В НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЕ ПОСЛЕ ПРОВЕДЕНИЯ ГРП
С А.М. Строганов (ООО «НПФ «Нитпо»)
А.Ю. Искрин, А.В. Каменский (ООО «Бурнефтегаз»)
М.А. Строганов, С.В. Усов (Институт нефти и газа, ФГБОУ ВПО «КубГТУ»)
On Controlling the Water Inflow to Oil Wells After Hydro–fracturing
A.M. Stroganov (OOO «NPF «Nitpo»)
A.Yu. Iskrin, A.V. Kamenskiy (OOO «Burneftegas»)
M.A. Stroganov, S.V. Usov (Institute of Oil, Gas and Energy, FGBOU VPO «KubGTU»)
Поднята проблема обводнения скважин после проведения ГРП. Описана ситуация, сложившаяся на одной из скважин Соровского месторождения, где после проведения ГРП обводнение скважинной продукции возросло до 90 %. Рассказывается о проведении операции по водоизоляции, для которой был выбран кремнийорганический тампонажный материал АКОР-БН 102. Показанырезультатыработиэффективностьприменениясостава АКОР-БН.
The authors discuss the problem of well watering after the hydro-fracturing jobs. They describe the situation with one of the wells at Sorovskoye field where the well product water-cut after hydro-fracturing had has reached 90%. The authors describe the water shut-off operation for which they have chosen AKOR-BN 102 silica-organic squeeze material and present the results of these jobs and the efficiency in applying this composition.
В ряде скважин причиной обводнения продукции является факт проведения в скважине операции гидравлического разрыва пласта (ГРП), когда в процессе ГРП вскрывается водонасыщенный пропласток или другой источник обводнения, который зачастую находится в глубине продуктивного пласта, таким образом, открывается доступ воды в скважину. На сегодняшний день опыт проведения работ по изоляции водопритоков в таких условиях невелик. Подобные работы предполагают определенные требования, как к водоизолирующему составу, так и к технологии его применения.
В разведочной скважине № 51-Р Соровского месторождения при освоении после бурения из пласта БС72 перфорированного в интервале 2718-2727 м был получен приток безводной нефти со средним дебитом 6 м3/сут и коэффициентом продуктивности 0,03 м3/сут∙кгс/см2. По данным ГИС пласт БС72 , который стратиграфически относится к Ахской свите (К2v-g) и приурочен к осложненной части Неокомского комплекса нижнего мела), в интервале 2718-2726 м представлен чередованием аргиллитов, алевролитов и мелко-, средне- и крупнозернистых песчаников. Средневзвешенные по эффективной нефтенасышенной толщине пористость и проницаемость соответственно равны 19,2 % и 13.5 мД. Пластовая температура на этой глубине 85оС. Насыщение пласта по данным ГИС и испытания - нефть до глубины 2726 м (а.о. – 2449,7 м).
Так как, в разрезе (по результатам геофизических исследований) не было выявлено водоносных горизонтов (рис. 1), то в скважине был произведен ГРП с целью интенсификации притока нефти.
После проведения ГРП обводнение скважинной продукции возросло до 90 %, а коэффициент продуктивности увеличился до 0,56 м3/сут∙кгс/см2, дебит возрос до 62 м3/сут.
Данная скважина имеет следующие особенности: предыдущий ствол скважины (который вскрыл как продуктивный, так и нижележащий водяной пласты) был ликвидирован установкой моста после аварии с инструментом и находился на расстоянии 90 м от
эксплуатируемого в настоящее время ствола.
Методами геофизических исследований установлено, что водопритоки в скважину (после ГРП) не связаны с негерметичностью эксплуатационной колонны и с заколонными перетоками из выше и нижележащих пластов, а текущий искуственный забой (2744,8 м) – герметичен.
При создании депрессии,
приток жидкости отмечался только из интервала продуктивного пласта БС72. Для оценки основных параметров трещины в пласте после ГРП были проведены гидродинамические исследования. По результатам интерпретации кривой восстановления давления рассчитана полудлина трещины ГРП – 57,2 м.
Таким образом, на основании выше изложенного, была определена наиболее вероятная причина обводнения. При проведении ГРП трещина разрыва приблизилась к предыдущему обводненному стволу скважины (удаленность обводненного ствола – 90 м, расчетный радиус трещины ГРП – 57,2 м, по дизайну ГРП – 79,2 м), под действием депрессии вода поступала из предыдущего обводненного ствола скважины по высокопроницаемому пропластку, затем по трещине гидроразрыва в интервал перфорации.
При планировании операции РИР по изоляции водопритоков в глубине продуктивного пласта через зону закрепленной трещины после гидроразрыва были определены следующие основные условия:
· недопустима изоляция закрепленной пропантом трещины пласта (образованной при ГРП);
· необходимость продавки состава к месту
изоляции в глубине трещины ГРП;
· изолированный водопроявляющий участок
пласта должен выдержать режимную депрессию при эксплуатации скважины.
Для проведения операции по водоизоляции был выбран кремнийорганический тампонажный материал АКОР-БН 102 [1], обладающий такими свойствами как селективность воздействия на пласты, широкий диапазон применения по пластовым температурам в скважинах(от 0 до 200 0С и выше), регулируемые сроки гелеобразования, простота транспортировки и приготовления.
Селективность водонаполненного состава АКОР-БН обусловлена различной фазовой проницаемостью при фильтрации в водо- и нефтенасыщенные интервалы пластов, поэтому составы фильтруются преимущественно в водонасыщенную зону. Кроме этого, в нефтенасыщенной зоне пласта водонаполненный состав образует эмульсию, которая блокирует нефтяную зону и перераспределяет поток состава АКОР-БН преимущественно в водонасыщенную зону. В нефтенасыщенной части пласта образуется непрочный гель, который легко выносится из пласта при создании депрессии. В водонасыщенном интервале пласта
АКОР-БН образует достаточно прочный гель, снижающий его проницаемость практически до нуля.
Перед началом изоляционных работ определили приемистость скважины закачкой 1,2 м3нефти, которая составила 384 м3/сут при давлении закачки 130 кгс/см2. Технология отключения водопроявляющего пропластка состояла из трех основных этапов:
- в скважину на циркуляции закачали буферную жидкость (изопропиловый спирт, для селективного проникновения в пласт и создания буфера между водоизолирующим составом и водой) – 2 м3;
- затем на циркуляции закачали водоизолирующий состав АКОР-БН 102 в товарной форме (т.е. неразбавленный водой состав, который образовывает гель при смешении с пластовой водой уже в водяном пропластке) – 6 м3;
- далее тампонажный состав был продавлен и перепродавлен в пласт расчетным объемом нефти с учетом полости трещины в пласте после ГРП. Объем перепродавки определялся поровым пространством пропанта наполняющего трещину в пласте (3,2 м3);
- продавку (8,8м3) и перепродавку (3,2 м3) состава в скважину осуществляли товарной нефтью в объеме 12 м3 за 110 минут при давлении Рнач = 50 кгс/см2 и Ркон = 180 кгс/см2.
Затем скважину оставили на ОЗС под остаточным давлением продавки. Давление на устье через 8 часов составило – 55 кгс/см2, через 18 часов – 5 кгс/см2.
При освоении скважины после проведения водоизоляционных работ доля воды снизилась до 50 % при снижении коэффициента продуктивности до 0,26 м3/сут∙кгс/см2. На рисунке 2 показана зависимость дебита скважины от депрессии при освоении после
бурения (синим), после ГРП (красным) и после изоляционных работ (зеленым).
Однако, стоит отметить, что несмотря на снижение коэффициента продуктивности,
средний дебит по нефти практически не изменился и составил 10 м3/сут, при депрессии на пласт на уровне 90 кгс/см2 (рис. 3).
По результатам интерпретации гидродинамических исследований, проведенных после РИР по ограничению водопритока, отмечено частичное тампонирование трещины ГРП –полудлина трещины уменьшилась с 57 до 50 м, определено снижение её проводимости с 1410 до 918 мД∙м и изменение скин-эффекта с -5,4 до -3,9.
На рисунке 3 показана динамика дебитов жидкости и нефти (слева на право): после освоения скважины, после ГРП и после проведения водоизоляционных работ.
По результатам работ, проведенным в скважине № 51 Соровского месторождения, показана эффективность применения водоизоляционного материала АКОР-БН 102 и разработанной технологии при водоизоляционных работах в сложных пластовых условиях после проведения ГРП.
Список использованных источников:
1. Опыт разработки и применения кремнийорганических тампонажных материалов группы АКОР (под ред. В.М.Строганова, А.М.Строганова) - Краснодар: ООО «НПФ «Нитпо», 2009. – 140 с.: ил.
Статья опубликована в:
Научно-технический журнал "Нефть.Газ.Новации." № 7 (174), 2013 г.
А.Ю. Искрин, А.В. Каменский (ООО «Бурнефтегаз»)
М.А. Строганов, С.В. Усов (Институт нефти и газа, ФГБОУ ВПО «КубГТУ»)
On Controlling the Water Inflow to Oil Wells After Hydro–fracturing
A.M. Stroganov (OOO «NPF «Nitpo»)
A.Yu. Iskrin, A.V. Kamenskiy (OOO «Burneftegas»)
M.A. Stroganov, S.V. Usov (Institute of Oil, Gas and Energy, FGBOU VPO «KubGTU»)
Поднята проблема обводнения скважин после проведения ГРП. Описана ситуация, сложившаяся на одной из скважин Соровского месторождения, где после проведения ГРП обводнение скважинной продукции возросло до 90 %. Рассказывается о проведении операции по водоизоляции, для которой был выбран кремнийорганический тампонажный материал АКОР-БН 102. Показанырезультатыработиэффективностьприменениясостава АКОР-БН.
The authors discuss the problem of well watering after the hydro-fracturing jobs. They describe the situation with one of the wells at Sorovskoye field where the well product water-cut after hydro-fracturing had has reached 90%. The authors describe the water shut-off operation for which they have chosen AKOR-BN 102 silica-organic squeeze material and present the results of these jobs and the efficiency in applying this composition.
В ряде скважин причиной обводнения продукции является факт проведения в скважине операции гидравлического разрыва пласта (ГРП), когда в процессе ГРП вскрывается водонасыщенный пропласток или другой источник обводнения, который зачастую находится в глубине продуктивного пласта, таким образом, открывается доступ воды в скважину. На сегодняшний день опыт проведения работ по изоляции водопритоков в таких условиях невелик. Подобные работы предполагают определенные требования, как к водоизолирующему составу, так и к технологии его применения.
В разведочной скважине № 51-Р Соровского месторождения при освоении после бурения из пласта БС72 перфорированного в интервале 2718-2727 м был получен приток безводной нефти со средним дебитом 6 м3/сут и коэффициентом продуктивности 0,03 м3/сут∙кгс/см2. По данным ГИС пласт БС72 , который стратиграфически относится к Ахской свите (К2v-g) и приурочен к осложненной части Неокомского комплекса нижнего мела), в интервале 2718-2726 м представлен чередованием аргиллитов, алевролитов и мелко-, средне- и крупнозернистых песчаников. Средневзвешенные по эффективной нефтенасышенной толщине пористость и проницаемость соответственно равны 19,2 % и 13.5 мД. Пластовая температура на этой глубине 85оС. Насыщение пласта по данным ГИС и испытания - нефть до глубины 2726 м (а.о. – 2449,7 м).
Так как, в разрезе (по результатам геофизических исследований) не было выявлено водоносных горизонтов (рис. 1), то в скважине был произведен ГРП с целью интенсификации притока нефти.
После проведения ГРП обводнение скважинной продукции возросло до 90 %, а коэффициент продуктивности увеличился до 0,56 м3/сут∙кгс/см2, дебит возрос до 62 м3/сут.
Данная скважина имеет следующие особенности: предыдущий ствол скважины (который вскрыл как продуктивный, так и нижележащий водяной пласты) был ликвидирован установкой моста после аварии с инструментом и находился на расстоянии 90 м от
эксплуатируемого в настоящее время ствола.
Методами геофизических исследований установлено, что водопритоки в скважину (после ГРП) не связаны с негерметичностью эксплуатационной колонны и с заколонными перетоками из выше и нижележащих пластов, а текущий искуственный забой (2744,8 м) – герметичен.
При создании депрессии,
приток жидкости отмечался только из интервала продуктивного пласта БС72. Для оценки основных параметров трещины в пласте после ГРП были проведены гидродинамические исследования. По результатам интерпретации кривой восстановления давления рассчитана полудлина трещины ГРП – 57,2 м.
Таким образом, на основании выше изложенного, была определена наиболее вероятная причина обводнения. При проведении ГРП трещина разрыва приблизилась к предыдущему обводненному стволу скважины (удаленность обводненного ствола – 90 м, расчетный радиус трещины ГРП – 57,2 м, по дизайну ГРП – 79,2 м), под действием депрессии вода поступала из предыдущего обводненного ствола скважины по высокопроницаемому пропластку, затем по трещине гидроразрыва в интервал перфорации.
При планировании операции РИР по изоляции водопритоков в глубине продуктивного пласта через зону закрепленной трещины после гидроразрыва были определены следующие основные условия:
· недопустима изоляция закрепленной пропантом трещины пласта (образованной при ГРП);
· необходимость продавки состава к месту
изоляции в глубине трещины ГРП;
· изолированный водопроявляющий участок
пласта должен выдержать режимную депрессию при эксплуатации скважины.
Для проведения операции по водоизоляции был выбран кремнийорганический тампонажный материал АКОР-БН 102 [1], обладающий такими свойствами как селективность воздействия на пласты, широкий диапазон применения по пластовым температурам в скважинах(от 0 до 200 0С и выше), регулируемые сроки гелеобразования, простота транспортировки и приготовления.
Селективность водонаполненного состава АКОР-БН обусловлена различной фазовой проницаемостью при фильтрации в водо- и нефтенасыщенные интервалы пластов, поэтому составы фильтруются преимущественно в водонасыщенную зону. Кроме этого, в нефтенасыщенной зоне пласта водонаполненный состав образует эмульсию, которая блокирует нефтяную зону и перераспределяет поток состава АКОР-БН преимущественно в водонасыщенную зону. В нефтенасыщенной части пласта образуется непрочный гель, который легко выносится из пласта при создании депрессии. В водонасыщенном интервале пласта
АКОР-БН образует достаточно прочный гель, снижающий его проницаемость практически до нуля.
Перед началом изоляционных работ определили приемистость скважины закачкой 1,2 м3нефти, которая составила 384 м3/сут при давлении закачки 130 кгс/см2. Технология отключения водопроявляющего пропластка состояла из трех основных этапов:
- в скважину на циркуляции закачали буферную жидкость (изопропиловый спирт, для селективного проникновения в пласт и создания буфера между водоизолирующим составом и водой) – 2 м3;
- затем на циркуляции закачали водоизолирующий состав АКОР-БН 102 в товарной форме (т.е. неразбавленный водой состав, который образовывает гель при смешении с пластовой водой уже в водяном пропластке) – 6 м3;
- далее тампонажный состав был продавлен и перепродавлен в пласт расчетным объемом нефти с учетом полости трещины в пласте после ГРП. Объем перепродавки определялся поровым пространством пропанта наполняющего трещину в пласте (3,2 м3);
- продавку (8,8м3) и перепродавку (3,2 м3) состава в скважину осуществляли товарной нефтью в объеме 12 м3 за 110 минут при давлении Рнач = 50 кгс/см2 и Ркон = 180 кгс/см2.
Затем скважину оставили на ОЗС под остаточным давлением продавки. Давление на устье через 8 часов составило – 55 кгс/см2, через 18 часов – 5 кгс/см2.
При освоении скважины после проведения водоизоляционных работ доля воды снизилась до 50 % при снижении коэффициента продуктивности до 0,26 м3/сут∙кгс/см2. На рисунке 2 показана зависимость дебита скважины от депрессии при освоении после
бурения (синим), после ГРП (красным) и после изоляционных работ (зеленым).
Однако, стоит отметить, что несмотря на снижение коэффициента продуктивности,
средний дебит по нефти практически не изменился и составил 10 м3/сут, при депрессии на пласт на уровне 90 кгс/см2 (рис. 3).
По результатам интерпретации гидродинамических исследований, проведенных после РИР по ограничению водопритока, отмечено частичное тампонирование трещины ГРП –полудлина трещины уменьшилась с 57 до 50 м, определено снижение её проводимости с 1410 до 918 мД∙м и изменение скин-эффекта с -5,4 до -3,9.
На рисунке 3 показана динамика дебитов жидкости и нефти (слева на право): после освоения скважины, после ГРП и после проведения водоизоляционных работ.
По результатам работ, проведенным в скважине № 51 Соровского месторождения, показана эффективность применения водоизоляционного материала АКОР-БН 102 и разработанной технологии при водоизоляционных работах в сложных пластовых условиях после проведения ГРП.
Список использованных источников:
1. Опыт разработки и применения кремнийорганических тампонажных материалов группы АКОР (под ред. В.М.Строганова, А.М.Строганова) - Краснодар: ООО «НПФ «Нитпо», 2009. – 140 с.: ил.
Статья опубликована в:
Научно-технический журнал "Нефть.Газ.Новации." № 7 (174), 2013 г.
У вас есть вопросы? Напишите нам!
Мы обязательно вам ответим