Содержание
Введение
1. Общая часть
1.1 Общие географо-экономические сведенья
1.2 Гидрологическая характеристика
1.3 Климатическая характеристика
2. Геологическая часть
2.1 Литолого-стратиграфический разрез
2.2 Тектоника
2.3 Геологическое строение продуктивного пласта БС4-5
2.4 Емкостно-фильтрационная характеристика продуктивного пласта БС4-5
3. Технологическая часть
3.1 Опробование, испытание и исследование скважин
3.2 Обработки результатов гидродинамических исследованийскважин
3.2.1 Исследование фонтанных скважин
3.2.2 Исследование скважин, оборудованных ЭЦН, ШГН
3.2.3 Исследование нагнетательных скважин. Снятие иобработка кривой восстановления (падения) давления
3.2.4 Определение коэффициента продуктивности методомпрослеживания уровня (по механизированному фонду скважин)
3.2.5 Обработка данных прослеживания уровня и построениеграфиков
3.3 Гидродинамические исследованияпри вторичном вскрытие пласта
3.4 Приток жидкости к несовершенным скважинам привыполнении закон Дарси
3.5 Лабораторные исследования
3.6 Расчёт гидродинамических параметров
Заключение
4. Техническая часть
4.1 Обоснование типовой конструкции скважин
4.2 Выбор конструкции скважин
4.3 Техника для гидродинамических исследований
5. Специальная часть
5.1 Состояния вскрытия пластов
5.2 Основные факторы определяющие качество вскрытия пластов
5.3 Вскрытие продуктивного пласта перфорацией с применением пенных систем
5.4 Влияние типа и видов перфорации на коэфициентпродуктивности скважины и отбор — вытеснения нефти в системе разработки
Введение
Нефтегазодобывающаяпромышленность занимает важное место в экономике России: она обеспечиваетосновной прирост добычи топлива в топливно-энергетическом балансе.
Наибольший прирост добычи нефтиполучен за счёт ускоренного освоения и ввода в разработку новых нефтяныхместорождений Западной Сибири.
Рост добычи в Западной Сибириопределяет, внедрение новейшей техники, технологий, эффективных методовразработки с применением блочно-индустриальных методов обустройства месторождений.
Вместе с тем нефтегазодобывающийрайон характеризуется крайне трудными географо-экономическими иприродно-климатическими условиями, обуславливающими высокую стоимостькапитального строительства.
Естественно, что в стольспецифических условиях, при ускоренном развитии нефтедобывающей отрослиЗападной Сибири, когда решаются не только вопросы темпов, но и полнотаизвлечения нефти из недр, проблема научно обоснованной комплексной оценкипроектирования разработки нефтяных месторождений должна найти правильноерешение с учётом требований хозяйственной реформы.
Исследованиями в этомнаправлении занимаются институты страны. В настоящие время очевидно, чтодальнейший быстрый рост добычи должен обеспечиваться не только за счёт новыхзапасов, но и за счёт новых прогрессивных методов.
Наметились два направления врешении этого вопроса. Первое — отыскание наилучших вытесняющих агентов. Второенаправление — отыскание наилучших пространственно-временных систем воздействияи отбора. Сюда входят количественное соотношения между эксплуатационными инагнетательными скважинами, характеризующими размещение тех и других поплощади, временные характеристики их ввода. Цель этого направления улучшатьохват залежи процессом разработки и в конечном счёте динамику и итоговыехарактеристики отбора нефти.
В настоящие время Приразломноеместорождение является полигоном испытания различных технологий разработкинизко-проницаемых коллекторов (НПК). Здесь в массовом порядке производитсягидроразрыв пласта Б4-5.
В широком объёме применяютсяхимические методы обработки призабойной зоны пласта, такие как: использованиеимпульсно-волнового метода, пенообработки, соляно-кислотные обработки,комплексные глинокислотные обработки.
1. Общая часть1.1 Общие географо-экономические сведенья
В административном отношенииПриразломное нефтяное месторождение входит в состав Нефтеюганского районаХанты-Мансийского национального округа Тюменской области и расположено вцентральной части Западно-Сибирской низменности в относительной близости отразрабатываемых крупных нефтяных месторождений — Правдинского. Мамонтовского,Усть-Балыкского и др. (рис.1.1). Центр национального округа г. Ханты-Мансийскрасположен в 90 км западнее месторождения, а г. Нефтеюганск — в 70 км восточнее. Из относительно крупных населенныхпунктов упомянем п. Лемпино и пос. Пойковский, расположенные от месторождениясоответственно 15км и 50км восточнее. Юго-восточнее и южнее от объектаисследований проходит нефтепровод Усть-Балык — Омск и газопровод Уренгой — Новополоцк,от которых построены нефтесборный и газосборный коллекторы, пролегающие черезместорождения Правдинское — Северо-Салымское — Приразломное — Приобское. Энергоснабжениеосуществляется Сургутской ГРЭС. Железная Дорога Тюмень — Сургут проходитюго-восточнее и южнее месторождения, железнодорожные станции Салым и Куть-Яхрасположены соответственно в 56 км к югу и 53 км к юго-востоку от месторождения.Город Нефтеюганск имеет крупный аэропорт и связан воздушными линиями со многимигородами Российской Федерации, в том числе со столицей Москвой. До освоениянефтегазовых ресурсов края и создания мощной нефтегазовой индустрии,немногочисленное коренное население состоящее из народностей ханты и манси,занималось охотой, рыболовством и оленеводством, а отдельные группы населениядругих вне зоны подпора, половодье начинается в первой декаде мая и длится 2-3недели.
1.2 Гидрологическая характеристика
Определив сетку линий стекания впределах территории месторождения, имеем наглядную картину направленияповерхностного стока в период снеготаяния и дождей, микроручейковой сети,концентрированного стока полуповерхностных и болотных вод.
В геоморфологическом отношениитерритория месторождения располагается на поверхности поймы и І,ІІ,ІІІнадпойменных террас р. Оби.
Как уже упоминалось выше. поймар. Оби (QIV) занимает северную часть месторождения и имеет абсолютные отметки27 — 31м. Поверхность ровная, слабоволнистая, осложнена понижениями. многочисленнымипритоками, старицами, гривами. Поименная растительность преимущественнолуговая, в меньшей степени кустарниковая и лесная. Залесенные участкипредставлены кедром, сосной, березой. Поверхность поймы существенно заболочена.
Нерасчлененная I надпойменнаятерраса и пойма рек (1QIII + QIV) прослеживаются узкими полосами вдоль поймы р.Оби, р. Малого Салыма и остальных малых рек, где трудно разделить пойму и Iнадпойменную террасу. Поверхность ее слаборасчлененная, сильно залесенная соследами блуждающих древних русел и старичными озерами. Лесная растительностьпредставлена в основном осиной, сосной, березой.
Местами вдоль поймы рек Оби,Большого Салыма прослеживается первая надпойменная терраса (IQIII), поверхностькоторой имеет абсолютные отметки 32 — 40 м. Она преимущественно ровная, местамислабо расчленена, хорошо дренирована, сильно залесена в прибровковой изаболочена в тыловых частях.
Вторая надпойменная терраса р. Оби(2QIII) занимает большую часть территории месторождения, прослеживаетсяповсеместно и выделяется по абсолютным отметках 48 — 60 м. Поверхностьнеровная сильно размытая; в прибровковой части и вдоль ручьев и рек хорошодренирована и залесена, а в центральной сильно заболочена. Леса представленысосной, березой, осиной, кедром.
Вторая лиманная терраса р. Оби (2QIII)распространена отдельными небольшими участками. Поверхность ее имеет абсолютныеотметки 40 — 45 м, неровная, наблюдается останцево-эрозионный бугристыймикрорельеф. В прибровковой части и вдоль ручьев и рек дренировала и залесена,в тыловой части — заболочена.
Третья надпойменная терраса р. Оби(3QIII) встречается в западной части месторождения в виде локальных останков иимеет абсолютные отметки 57-68 м. Поверхность ее неровная, бугристая и вприбровковой части довольно интенсивно расчленена овражно-балочной сетью изалесена, а в тыловой части заболочена. Лесная растительность представленасосной, березой, елью. На поверхности наблюдается останцево-эрозионныйбугристый микрорельеф.
Значительная часть территорииместорождения заболочена, особенно на западе, севере и востоке. Болотадостаточно глубокие и толщина торфяного слоя в них достигает 8 м. Береговыесклоны болот пологие, в ложбинах стока крутые. В зависимости от времени года имикроландшафта уровень воды в болотах варьирует в пределах от 0.0 м до 0.5 м.
В пределах исследуемойтерритории выделены целующие типы болотных микроландшафтов: сосново-кустарнично-сфагновый,грядово-
мочажинный,озерково-мочажинно-грядовый, хустарничко-травяно-моховый. Озера выделены впределах озерково-мочажино-грядового микроландшафта. Их особенно много взападной половине месторождения, в том числе немало довольно крупных.
Поймы мелких рек и водотоковасимметричные, выделяются условно по абсолютным отметках местности. В целомречная сеть врезана неглубоко. Протекая по песчаным отложениям принезначительном уклоне реки сильно меандрируют.
На юге месторождения и зонеприоритетного природопользования наиболее распространены замшелые смешанныезаболоченные леса, особенно в междуречье Айега-Камчинская и Айега-Малый Салым,а также на правобережье р. Камчииская. Вдоль правобережья р. Камчинская широкоразвиты значительные обособленные участки произрастания смешанных лесов,представленных в основном сосной, елью, кедром и березой. На левобережье р. МалыйСалым преобладает болотный микроландшафт сфагново-кустарничково-соснового имочажинно-грядового типа.1.3 Климатическая характеристика
Климат района резкоконтинентальный с большой амплитудой
колебания сезонных температур: от- 53°С зимой до +35°С летом. Среднегодовое количество осадков составляет400-500 мм. Глубина промерзания почвы зимой 1,3-1,7 м. Снежный покров держитсяв среднем до 180 дней в году и толщина ею достигает 1,5 м. Толщина льда нареках и озерах достигает 60-80 см, а и суровые зимы до 1 м и более. Среднегодоваятемпература — 3,5°С среднемесячная в январе — 20°С, а в июле +18°С.
Месторождение приурочено к зонеразвития прерывистых многолетнемерзлых пород в верхних слоях геологическогоразреза. Толщина подобных пород варьирует в пределах 15-40 м.
Для временного водоснабжениябуровых работ после соответствующей очистки могут быть использованыповерхностные водоемы. Кроме того, для технических нужд вполне пригодны водыпервого водоносного горизонта, залегающего очень близко к дневной поверхности (5-10м), а во многих пониженных участках выходят на дневную поверхность. В зонеприоритетного природопользования в междуречье Айега-Камчинская он залегает наглубине 5-10, а на остальных участках зоны на глубинах от 0 до 5 м. Водыгоризонта относятся к типу гидрокарбонотно-кальциевых. В районе месторождения иблизлежащих площадях для питьевого и хозяйственного водоснабжения используютсяподземные воды атлымского горизонта, залегающие под мерзлотными слоями. Дляпромывки скважин широко пользуются надмерзлотными водами новомихайловскоговодоносного горизонта.
Несмотря на то, что в пределахПриразломного месторождения разрез апт-альб-сеноманского водоносного комплексапо сравнению с разрезом этого комплекса в районе Усть-Балыкского месторожденияхарактеризуется худшими геолого-физическими и гидродинамическими параметрами,воды комплекса применяются в системе поддержания пластового давления в залежах.
В районе месторождения, а такжевблизи соседних нефтяных месторождений и городов Нефтеюганск и Сургут разведаныи разрабатываются месторождения песка, песчано-гравийной смеси, керамзитовыхглин, которые широко используются при строительстве.
2. Геологическая часть2.1 Литолого-стратиграфический разрез
В геологическом строенииосадочного числа месторождения принимают участие терригенные отложениямезозойского и кайнозойского возраста, подстилаемые породами доюрскогофундамента. Максимальная толщина пород фундамента и осадочного чехла вскрыта вскважине №184 и составляет 3320 м.
ДОЮРСКИЕ образования — вскрытаяих толщина в скв. №184 равна 107 м, из них верхние 40 м относятся к коревыветривания и представлены туфо-аргиллитами. подстилаемые кварцевыми порфирамии порфиритами, кровля которых служит региональным отражающим сейсмическимгоризонтом «А». Возраст их определен как среднедевонский. На размытойповерхности доюрского фундамента залегают осадки нижне-среднеюрского возраста.
НИЖНЕ-СРЕДНЕЮРСКИЕ отложениявыделяются как «тюменская свита». Сложена эта свита в подошве пачкойпочти черных аргиллитов плотных с обильным углистым детритом. В аргиллитахопределен спорово-пальцевой комплекс верхнего лейаса. Выше залегает мощнаятолща чередующихся пластов и прослоев песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаникии алевролиты серые и светлосерые, мелкозернистые преимущественно полимиктовые снебольшим содержанием обломков, реже аркозовых. Аргиллиты темносерые и серые, алевритистыеиногда углистые, содержат прослойки угля и глинистого сидерита толщиной внесколько сантиметров. Для пород толщи характерно присутствие углистого детритаи микроскопических стяжений глинистого сидерита. В образцах пород свитыопределены споро-пыльцевые комплексы, характерные для батского, байосского иаалснского ярусов. Общая толщина тюменской свиты в данном районе изменяется от241 м до 288 м. В разрезах ряда близлежащих площадей в верхней частипесчано-алевролитовые прослои нефтенасыщены и индексируются как пласт 102.
ВЕРХНЕЮРСКИЕ ОТЛОЖЕНИЯпредставлены абалакской и баженовской свитами.
АБАЛАКСКАЯ свитаохарактеризована пачкой темносерых аргиллитов, в верхней части которойпрослеживаются прослои алевролитов и алевролитистых песчаников серых исветлосерых, глинистых, с включениями зерен глауконита, выделяемых на практикекак продуктивный пласт Ю1. В пачке обнаружены фораминиферы, характерные длякимериджского, оксфордского, келловеиского ярусов. Толщина свиты колеблется впределах 17 — 32 м. Подошва свиты служит регионально выдержанным отражающимсейсмическим горизонтом «Т».
БАЖЕНОВСКАЯ свита представлена восновном глинами, содержащими прослои кремнистых известковистых образовании. Глинытемно-серые почти черные, часто листоватые и битуминозные. По вещественномусоставу и текстурно-структурным особенностям представляется возможным выделить4 основных типа пород: собственно глины, кремнистые глины или радиоляриты,известковистые глины и мергели, известняки. Собственно глины алевритистыемассивной структуры и прослоями тонкоотмученные микрослоистые. По вещественномусоставу породы баженовской свиты Салымского района заметно отличаются отаналогичных образований подстилающих и перекрывающих горизонтов повышеннымсодержанием органического вещества (в среднем 5-10%), аутигенного кремнезема (40-80%)и пирита. Содержание пирита в 10-15 раз больше, чем во вмещающих породах. Глиныеще не являются аргиллитами, а находятся на стадии уплотненных глин. Ониотличаются высоким содержанием битуминизированного органического вещества. Емкостныесвойства пород баженовской свиты колеблются довольно в широких пределах изависят от их вещественного состава. Наименьшая общая пористость характерна дляизвестняков, мергелей и не превышает обычно 1-2%. Наибольшую общую пористостьимеют массивные глины, в среднем она составляет 7%. Изучение трещиннойпористости промысловыми методами показало, что се значения обычно не превышают0,5%, в среднем от 0,05 до 0,2%. Трещиноватые разности пород свитыиндексируются как пласт Ю0. Свита охарактеризована ихтиофауной и фауной,свойственной волжскому ярусу. Общая толщина свиты изменяется от 32 до 46 м. Глинысвиты являются регионально выдержанным сейсмическим репером, известным какотражающий сейсмический горизонт «Б».
НИЖНЕМЕЛОВЫЕ отложенияподразделяются на свиты ахскую, черкашинскую, алымскую, викуловскую иханты-мансийскую.
АХСКАЯ свита в подошвенной частисложена пачкой аргиллитов темносерых известковистых, алевритистых, слюдистых,иногда слабобитуминозных толщиной 15-18м. Выше залегает мощная толща (до220-250м) чередующихся пластов песчаников и алевролитов мелкозернистых серых,прослоями слюдистых, с глинисто-карбонатным цементом, с включениями обугленногорастительного детрита и с прослоями аргиллитов темносерых до черных. Поопределению остатков фауны, в частности комплекса фораминефор, по возрастусоответствуют берриасскому и низам ярусов. В разрезав ряда близлежащихместорождений песчано-алевролитовые пласты нефтенасыщены и индексируются какласты БС16 — БС25. Эта толща выделяется в стратиграфических разрезах как «ачимовскаяпачка ».
Породы ачимовской пачкиперекрываются толщей аргиллитов темносерых, в различной степени алевритистых,иногда известковистых, реже хорошо отмученных, с тонкими прослоями ивключениями линз светло-серого алевролита и песчаника. В разрезе верхнейполовины свиты появляются пласты песчаников и алевролитов светлосерых, серых,буровато-серых в зависимости от степени нефтенасыщения, преимущественномелкозернистых, с глинистым, реже известково-глинистым цементом, с включениямиобугленного растительного детрита.
В Салымском районепесчано-алевролитовые пласты индексируются сверху вниз как пласты от БС1 до БС9.
В разрезе месторожденияпродуктивными являются пласты 1БС4.2БС4, 1БС5 и 2БС5. Среди аргиллитоввстречаются тонкие прослои мергелей и глинистых известняков, а также остаткифауны пелеципод, скопления раковин церен и комплексы фораминифер, указывающиена валанжинский и готерив-барремскии возраст пород.
Разрез свиты венчает пачкааргиллитов темно-серых, в верхней части с зеленоватым оттенком, частоалевритистых и известковистых, выделяемая как «пимская пачка». В ееподошве наблюдаются включения растительного детрита и обломки раковин пелеципод.Общая толщина свиты изменяется в пределах от 444 м до 569м.
ЧЕРКАШИНСКАЯ свита выраженааргиллитами серыми и темносерыми, изредка с зеленоватым оттенком, от хорошо отмученныхдо алевритовых разностей с прослоями светло-серых алевролитов и песчаников. Песчаникимелкозернистые и мелко-среднезернистые алевролиты, сильно глинистые,слабоотсортированные. Они характеризуются большим разнообразием текстур (мелкая,косая, пологоволнистая. горизонтальная), с включениями органики в виде остановрастений и обуглившегося детрита. По вещественному составу коллекторыполимиктовые и аркозовые полево-шпатово-кварцевого состава с глинистым цементом.
В разрезе свиты в Салымскомрайоне сверху вниз выделяются песчаные пласты АС4, АС5, АС6, АС7, АС8, АС9,АС10, АС11 и АС12, из которых нижние пласты нефтенасыщены.
В разрезе свиты в пределахсеверной части Приразломного месторождения продуктивными являются пласты 1АС11и 2АС11, которые в пределах ЗПП не продуктивны. Отмечается сидеритизация породи редкие прослои глинистых известняков, редкие фораминиферы. В нижней половинесвиты обнаружены остатки фауны пелеципод. Определен спорово-пыльцевой комплекс,характерный для готерив-баррема. Общая толщина свиты изменяется от 244м до 302м.
АЛЫМСКАЯ свита сложена толщейаргиллитов темно-серых, в верхней части от темно-серых до черных, битуминозных,с прослоями алевритов серых и светло-серых, реже песчаников мелкозернистыхсерых и светло-серых, с глинистым цементом, а также с маломощными прослойкамиглинистых известняков. Среди пород свиты встречаются растительные остатки. Определеныспорово-пыльцовые комплексы, характерные для апт-альба. Общая толщина свитыколеблется в пределах от 129 м до 186 м. Пласты аргиллитов, залегающие вподошвенной и кровельной частях разреза алымской свиты. служат региональновыдержанными отражающими сейсмическими горизонтами «d в» и " М".
ВИКУЛОВСКАЯ свита подразделяетсяна две подсвиты: нижнюю и верхнюю. Нижняя подсвита представлено толщейаргиллитов темно-серых с различной степенью обогащенных алевритовым материалом,участками с многочисленными прослойками светло-серого алевролитамелкозернистого. Осадки подсвиты содержат включения растительного детрита. Выявленныеспорово-пыльцовые комплексы указывают на апт-альбский возраст.
Верхняя подсвитаохарактеризована преимущественно песчаниками и алевролитами серыми и светло-серыми,мелкозернистыми, глинистыми с прослоями аргелитов прослоями аргиллитов иаргиллитоподобных глин темно-серых. В породах подсвиты отмечается обильноеприсутствие углистого детрита. Спорово-пальцевые комплексы характерны дляапт-альбского возраста. Общая толщина викуловской свиты изменяется от 242 мдо 294 м.
ХАНТЫ — МАНСИЙСКАЯ свита венчаетразрез нижнемеловых отложений и расчленяется на нижнюю и верхнюю подсвиты.
Нижняя подсвита охарактеризованатолщей глин иргиллитоподобных плотных, темносерых, алевритистых, с прослоямимелкозернистых алевролитов светло-серых и серых. В породах подсвитыприсутствуют обуглившиеся растительные остатки и определены фораминиферы,спорово-пыльцевые комплексы, датирующие их возраст как апт-альбский.
Верхняя подсвита сложенапреимущественно чередующимися прослоями песчаников и алевролитов серых и светло-серых,мелкозернистых, глинистых, слюдистых с пропластками аргиллитоподобных плотныхглин темно-серых с обильным содержанием углистого детрита. Осадки подсвитыохарактеризованы комплексами фораминифер, спор и пыльцы, указывающие наапт-альбский их возраст. Общая толщина ханты-мансийской свиты варьирует от 262мдо 300м.
ВЕРХНЕМЕЛОВЫЕ ОТЛОЖЕНИЯподразделяются на свиты уватскую, кузнецовскую, березовскую и ганькинскую.
УВАТСКАЯ свита сложена толщейпереслаивающихся песков, алевритов, песчаников, алевролитов и глин. Песчаники иалевролиты серые и светло-серые, слабосцементированные, с глинистым, режекарбонатным, цементом. По составу песчано-алевролитовые разности полевошпатовые- кварцевые. Глины аргиллитоподобные зеленовато-серые и темно-серые в верхнейчасти разреза свиты. Глины от тонкоотмученных до алевритистых.
В породах свиты обнаруженыединичные экземпляры фораминифер, которые наряду со спорово-пыльцевымикомплексами указывают на сеноманский возраст отложений. Общая толщина свитыизменяется от 266 до 303 м.
ТАЛИЦКАЯ свита охарактеризованатолщей глин серых и темно-серых, иногда с буроватым и зеленоватым оттенком, неялснолоистых, алевритистых, сприсутствием зерен глауконита, с тонкими линзовидными прослоями глинистогоалевролита, а в верхней части и тонких прослоев сидерита буровато-коричневого. Впородах свиты выявлены включения мелких пиритизированных растительных остаткови реже чешуек рыб, комплексы фораминифер. Изучение спорово-пыльцевого комплексаи определение фораминифер позволили идентифицировать осадки талицкой свиты спалеоценом. Толщина свиты изменяется от 122 м до 157 м.
ЛЮЛИНВОРСКАЯ свита представленамощной толщей глин от зеленовато-серых до желтовато-зеленовато-серых, иногда сржаво-бурыми пятнами, алевритистых, участками алевритовых, с включениями зеренглауконита, неяснослоистые. В нижней части разреза свиты глины опоковидные. неяснослоистые,с прослоями алевролитов светло-серых, глинистых, массивной и плитчатойотдельностью. В средней части разреза свиты присутствуют прослои диатомовыхглин, которые вверх по разрезу переходят в диатомиты глинистые. В породах свитывыявлены и исследованы комплексы фораминифер, радиолярий, спорово-пыльцевыекомплексы, указывающие на их эоценовый возраст. Общая толщина свиты от 211 м до259 м.
ТАВДИНСКАЯ свита также сложенатолщей светлозеленых и голубовато-зеленых, алевритистых, неяснослоистых, слинзовидными прослойками алеврита кварцевого, с включениями бурового глинистогосидерита, со следами ожелезнения. В глинах встречаются редкие чешуйки рыб,обугленные растительные остатки. Определены комплексы фораминифер испорово-пыльцевые комплексы, относящиеся к эоценовому и олигоценовому возрастам.Толщина тавдинской свиты составляет 160-180 м.
АТЛЫМСКАЯ свита представляетсобой пачку песков и алевритов светло-серых, мелкозернистых, кварцевых стонкими прослоями бурых углей и глин серых и темно-серых, с отпечаткамирастений. Спорово-пыльцевые комплексы характерны для олигоценового возраста. Пескии алевриты насыщены пресной водой и служат главным источником для питьевоговодоснабжения. Толщина свиты 50-60м.
НОВОМИХАЙЛОВСКАЯ свита выраженатолщей спин серых и темно-серых, неяснослоистых и комковатых, с прослоямиалевритов, песков и бурых углей. В осадках свиты наблюдаются отпечаткирастений, макроспоры, семенная флора и палинокомплекс, характерные дляолигоцена. Толщина отложений свиты достигает 80 м.
ТУРТАССКАЯ свита завершаетразрез палеогена и охарактеризована глинами и алевритами зеленовато-серыми,тонкослоистыми, с маломощными прослоями диатомитов и песковкварцево-глауконитовых, тонкозернистых. Толщина свиты изменяется от 40 до 70 м.
Разрез осадочного, чехла районазавершается отложениями ЧЕТВЕРТИЧНОЙ системы, которые в нижней частипредставлены глинами зеленовато — и буровато — серыми, вязкими, песчанистыми, спрослоями и гнездами песков и алевритов серых, мелкозернистых, с включениямибурых углей и пресноводной фауны, толщиной от 50 до 70 м. В верхней частипрослеживается почвенно-растительный слой, торфяники, супеси и суглинке,толщиной 20-30 м.
КУЗНЕЦОВСКАЯ свита представленапачкой плотных глин темно-серых, прослоями алевритистых, содержащих остаткичешуи рыб, фораминифер, углефицированные растительные остатки, отпечатки ходовчервей. Толщина свиты составляет 44-54 м. По возрасту свита относится ктуронскому ярусу.
БЕРЕЗОВСКАЯ свита подразделяетсяна нижнюю и верхнюю подсвиты.
Нижняя подсвита сложена глинамисерыми, опоковидными, алевритистыми, с включениями глауконита и с редкимипрослоями песчанистых алевролитов с глинисто-опоковым цементом. В породахподсвиты обнаружены включения обуглившихся растительных остатков, чешуи рыб,фораминиферы, радиолярии, указывающие на коньяксантонский возраст. Толщинаподсвиты составляет от 69 до 86 м.
Верхняя подсвита представленаглинами серыми и темносерыми, изредка с зеленоватым оттенком, иногда опоковидные,алевритистые, неясно — и тонкослоистые, пиритизированные, с включениями зеренглауконита. Некоторые прослои глин известковистые. Породы подсвиты содержатвключения включения растительных остатков, комплексов фораминифер, радиолярий,чешуек рыб, отпечатки ходов червей. Комплексы фораминифер и радиолярийотносятся к кампанскому возрасту. Толщина свиты варьирует в пределах от 73 до106 м.
ГАНЬКИНСКАЯ свита венчает разрезверхнемеловых отложений и сложена толщей глин желтовато — и зеленовато — серых,иногда с буроватыми оттенками, неясно — и тонкослоистых и с включениями зеренглауконита. В отложениях свиты присутствуют различной степени сохранностирастительные остатки и комплексы фораминифер, типичные для маастрихского идатского ярусов. Толщина свиты от 53 до 75 м.2.2 Тектоника
В региональном тектоническомплане месторождение приурочено к положительной структуре 1-ого порядка — кСалымской моноклинали, имеющей субмеридиональное направление. На востокепосредством слабовыраженного прогиба Салымская моноклиналь сочленяется сюго-западным погружением Сургутского свода.
Салымская моноклинальосложняется положительными структурами второго и третьего порядка: на севереСалымским куполовидным поднятием и Пойкинским валом и на юге Верхне-Салымскимкуполовидным поднятием, которые разделены друг от друга Милясовской котловиной.
Салымское куполовидное поднятиеобъединяет малоамплитудные положительные структуры IV порядка: Приразломную,Репьевскую, Севскую, Алексинскую, Южно-Лемпинскую. Они характеризуютсяотносительно небольшими размерами — порядка 5,5-6.5 х 2,0-2,2 км при высоте от15 до 45 м. углы наклона крыльевструктур очень малы и не превышают 1. Все структуры имеютунаследованный характер и вверх по разрезу постепенно выполаживаются. Рассматриваемоеместорождение приурочено к вышеперечисленным положительным структура.
2.3 Геологическое строение продуктивного пласта БС4-5
В разрезе Приразломногоместорождения нефтеносными являются песчано-алевролитовые пласты 1АС11, 2АС11,БС1, БС4-5 и 1БС5, причем основным нефтесодержащим объектом является пластБС4-5, в котором сосредоточены 97% запасов нефти категории С1 месторождения. Впределах зоны приоритетного природопользование пласты 1АС11 и 2АС11 непродуктивны. Пласт БС4-5 (вернее продуктивный горизонт) объединяет песчаныепласты 1БС4, 2БС4, 1БС5 и 2БС5 в единуюгидродинамическую систему. В пласте БС4-5 в пределах Приразломногоместорождения установлены 2 залежи нефти: одна основная — Приразломная и другаяна крайнем северо-востоке месторождения в районе разведочной скважины №191.
Основная залежь в плане имеетзаливообразную форму, которая раскрывается и расширяется в северном направлении.Она с запада, юга и востока окаймляется зоной полного замещения продуктивныхпесчаных коллекторов малопроницаемыми глинистыми разностями пород. Следовательно,залежь относится к типу литологически экранированных. Залежь вскрыта наглубинах 2430-2720 м. Размеры ее составляет 55х30 км при высоте 182 м. Впределах основной залежи как по данным промыслово-геофизических, так игидродинамических исследований, ВНК не зафиксирован и поэтому он принят условнопо подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка в скв. №221 на абсолютнойотметке — 2549,2 м.
Пласт БС4-5 представленлитологически частым чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов, причемв нижней части продуктивного интервала песчаники преимущественно развиты в видеизолированных линзовидных тел различных размеров и сравнительно небольшойтолщины, а в верхней части прослеживается монолитный площадной характер ихраспространения.
Песчаники серые ибуровато-серые, мелкозернистые, слюдистые, среднесцементированные, изредкавстречаются прослои углисто-глинистых пород с включениями растительногодетрита, с однородной и слоистой текстурой. По вещественному составу алевролитыидентичны песчаникам. Коллекторами являются мелкозернистые песчаники икрупнозернистые алевролиты, которые по емкостно-фильтрационным свойствам посуществу не различаются и могут быть разделены лишь по гранулометрическомусоставу. Цемент песчаников и алевролитов пленочный, порово-пленочный,глинисто-хлоритовый, местами глинисто-карбонатный. Нередко встречаются поры,заполненные кальцитом. В коллекторах содержание глинистой фракции и среднемсоставляет 11.5%, карбонатной — 3.5%.
Общая толщина пласта БС4-5 всреднем равна 35 м, причем в северо-западном направлении в районе скв. № 222 еезначение составляет 50 м, т.е. прослеживается тенденция к постепенномуувеличению толщины его в этом направлении. Эффективная нефтенасыщенная толщинав пределах залежи варьирует от 0 до 21,8м. Продуктивный пласт перекрываетсяпачкой глин толщиной до 40-50 м.
В разрезе продуктивного пластаБС4-5 а пределах месторождения выделяются от 1 до 10 прослоевколлекторов различной толщины, примерно половина из которых имеет толщину неболее 1 м. В западной части месторождения число проницаемых, прослоек больше изначения их толщины выше нежели в восточной части месторождения.
Толщина глинистого раздела междумонолитной и расчлененной частями продуктивного интервала колеблется в пределахот 0,4 до 9,4 м, причем примерно на половине площади разбуренной частиместорождения толщина глинистого раздела составляет 0.4 — 1.6м.
2.4 Емкостно-фильтрационная характеристикапродуктивного пласта БС4-5
Коллекторские свойствапесчано-алевролитовых пород пласта БС4-5 исследованы по керну из 19 разведочныхскважин, размещенных по площади месторождения относительно равномерно. Степеньосвещенности продуктивных интервалов пласта анализами керна характеризуетсяследующим показателем — на 0,4 м. толщины пласта приходится в среднем одинанализ керна.
Статистические характеристикиемкостно-фильтрационных свойств пласта БС4-5 Приразломного месторождения вцелом и раздельно для его монолитной и расчлененной частей приведены в таблице 2.1Эти данные свидетельствуют о том что коллекторы пласта БС4-5 откосятся книзкопроницаемым.
Из таблицы 2.1 следует, чтосредние значения пористости коллекторов пласта в целом и верхней (монолитной) егочасти по существу не изменились по сравнению с данными «Комплексной схемыразработки». Величина пористости коллекторов нижней расчлененнойлинзовидной части уменьшилась до 16,5%. Значения же проницаемости коллекторовверхней и нижней части разреза пласта БС4-5 существенно не различаются, так какони и так низки. Величины проницаемости коллекторов пласта БС4-5, определенныепо образцам керна, распределяются в следующем соотношении в объемепродуктивного пласта: 38% имеют проницаемость до 5х10 мкм^2, 33% — в интервале5 — 15х10 мкм^2, 15% — от 15 до 25х10 мкм^2 и 14% — от 25 до 85х10 мкм^2. Болеедетальная характеристика распределения проницаемости коллекторов пласта БС4-5месторождения по данным разведочных скважин приведена в табл.2.1
Пласт испытан в 25 разведочныхскважинах. Во всех скважинах получены притоки нефти различной интенсивности. В18 скважинах испытания проведены при динамических уровнях от 968 м до 1513 мдебиты нефти колебались а пределах от 2.1 м3/сутки до 20.2 м^3/сутки, а в 5скважинах по 2 и 6 мм штуцерах дебит нефти изменялся от 4.8 до 36.1 м^3/сутки.
Параметр нефтенасыщенности билполучен по данным ГИС на основе петрофизических зависимостей по скважинам,пробуренным на основе петрофизических зависимостей по скважинам, пробуренным нанефильтрующихся растворах по месторождениям Сургутского свода. При подсчетезапасов нефти в 1985 г. среднее значение нефтенасыщенности принято равным 72%.
Таблица 2.1Характеристика БС4-5 Монолит
Расчлененная часть
пласта порис-тость,%
проницаемость
мкм2*10-3 порис-тость,%
проницаемость
мкм2*10-3 порис-тость,%
проницаемость
мкм2*10-3 1 2 3 4 5 6 7 Кол-во определений 154 143 126 127 56 56 17,5 12,7 17,5 10,9 16,5 12,3 Среднее 17,5* 14,0* 17,6* 15,3* 17,2* 11,3* Коэфф. вариации 0,07 1,13 0,07 1,16 0,08 1,25 Минимальн. значение 14,0 0,3 14,0 0,3 13,3 0,6 Максимал. значение 20,0 86,5 20,0 86,5 19,7 53,2
* — данные Комплекснойтехнологической схемы разработки, СибНИИНП, 1990 г.
Таблица 2.2Толщина Наименование ПластБС4-5 Пласт1БС4 Пласт2БС4 Пласт БС5 Общая
Среднее значение, м
Коэф. вариации,
доли ед.
Интервал изменения, м
min
max
28,7
0,160
22
39,2
7,22
0,4
2,4
11,4
16,2
0,4
7,0
30,0
3,0 (2 скв)
2,0
4,0
Нефтенасыщен-
ная
Среднее значение, м
Коэф. вариации,
доли ед.
Интервал изменения, м
min
max
6,87/5,32*
0,44
2,8
12,6
4,78/4,27*
0,4
2,0
8,4
1,35
1,0
0,0
3,6
2,5
1,8
3,2
Эффек-
тивная
Среднее значение, м
Коэф. вариации,
доли ед.
Интервал изменения, м
min
max
6,87/5,32*
0,44
2,8
12,6
4,78/4,27*
0,4
2,0
8,4
1,35
1,0
0,0
3,6
2,5
1,8
3,2
* — данные Комплексной технологическойсхемы разработки, СибНИИНП, 1990 г.
Таблица 2.3Пласт
Кол-во
скваж. Коэфф. песчанистости, доли ед. Коэфф. расчлененности, доли ед. средн
Коэфф.
вариации
Интервал
изменения средн
Коэфф.
вариации
Интервал
изменения min max min max БС4-5 13 0,23 0,38 0,1 0,37 2,9 0,44 1 5 1БC4 13 0,74 0,172 0,33 1,0 1,46 0,42 1 3 2БC4 13 0,13 1,0 0,0 0,4 1,1 1,04 3 БC5 2 0,17 - 0,0 0,8 - - 1 2
3. Технологическая часть3.1 Опробование, испытание и исследование скважин
В процессе буренияпредусматривается опробование перспективных интервалов в открытом стволе спомощью пластоиспытателя на бурильных трубах.
Перспективными объектамииспытания в разрезе поисковой скважины следует считать все возможнопродуктивные и неясные интервалы. При наличии проницаемой мощности, насыщеннойуглеводородами, необходимо однозначно определить может ли нефтенасыщенный пластобеспечить промышленные притоки углеводородов. В случае отрицательногорезультата по любому из этих определений интервал считают непродуктивным,испытание по нему прекращают. При отрицательных результатах по всемперспективным интервалам разреза скважину ликвидируют как выполнившую своёназначение. В случае положительных результатов продолжают работы по доразведкеобъектов.
Таким образом, очевиднанеобходимость высокой достоверности заключения (особенно отрицательного) оперспективном интервале до спуска в скважину эксплуатационной колонны.
Достоверность информации иэкономичность её получения возможны только при комплексном использованииследующих методов: оперативного геологического контроля, геофизическихисследований и опробования пластоиспытателем. Проектом предусматриваетсяопробование пластов комплектом испытательных инструментов (КИИ-146-2М).
Спуск КИИ производят сразу послевскрытия и выявления перспективных интервалов. Целью опробования является:
1) вызов притока из испытуемогопласта,
2) определение физическихпараметров пласта (пластового давления, средней эффективной проницаемости,коэффициента продуктивности),
3) отбор представительной пробыпластовой жидкости. Допустимая депрессия на пласты определена опытным путёмисходя из условия устойчивости пород в интервале.
Количество спусковпластоиспытателя на каждый испытуемый объект определяется качеством полученныхрезультатов.
Планируемые к испытаниюинтервалы, депрессии внесены в таблицу 3.1
Таблица 3.1
Опробование пластов в процессебурения№ скв.
Возраст
отложений Интервалы испытания
Диаметр
пакера, Депрессия,
Абсолютные
отм. м.
Глубины
м. от до от до мм МПа 1 2 3 4 5 6 7 8 1268
К1 (БС10)
J3 (ЮС1)
J1-2 (ЮС2)
2335
2815
2870
2350
2830
2885
2375
2860
2920
2390
2875
2935
195
195
195
10.0
12.0
12.0 1269
К1 (БС10)
J3 (ЮС1)
J1-2 (ЮС2)
2390
2855
2880
2405
2870
2895
2430
2825
2900
2445
2840
2915
195
195
195
10.0
12.0
12.0 1270
К1 (БС10)
J3 (ЮС1)
J1-2 (ЮС2)
2350
2875
2950
2365
2885
2965
2390
2915
2990
2405
2930
3005
195
195
195
12.0
12.0
12.0 1273,1274
К1 (БС10)
J3 (ЮС1)
J1-2 (ЮС2)
2360
2815
2880
2375
2830
2895
2400
2855
2920
2415
2870
2935
195
195
195
10,0
12,0
12,0
Примечание: интервалыопробования уточняются после интерпретации каротажа.
3.2 Обработки результатов гидродинамическихисследований скважин3.2.1 Исследование фонтанных скважин
Определение забойного давления.
Забойным давлением называетсядавление флюидов в действующих добывающих и нагнетательных скважинах на глубинесередины интервала перфорации. В добывающих скважинах забойное давление меньше пластовогона величину забойной депрессии давления, в нагнетательных скважинах превышаетпластовое на величину забойной депрессии.
Забойные давления определяются сцелью гидродинамических исследований скважин и контроля работы скважин искважинного оборудования путём прямого измерения глубинным манометромнепосредственно на забое скважин.
Забойное давление определяетсяпо формуле:
/> (3.1)
Н=Н з. в. =ВНК+ амплитуда ротора+ удлинение.
j см. — уд. вес смеси взависимости от% воды.
Определение пластового давления.
Под пластовым давлением вскважине понимается величина давления на её забое в период её остановки (режимq=0). Пластовое давление в скважинах определяется при их исследовании (методомустановившихся отборов для) получения данных, используемых при построении картизобар и для контроля работы скважин. Пластовое давление в скважинеопределяется путём прямого измерения глубинными манометрами непосредственно назабое скважины в период её остановки. Пластовое давление рассчитывается поформуле:
/> (3.2)
/>
Н з. в. =ВНК+ амплитуда+удлинение
Н зам. — глубина замера
jсм. — уд. вес смеси
Снятие индикаторных кривыхметодом установившихся режимов.
При исследовании методов отборовнепосредственно измеряется дебит добывающей скважины и соответствующее значениезабойного давления последовательно на нескольких, достаточно близких кустановившимся, режимах эксплуатации скважин.
Методом установившихся отборовопределяется коэффициент продуктивности добывающей скважины.
/> /> (3.3)
Q — дебит скважины
Р — разность между пластовым изабойным давлениями.
4. исследование методомвосстановления давления (неустановившийся режим).
Метод восстановления давленияиспользуется для изучения гидродинамических характеристик скважин ифильтрационных свойств пластов в их районе.
В результате обработкиматериалов исследований скважин методом восстановления давления определяютсякомплексные параметры: гидропроводность пласта, коэффициенты проницаемости,пьезопроводности. Обработка результатов осуществляется в следующем порядке:
По данным промысловыхисследований строится график зависимости изменения забойного давления р от lg t:
р =P (t) — Pзаб., где
P (t) — текущее забойноедавление скважины,
t — время, отсчитываемое смомента остановки или изменения дебита скважины, секундах.
2. На полученном графикевыделяется конечный прямолинейный участок.
3. На оси абсцисс произвольновыбираются две точки lg t и lg t по графику определяются соответствующиезначения р и р и расчитывается уклон прямолинейного участка по формуле:
/>
4. Определяется коэффициентгидропроводности пласта по формуле:
/> (3.4)
Q-дебит жидкости до остановкискважины в пластовых условиях, м/сут.
k-коэффициент проницаемости,Дарси.
h-эффективная работающая толщинапласта, определяется по геофизическим данным
/> вязкость нефти в пластовыхусловиях.
b — объёмный коэффициент.
j — уд. вес жидкости вповерхностных условиях.
h — эффективная работающая толщинапласта.
Определяется К (коэффициентпроницаемости) из формулы: />3.2.2 Исследование скважин, оборудованных ЭЦН, ШГН
Определение пластового давлениядля построения карт изобар.
а) Для безводной нефти:
/> (3.5)
где
j пл. — уд. вес нефти в пласте
Н з. в. = ВНК+ амплитуда столаротора
Н ст. — статический уровень,замеренный при остановке скважины в затрубном пространстве
б). Для скважин с обводнённостью
/> (3.6)
где
j см. — уд. вес смеси взависимости от% воды
Р затр. — затрубное давление приостановке скважин
в). Для скважин с обводнённостью/>30%:
/> (3.7)
Где L-глубина спуска насоса (м),jв — уд. вес воды, Н ст. — статический уровень, j см. — уд. вес жидкости (смеси),Н з. в. — зеркало воды (ВНК + амплитуда стола ротора), Р затр. — затрубноедавление при остановке скважины3.2.3 Исследование нагнетательных скважин. Снятие иобработка кривой восстановления (падения) давления
(метод неустановившихся режимов).
Кривые восстановления (падения) давленияв нагнетательных скважинах снимаются глубинными манометрами.
1. На основании данных,сведённых в таблицу №1, строим кривую восстановления давления вполулогарифмических координатах р, lg t.
2. На прямолинейном участкекривой произвольно выбираем две точки с координатами р; lg t и р; lg t.
Определяем тангенс угла наклонаэтого участка по формуле:
/>
3. Находим коэффициентгидропроводности:
/> (3.8)
Q — приёмистость (м3/сут)
В — объёмный коэффициентжидкости, характеризующий отношение объёма жидкости в пластовых условиях кобъёму в поверхностных условиях (после дегазации), для воды = 1,0, j — уд. весжидкости в поверхностных условиях. Определяем коэффициент пьезопроводности:
/> (см2/сек), где (3.9)
h — эффективная мощность пласта,определяемая по геофизическим данным Вж и Вс — коэффициенты сжимаемостижидкости и среды
Определяем приведённый радиусскважины:
/> (3.10)
где
А — отрезок отсекаемый КПД наоси ординат
Определяем радиус призабойнойзоны:
/> (3.11)
t — время перехода во II зону.3.2.4 Определение коэффициента продуктивностиметодом прослеживания уровня (по механизированному фонду скважин)
При установившемся режиме работыскважины фильтрация жидкости в однородном пласте при линейном законеопределяется формулой Дюпии:
/> (3.12)
где
Q — дебит скважины в пластовыхусловиях (см3/сек)
к — проницаемость пласта (д)
h — мощность пласта (см)
/>вязкость жидкости в пластовыхусловиях (спз)
Рк и Рс — соответственнодавление на контуре пласта и на забое скважины (кг с/см)
Rк и rс — соответственно радиусконтура питания и радиус скважины
Из уравнения (1) найдёмкоэффициент продуктивности скважины К:
/> (3.13)
Прослеживание уровня основано наметоде последовательной смены стационарных состояний.
Предлагается, что радиус влиянияскважин постоянен, а также, что жидкость несжимаема и возмущение у стенкискважины мгновенно распространяется на расстояние постоянного радиуса, равногорадиусу влияния скважины.
Тогда, если предположить вкаждый момент приток в скважину установившимся, то найдём:
/> (3.14)
где
Рк — пластовое давление, Рс (t)- забойное давление. Если скважина не переливающая, то
/> (3.15)
Приравнивая (1) и (2) и выражаяР в (1) через уровень, получим:
/> (3.16)
где
где Нк и Нс (t) — соответственностатический и динамический уровни жидкости в скважине
q — плотность жидкости впластовых условиях
F — площадь поперечного сеченияколонны
Интегрируя (3), найдём
/> (3.17)
(3.17) — уравнение прямой вкоординатах:
/>, или /> (3.18)
где
НСО — уровеньжидкости в скважине при установившемся состоянии. По углу наклона этой прямой коси абсцисс tg найдём:
/> (3.19)
Составляя (3.19) и (3.16),найдём коэффициент продуктивности:
/> (3.20)3.2.5 Обработка данных прослеживания уровня ипостроение графиков
По замерам динамического уровняжидкости в скважине строится график изменения уровня Н, t.
После замера восстановлениядавления в скважине, на устье зафиксировано избыточное буферное давление РУ;
Н= Н+НСТ. (3.21)
/> (3.22)
/> - удельный вес жидкости впластовых условиях.
Обрабатывая кривую прослеживанияуровня, составляем таблицу (3.2): расчёт параметровT, сек Н, м
Н=Н+НСТ Н, см Ln Н Примечан. 1800 3600
Строится график: ln H, t сек:
/> (3.23)
F — площадь поперечного сеченияколонны, см
(Д1-Д2) — толщинастенки колонны
j — удельный вес жидкости /> в пластовыхусловиях
d — внешний диаметр НКТ.
Если дан внутренний диаметр НКТ,учитывать 2 толщины стенки НКТ (2-2,5 милиметров).
Пример:
/> (3.24)
перевести в
/>
перевести в т/сут атм=1,27 т/сутатм.
j-удельный вес жидкости вповерхностных условиях.3.3 Гидродинамические исследования при вторичномвскрытие пласта
Вторичное вскрытие пласта и еговлияния на К продуктивности скважины.
Поскольку приразломноеместорождение осваивается 1986 год то вторичное вскрытие пластов происходило стеми возможностями и разработкой, которые существовали на тот и последующиепериоды.
ЗПКСЛУ-80
Заряда перфорационныекумулятивные в стеклянной оболочке Ленточная установка — 80 месяцев. Их данные:
3.4 Приток жидкости к несовершенным скважинам привыполнении закон Дарси
Приток жидкости к несовершеннойскважине даже в горизонтальном однородном пласте постоянной толщины перестаётбыть плоскорадиальным. Строгое математическое решение задачи о притоке жидкостик несовершенной скважине в пластах конечной толщины представляет большие (а внекоторых случаях непреодолимые) трудности.
Приведём здесь без выводов идоказательств наиболее распространённые окончательные расчётные формулы притокажидкости к различного типа несовершенным скважинам.
Прежде всего допустим, чтоскважина вскрыла кровлю пласта неограниченной толщины /> и при этом её забой имеет форму полусферы.
/> (3.25)
где /> и /> - приведённые давления.
Если скважина вскрыла пластнеограниченной толщины на глубину b, то её дебит можно найти по формуле Н.К. Гиринского:
/> (3.26)
Задача о притоке жидкости кнесовершенной по степени вскрытия пласта скважине в пласте конечной толщины hисследовалась М. Маскетом. Вдоль оси скважины на вскрытой части длиной b онрасполагал воображаемую линию, поглощающую жидкость, каждый элемент которой dzявляется стоком. Интенсивность расходов q, т.е. дебитов, приходящихся наединицу длины поглощающей линии, подбиралась различной в разных её точках длявыполнения нужных граничных условий.
Необходимо получить решение,удовлетворяющее следующим граничным условиям: кровля и подошва пластанепроницаемы; цилиндрическая поверхность радиусом r =R является эквипотенциальюФ =Ф; поверхность забоя скважины также является эквипотенциалью Ф =Ф.
Выполнение указанных граничныхусловий потребовало отображения элементарных стоков qdz относительно кровли иподошвы пласта бесчисленное множество раз.
Подбирая интенсивность расходовq и используя метод суперпозиции действительных и отображённых стоков, М. Маскетполучил следующую формулу для дебита гидродинамически несовершённой по степенивскрытия пласта скважины:
/> (3.27)
где
/> (3.28)
а функция /> имеет следующееаналитическое выражение:
/> (3.29)
Здесь
/>
— интеграл Эйлера второго рода,называемый гамма — функцией, для которой имеются таблицы в математическихсправочниках.
Нетрудно заметить, что если />, то есть пластвскрыт на всю толщину, формула (3.28) переходит в формулу Дюпюи дляплоскорадиального потока.
Иногда для расчёта дебитанесовершенной по степени вскрытия пласта скважины используется более простаяформула, чем (3.28) М. Маскета, предложенная И. Козени:
/> (3.30)
Дебит несовершенной скважиныудобно изучать, сравнивая её дебит Q с дебитом совершенной скважины Qсов,находящейся в тех же условиях, что и данная несовершенная скважина. Гидродинамическоенесовершенство скважины характеризуется коэффициентом совершенства скважины />.
Широкое распространение получилметод расчёта дебитов несовершенных скважин, основанный наэлектрогидродинамической аналогии фильтрационных процессов.
Электрическое моделированиеосуществляется следующим образом. Ванна заполняется электролитом. В электролитпогружается один кольцевой электрод, моделирующий контур питания. В центреванны погружается электрод на заданную глубину, соответствующую степенивскрытия пласта скважиной. К обоим электродам подводится разность потенциалов,являющаяся аналогом перепада давления, сила тока служит аналогом дебитаскважины. Дебит гидродинамически несовершенной скважины подсчитываются поформуле
/> (3.31)
где С=С1 +С2 — дополнительное фильтрационное сопротивление, вызванное несовершенствомскважины по степени вскрытия пласта (С1) и характеру вскрытия (С2).
Измеряя разность потенциалов исилу тока, можно подсчитать сопротивление по закону Ома, сделать пересчёт нафильтрационное сопротивление и определить дополнительное фильтрационноесопротивление.
Такие экспериментальныеисследования были проведены В.И. Щуровым. Им определены дополнительныефильтрационные сопротивления С и С для различных видов несовершенства скважин ипостроены графики зависимости С от параметров /> и /> (Рис.6.2) (см. Приложение), атакже С от трёх параметров />/> и /> (Рис.6.3) (см. Приложение), где n- число перфорационных отверстий на 1 м вскрытия толщины пласта; /> - диаметр скважины; /> - глубинапроникновения пуль в породу; /> - диаметр отверстий.
Выражение дополнительногофильтрационного сопротивления получено И.А. Чарным с использованием формулыМаскета (3.28) в виде
/> (3.32)
где /> определяется по формуле (3.30) илипо графику
А.М. Пирвердян получил длякоэффициента /> следующее выражение:
/> (3.33)
Сравнив дебиты совершеннойскважины (формула Дюпюи) и несовершенной скважины (3.31), получим выражениекоэффициента совершенной скважины в следующем виде:
/> (3.34)
Иногда бывает удобно ввестипонятие о приведённом радиусе скважин />, т.е. радиусе такой совершеннойскважины, дебит которой равен дебиту данной несовершенной скважины:
/> (3.35)
Тогда (3.31) можно заменитьследующей формулой:
/> (3.36)
И.А. Чарный предложил следующийспособ определения дебита скважины, несовершенной по степени вскрытия, есливеличина вскрытия пласта b мала />. Область движения условноразбивается на две зоны (Рис.6.4). Первая — между контуром питания и радиусом />, равным илибольшим толщины пласта />, в этой зоне движение можносчитать плоскорадиальным. Вторая — между стенкой скважины и цилиндрическойповерхностью />, где движение будет существеннопространственным. Обозначим потенциал при r =R через Ф. Тогда для зоны /> можно записатьформулу Дюпюи:
/> (3.37)
Для зоны />, считая здесьприближённо движение радиально — сферическим между полусферами радиусами r и R,имеем:
/> (3.38)
Из формул (3.31) и (3.33) поправилу производных пропорций получается формула для дебита скважины:
/> (3.39)
Приняв R =1,5h, получимокончательно формулу для дебита несовершенной скважины, вскрывшей пласт намалую глубину:
/> (3.40)
Задачи притока жидкости кскважинам, гидродинамически несовершенным по характеру вскрытия пласта, и кскважинам с двойным видом несовершенства, ещё более сложны для исследования,чем приток к несовершенным по степени вскрытия пласта скважинам. Такого родазадачи решались теоретически М.М. Глоговским, А.Л. Хейном, М. Маскетом и другимиисследователями. Все полученные ими решения весьма сложны. Наибольшеераспространение в практике расчётов дебитов несовершенных скважин по характерувскрытия пласта и с двойным несовершенством получили результаты теоретических иэкспериментальных исследований, проведённых В.И. Щуровым, Г.Г. Поляковым, М.Н. Тиховыми М.С. Ватсоном.3.5 Лабораторные исследования
Все образцы керна, пробы нефти,воды и газа, отобранные в процессе бурения и испытания скважин, должныподвергаться лабораторным исследованиям.
По образцам керна, взятым изинтервалов залегания продуктивных пластов, определяются следующие параметры:
общая и открытая пористость,
проницаемость
остаточная водонасыщенность,
нефтенасыщенность,
карбонатность,
глинистость.
Образцы керна также подвергаютсяизучению на определение флоры, фауны и микрофауны, споропыльцевому анализу.
Производится такжеминералогический и гранулометрический анализы, как коллекторов, так ипород-покрышек.
Порядок отбора керна налабораторные исследования таков — из одного, в смысле литологическойизменчивости, слоя — через 0.25-0.30 м, из неоднородного слоя образцыотбираются через0.2 м и чаще.
По отборным пробам пластовыхжидкостей и газа должны быть определены:
а) для нефти — фракционный игрупповой составы, содержание селикагеливых смол, масел, асфальтенов, парафина,серы, а также вязкость и плотность (как в поверхностных — при температуре 20градусов по Цельсию и давлении 0.1 Мпа, так и в пластов условиях), величинадавления насыщения нефти газом, изменение объема и вязкости нефти при различныхдавлениях в пластовых и поверхностных условиях, коэффициенты упругости, приотборе глубинных проб-забойные давления и температуры, газовый фактор.
б) для пластовой воды — полныйхимический состав, включая определение ценных попутных компонентов (йода,брома, бора, лития и других элементов), количество и состав растворенного вводе газа, измерение температуры и электрического сопротивления вод.
в) для газа, растворенного внефти, и свободного газа — плотность по воздуху, теплота сгорания, химическийсостав (объемные доли метана. Этана, пропана, бутанов, пентанов, гексанов иболее тяжелых углеводородов в%, а также гели, сероводорода в граммах на 100 м3газа, углекислоты и азота).
Таблица 3.3 — Переченьлабораторных исследований№ Наименование исследования, анализа Интервал отбора
Кол-во образцов
(проб) Организация, выполняющая исследования 1 Определение общей пористости 0.1-0.5 30-150 СибНННП 2 Определение открытой пористости 0.1-0.5 30-150 СибНИИНП 3 Определение эффективной пористости 0.1-0.5 30-150 СибНИИНП 4 Определение проницаемости 0.1-0.5 30-150 СибНИИНП 5 Определение нефтенасыщенности 0.1-0.5 30-150 СибНИИНП 6 Определение коэффициента вытеснения 0.1-0.5 30-150 СибНИИНП 7 Определение остаточной водонасыщенности 0.1-0.5 30-150 СибНИИНП 8 Определение карбонатности 1-2 7-15 СибНИИНП 9 Определение глинистости 1-2 7-15 СибНИИНП 10 Минералогический анализ 5-10 2-3 СибНИИНП 11 Гранулометрический анализ 5-10 2-3 СибНИИНП 12 Микрофаунический анализ 1-2 7-15 СибНИИНП 13 Анализ шлама на содержание углеводородов 1-5 1-3 СибНИИНП 14 Анализы поверхностных проб нефти и газа 3/на объект 3 ЮНИПИН 15 Анализы глубинных проб нефти и газа 3/на объект 3
СибНИИНП
ЮНИПИН 16 Анализы проб воды 2/ на объект 2 СибНИИНП 3.6 Расчёт гидродинамических параметров
Расчет параметров выполняют поразличным методикам используя данные изменения давления, зарегистрированныеосновным (фильтровым-регистрирует изменение давления непосредственно в интервалеиспытания) и дополнительным (трубным) манометрам.
Все существующие методикиобработки диаграмм давлений делятся на 2 группы: методики обработки кривыхвосстановления давления, методики обработки кривых давления притока.
Многолетняя практика обработкиматериалов испытаний показала, что наиболее достоверные данные огидродинамических характеристиках пласта получают при обработке кривыхвосстановления давления (КВД). Качественные кривые давления в период притокаслужат дополнением к информации, получаемой по кривым восстановления давления.
Определение средних дебитовпритока и компонентов флюида.
Процентный покомпонентный составфлюидов определяют после подъема пробонакопителя и замера объема компонентовфлюида. Извлеченного из пласта. В зависимости от процентного составарассчитывают удельный вес флюида (y, г/см3). В дальнейшем y используют длярасчета среднего дебита.
Точность определения среднегодебита имеет перврстепенное значение, т.к во все формулы расчетагидропроводности и проницаемости пласта входит дебит.
Дебит рассчитывается по формуле.
Q= V/T, (3.41)
где V — объем отобранного флюида;Т — время притока
об объеме поступившего флюидаможно судить по изменению уровня жидкости, залитой в НКТ, на которых спускаютКИИ.
V = (Нкп-Ннп) * S, (3.42)
Где Нкп, Нпп — уровень жидкостив трубах соответственно в конце и начале притока; S-площадь внутреннего сечениятруб; и по величине изменения давления, зарегистрированного глубиннымиманометрами при притоке
V= (Ркп-Рнп) *S/g, (3.43)
Где Ркп, Рнп — давление жидкостина забое скважины соответственно в конце и начале притока; g — удельный вес поступившего флюида.
Обработка кривых восстановлениядавления (КВД)
При интерпретации КВД чаще всегоиспользуют метод, известный в литературе как метод Д.Р. Хорнера.
В основе методики лежитдифференциальное уравнение, описывающее характер изменения давления в пластепосле пуска скважины в работу и при всех последующих изменениях условийжидкости к скважине (в т. ч. и при остановке скважины):
dýр+1dр — mmb dр,
drý r drk dt (3.44)
где р-давление в пласте нарасстоянии r от скважины; m-пористость, к-проницаемость, t-время, mb произведение динамической вязкостина коэффициент упругости.
Сущность метода Хорнеразаключается в том, что закрытие скважины после работы с постоянным дебитом Qрассматривается как результат продолжающегося отбора с тем же дебитом, которыйначинается с момента фактического закрытия скважины и длится в течение всегозакрытого периода с тем же дебитом.
Для случая Q=const на внутреннейгранице пласта (r = rс) решение уравнения (1) примет вид
/> (3.45)
Где h — эффективная мощностьпласта; E1-интегральная эксоненциальная функция; Рпл — пластовое давление; b — объемный коэффициент упругого расширения жидкости притока (для воды b=1).
После соответствующихпреобразований уравнение (3.45) принимает вид
Р (t) = Р пл — (Qm. b/4pkh)* lh (2,25kt/mmb) (3.46)
Разницу между начальнымпластовым давлением Р пл и давлением на забое закрытой скважины Рс можнопредставить как сумму падений давления вследствие работы скважины с дебитом +Qв течение времениT + t и с дебитом — Q в течение времени t, где T — продолжительность работы скважины до фактического ее закрытия; t — продолжительностьзакрытого периода к рассматриваемому моменту времени.
Таким образом получаем
Рпл = Рс + Qpb ln 2,25 (T + t) + — Qm. b ln 2,25k t (3.47)
4pkhmmbr2 4пpkhmmbr2
или
Рс -Рпл = 0,183 Qm. b lg T + t, (3.48)
Kh t
Хорнер впервые предложилприменять формулу (3.47) для интерпритации КВД, записанных посленепродолжительной работы эксплуатационных скважин.
Порядок расчета параметровпласта с использованием формулы (3.48) заключается в следующем.
Полученную при испытании КВДразбивают на участки с n — м числом точек. Для каждой точки " i" накривой отсчитываются значения Рi и находится величина lg (T +t) / ti. Послеэтого строится график в координатах: ось абсцисс lg (T+ ti) /ti, ось ординат Рi.
Согласно уравнения (4), этиточки должны лечь на некоторую прямую под углом, тангенс которого («наклон»)
I = 0,183Qmb/kh (3.49)
Эта прямая пересекает осьординат в точке Рс = Рпл, т. к при этом lg (T +t) /t=0, что эквивалентно t~, т.е.бесконечно длительному периоду восстановления давления. Таким образом, получаемпервый параметр = начальное пластовое давление Рпл.
Определив значения пластовогодавления, дебита при испытании (Qф), начального и конечного давлений притока (Рнп,Ркп) рассчитывают депрессию (DР)и фактический коэффициент продуктивности (hф)по формулам
DРср= Рпл — (Рнп + Ркп) /2 (3.50)
hф= Qф (3.51)
DРср
Если график выпуклый, топроницаемость ОЗП снижена. Если вогнутый — ОЗП с повышенной проницаемостью.
В случае двухслойных КВД прирасчете гидропроводности для каждой зоны берут свойственное им значение " наклона"i.
Потенциальные продуктивность (h n) и дебит (Qn) расчитывают исходя изгидропроводности удаленной зоны пласта, определенной по прямой
hn= 0,0864 kh/mуз (3.52)
Qn = Рпл hn, (3.53)
где hn — [м3/сут/ат]; kh/mуз- гидропроводность удаленной зоны пласта [Д*см/спз]; Qп — [м3/сут]; Рпл — [ат].
Следует отметить, что в понятиепотенциальный дебит вкладывается возможность работы незагрязненного пласта придепрессии равной пластовому давлению.
Характер получаемых кривыхдавления существенно зависит от условий испытания и влияния разныхтехнологических и геологических факторов. К основным факторам при обработке КВДможно отнести:
емкостной эффект подпакернойзоны (послеприточный эффект), замедляющий процесс восстановления давления послеостановки скважины;
загрязнение пласта (скин-эффект),связанное с влиянием промывочной жидкости на фильтрационные свойствапризабойной зоны.
Приведенный выше метод обработкиКВД разработан в предположении, что сразу после закрытия скважины движениежидкости прекращается и дебит равен нулю, т. е «послеприток» отсутствует.
Практически это выполнимо тольков условиях интенсивных, высокодебитных притоков, когда количество поступающегофлюида в скважину в период ее работы в единицу времени значительно (в 10 -100раз) превышает поступление жидкости в подпакерную зону в единицу времени послеостановки скважины за счет упругих свойств подпакерной жидкости.
В то же время при испытанияхчасто приходится иметь дело с очень низкими дебитами при притоке, связаннымилибо с низкими коллекторскими свойствами пласта, либо со значительнымзагрязнение пласта, либо с большими значениями объема подпакерногопространства, что характерно для скважин Приобского месторождения. Поэтому длянадежной оценки величин истинных проницаемостей пласта необходимо учитывать«послеприток». Прежде чем проводить прямую на графике, рассчитываютвремя послеприточного эффекта (продолжительностью искаженного участка КВД) tи
По формуле
tи = 4Vп/hф (3.54)
На графике прямая проводится поточкам спустя время tи Если время послеприточного эффекта больше временивосстановления давления (tи > t), то КВД считается незавершенной, параметрыпласта определять не следует.
Степень загрязнения пласта,определяемая показателем скин-эффекта, может быть определена как дополнительноеснижение давления, которе следует приложить, чтобы преодолеть сопротивлениезоны пониженной проницаемости. Численно скин-эффект выражается безразмернымчислом, обозначается S и находится из равенства
DРскин= S Qm355
2pkh
С учетом скин-эффекта формула(3.28) принимает следующий вид:
Рс = Рил — Qm[ln 2,25kt + 2S] (3.56)
4pkhmmbr
На практике порядок величиныскин-эффекта можно установить по разнице давлений до и после закрытия скважин. Вычитаяиз равенства (3.50) равенство (3.49) и решая полученное выражение относительноS при условии, что (T =t) /t -l, т.е. Рс=Рпл, получаем следующее выражение дляподсчета величины скин-эффекта:
S = 1,151 { [ (Рпл — Ркп) /i (конечногоучастка] — lg (2,25kt/mbmrý} (3.57)
Поскольку при испытании скважинмногие характеристики пластовой системы (пористость m и проницаемость k пласта,вязкость m и сжимаемость b пластовой жидкости) неизвестны, расчетнуюформулу (13) упрощают, заменив конкретные значения указанных параметров ихсреднестатистическими значениями. Анализ показывает, что для практическихопределений величину скин-эффекта можно рассчитать по формуле
S = 1, 151{ [ (Рпл-Ркп) i коп. уч] — lgT — 2,63} (3.58)
Если «скиновая» зонаимеет проницаемость пониженную по сравнению с проницаемостью пласта,скин-эффект положительный (S>0); если «скиновая» зона имеетпроницаемость повышенную по отношению к проницаемости удаленной части пласта,то скин-эффект отрицательный (S
Для качественной оценкисостояния околоствольной зоны пласта (ОЗП) используют еще, так называемый,коэффициент состояния прискваженной зоны (Кс), который рассчитывают по формуле
Кс = 0,183 DРф/iкоп. уч (3.59)
Если Кс > 2 — степеньзакупорки ОЗП большая; Кс = 0,8 +2 -ОЗП чистая; Кс
Коэффициент сниженияпроницаемости определяют исходя из значений гидропроводности околоствольной иудаленной зон пласта:
Кз = kh/mуз (3.60)
kh/mозп
kh/mозп — гидропроводность ОЗП.
Для определения возможностифонтанирования скважины при ее освоении необходимо проверить условие
DР= (Рпл — gпл. ж Нпл/10) > 0,(3.61)
где gпл. ж — удельный вес пластовой жидкости,г/см3; Н — глубина залегания продуктивного пласта, м; Рпл — пластовое давление,атм.
Если вышеприведенное неравенствоне выполняется, то фонтанировать скважина не будет и необходимо предусмотретьиные способы ее эксплуатации. Если неравенство выполняется, то на моментиспытания дебит скважины при фонтанировании был бы:
Qф = hф (Рпл — gпл. жН/10)(3.62)
А потенциальный дебит
Qп = hп (Рпл — gпл. жН/10)(3.63)
Следовательно приведенноеуравнения дают возможность по результатам испытания принять правильное решениеотносительно выбора того или иного варианта скважины (с фонтанной арматурой илибез нее, с обработкой призабойной зоны или нет и т.п.)
В качестве примера проведениягидродинамических исследований при помощи КИИ-95 на месторождении приводятсяскважина №1269 П.
Произведено испытание 2-хобъектов и получены следующие результаты:
1-объект: пласт ЮС2испытан в интервале 2900-2906м, 2907-2912м. с помощью пластоиспытателя КИИ-95 иполучен непромышленный приток, дебитом 0,58м3/сут. при среднейдепрессии 174 атм.
Кпрод. = 0,0033м3/сут./атм. Рпл = 324 атм.
2-объект: пласт ЮС1,испытан в итервале 2824-2827м. на трёх режимах:
d 2мм — дебит 4,2м3/сут.,Рзаб = 254 атм.
d 4мм — дебит 9,6м3/сут.,Рзаб = 238атм.
d 6мм — дебит 13,6м3/сут.,Рзаб = 226атм.
Кпрод = 0,2м3/сут/атм.
Рпл =290атм. Т — 910С.
Других объектов, интересных сточки зрения нефтенасыщенности, в разрезе скважины нет. В связи с тем, чторасстояние до нефтесборной сети более 5км., скважина подлежит консервации.
Пример проведениягидродинамических исследований
Скважина № 1478
Приразломного месторождение
Интервал испытания: 2716-2753,6м
Дата испытания: 17 ноября 1995 г
Пласт БС16-18
Условия испытания:
Испытание проведено в обсаженномстволе с помощью КИИ-95.
Искусственный забой скважины — 2770,0 м; глубина установки пакера 2700,0 м; глубина залегания пласта повертикали — 2612,0 м; внутренний диаметр обсадной колонны D — 126,0 мм; внешнийдиаметр НКТ (бурильных труб) dl — 73,00 мм; внутренний диаметр НКТ (бурильныхтруб) d — 62,00 мм; площадь внутреннего поперечного сечения труб — 30,175 см2; удельныйвес раствора — 1,16 г/см3
Определение гидростатическогодавления — Рг. с
МСУ-1-40 номер 4928 К1=-2,594К2=8,788
Рг. с до пакеровки 33,50 мм29,18 МПа
Рг. с после пакеровки 33,3229,022Мпа
Обработка кривой притока
Исходные данные
МСУ — 1-40 № 4928 К1=-2,594К2=8,788
По данным акта в пробоотборникеполучено: нефть 25%
вода 75%
начальное давления притока послепакеровки 8,06мм 6,824Мра
конечное давление на кривойпритока 16,17мм 13,951Мпа
начальное давление притока длярасчета Q 8,06мм 6,824 Мпа
конечное давление притока для Q16,17мм 13,951Мпа
продолжительность притока длярасчета дебита 122,00мин=7320с
общая продолжительность притока122,00мин=7320с
удельный вес поступившего флюида880кг/м3
tи=1,598мин=95,9 сек
Изменеие забойного давления впроцессе регистрации КВД
Маномеир МСУ № 4982 К1=-2,594К2=8,788T (мин) Н (мм) Lg (T+t) t) Р (амп) Lg (60t) 16,17 139,51 16,04 24,30 О,93 210,95 2,98 32,08 24,64 0,68 213,94 3,28 48,12 24,93 0,55 216,49 3,46 64,16 25,21 0,46 218,95 3,59 80, 20 25,38 0,40 220,45 3,68 96,24 25,51 0,36 221,59 3,76 112,28 25,63 0,32 222,64 3,83 144,36 25,90 0,27 225,02 3,94 176,44 26,16 0,23 227,30 4,02 208,52 26,24 0, 20 228,00 4,10 240,60 26,33 0,18 228,79 4,16 304,76 26,53 0,15 230,55 4,26 465,16 26,80 0,10 232,92 4,45 625,56 27,02 0,08 234,86 4,57 785,96 27,09 0,06 235,47 4,67
Пластовое давление по КВД239,00атм
Р1у. з=239,00 lg1у. з= 0,000
Р2у. з = 224,00 Lg2у. з=0,260 I у. л=57,692
Р1зоп-217,00 Lg1озп=0,410
Р2озп=211,00 lg2озп=0,930 iозп=11,538
Результаты данных КИИ
гидростатическое давление попакеровки 291,8атм.
гидростатическое давление послепакеровки 290,2атм
пластовое давление 239атм
репрессия на пласт 52,8атм
депрессия на пласт: максимальная170,8атм
средняя 135,1атм
6. объем жидкости, поступившей втрубы 2,44м3
в т. ч. из пласта 2,22м3
7. объем подпакерногопространства 0,87м3
8. дебит общий при среднейдепрессии 28,8м3/сут
в том числе: за счет притока изпласта 28,8м3/сут
за счет негерметичности0,0м3/сут
9. потенциальный дебит (придепрессииравной Рпл) 23,0м3/сут
10. возможность фонтанирования — не исключается 9,1
11. дебит свободногофонтанирования на дату испытания 2,0м3/сут
12. потенциальный дебит фонтанирования0,88м3/сут
13. продуктивность: фактическая0,213м3, сут/ат
14. коэффициент состоянияоколоствольной зоны пласта 0,4
15. скин-эффект — 3,44
16. коэффициент сниженияпроницаемости 0,2
17. коэффициент гидропроводности:ОЗП 5,576Д*см/спз
удаленной зоны — 1,115Д*см/спзЗаключение
При проверке испытания величинамаксимальной депрессии в начальный момент притока равнялась 170,8 ат. Присредней депрессии 135,1ат из пласта получен приток флюида дебитом 28Ю8м3/сут,продуктивность -0,213м3/сут/ат. По данным акта в пробонакопителе 25% нефти и75% воды. Проба нефти для анализа отобрана.
Возможность фонтанирования наисключается.
По результатам обработки КВДпластовое давление-239 атм., проницаемость околоствольной зоны пласта повышена.
Величина потенциальныхгидродинамических ниже фактических.
Полный анализ нефти
Место отбора: интервал2716-2735,4
2742-2753,6
Дата отбора: 17.11.95
Хлористые соли 172,0
Кинематическая вязкость: при20%С 14,88ммсек
При 50%С 6,178ммсек
Плотность пикнометром0,8586г/см3
Механические примеси 0,038%
Сера 0,84%
Начальная температура кипения 74градусов по цельсию
4. Техническая часть4.1 Обоснование типовой конструкции скважин
Конструкция скважины принимаетсяв зависимости от ожидаемых геологических условий разбуриваемых участковместорождения, глубины залегания продуктивных отложений, а так же продуктивныххарактеристик пластов, подлежащих вскрытию. Кроме того, выбранная конструкциядолжна обеспечивать надежную охрану недр, возможность применения выбранногоспособа бурения, возможность достижения запланированных скоростей проводки ипроведения намеченных промыслово-исследовательских работ как в открытом стволе,так и в обсаженной скважине.
Количество обсадных колонн,необходимых для обеспечения перечисленных требований, проектируется исходя изнесовместимости условий бурения отдельных интервалов скважин. Для этогостроится совмещённый график изменения пластового давления, давлениягидроразрыва пород, и гидростатического давления столба промывочной жидкости.
В таблице 4.1 приводятся данныедля построения графика.
Таблица 4.1Градиенты пластового давления и давления гидроразрыва породИндекс Интервал Градиент
стратигра-
фического подразделения от до
пластового давления
атм/м
Гидроразрыва пород
атм/м Q-P2/2 560 1.0 2.0 P2/2-К2 560 1030 1.0 2.0 К2-К1 1030 1985 1.01 1.7 К1 — J3-J1 1985 3060 1.02 1.6
При разработке конструкциискважин приняты во внимание следующие горно-геологические особенности разреза:
Проектная глубина скважин: 2900- 3060м.
Многолентнемёрзлых пород вразрезе нет.
Люлинворская свита залегает винтервале 470 — 690м.
Газонасыщенных интервалов вразрезе нет.
Нефтенасыщенные интервалызалегают в интервале глубин 2350 — 3010м.
Пластовые давления по всемуразрезу близки к гидростатическому.
Максимальная забойная температура- 940.
Для крепления верхнегоинтервала, сложенного неустойчивыми четвертичными отложениями, дляпредотвращения размыва устья скважины и соединения с циркуляционной системойспускается направление. Кроме того, установка направления являетсядополнительной мерой защиты пресных вод от загрязнения в случае недоподъёмацементного раствора до устья за кондуктором. Глубина спуска направления — 30 м.Направление цементируется до устья.
Для крепления верхнихнеустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения,для установки на устье противовыбросового оборудования, а так же для подвескитехнической колонны в скважину спускается кондуктор.
Неустойчивые пески с прослоямиглин, склонные к обвалу, залегают в интервале 0-560 м. Но глубина спускакондуктора с перекрытием этого интервала, как показывает опыт эксплуатациискважин в регионе, является недостаточной.
В случаях аварий с обсаднымиколоннами в нагнетательных скважинах и, как результат аварий, прорыва винтервал люлинворских глин нагнетаемых вод, глины разбухают, плывут и сминаютобсадные колонны близрасположенных скважин.
Таблица4.2 — Cовмещённыйграфик давлений при строительстве разведочных скважин на Приразломномместорождении
Глу би
на
м.
Давление
МПа
------------------
плас — гидро-
товое разрыва
Рпл. Ргр
Характеристика давлений: пластового (порового) и гидроразрыва пород
эквивалент градиента давлений
1.0 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 1.9 2.0
Глубина
спуска колонн,
м.
-------------------
диаметры колонн,
мм
324 245 146
Плот-
ность
промы
вочной
жид-
кости
г\см3 400
Рпл. =
РГИДР. . 30 1.16-1.18 800 14.2 710 710 1200
Рпл. =
1.01Ргид 17.5
1.05-1.08
1030 1600 1.08-1.12 2000 31.8 1 — 2 — 3 1700 2400
Рпл. =
1.02Ргид 37
1.12-1.14
2310 2800 1.15 3200 46.2 3060 3060
1-линия граничных значенийпластовых давлений
2-линия плотности буровыхрастворов
3 — линия граничных значенийдавлений гидроразрыва пород
Достаточно часто повторяющиесяосложнения подобного рода привели к решению изменения типовой конструкциискважин. Приказом Гостехнадзора Тюменского округа Российской Федерации №31 от 04.11.92г.предписано во всех скважинах, независимо от назначения (кроме сеноманских) кондукторомперекрывать люлинворские глины.
Настоящим проектомпредусматривается спуск кондуктора на глубину 20 м. ниже подошвы люлинворскойсвиты. Глубина спуска кондуктора определяется для каждой конкретной скважиныиндивидуально. Высота подъёма цемента за кондуктором — до устья.
Ввиду отсутствия факторов,осложняющих процесс бурения, конструкция скважин принимается одноколонной. Эксплуатационнаяколонна спускается на проектную глубину и цементируется до устья. Проектнаяглубина спуска колонн — на 50м. глубже подошвы последнего нефтеносногогоризонта.
Таблица 4.3 Сводные данные потиповой конструкции скважин № п/п
Наименование
колонны
Диаметр
колонны
мм
Глубина
От
спуска
до
Марка
стали
Высота
подъема цемента
за колонной 1 направление 323.9 30 до устья 2 кондуктор 244.5 710 ГОСТ-632-80 до устья 4 эксплуатационная 146.1 3060
марка стали
«Д» до устья 4.2 Выбор конструкции скважин
Конструкция скважин определяетсядиаметром эксплутационной колонны, гидрогеологическими условиями месторожденияминимальным расходом материала.
Под конструкцией обсадной колоныследует понимать: подбор труб который должен обеспечить безаварийнуюэксплуатацию скважин, при минимальных капитальных вложениях. При этом следуетиметь в виду, что конструкция скважин должна обладать высокой герметичностью иплотностью обсадных колонн и иметь надёжное цементное кольцо за колоннами.
При проектировании конструкцийскважин, необходимо учитывать следующие основные условия:
1. Для предупреждения возможногогидроразрыва пород давлением флюида, обсадная колонна должна полностьюперекрывать незакреплённую часть высоконапорного пласта.
2. С целью проведения возможныхаварийных работ в скважине обсадные трубы должны обладать такой прочностью, прикоторой обеспечиваются достаточное сопротивление сминающим усилием приповышении давления в колонне.
3. Для предупреждения поглощенийв скважинах месторождениях с аномально высоким давлением и большим этажомгазоносности, следует цементировать поглощающие пласты, или перекрывать ихобсадными колоннами до вскрытия продуктивного горизонта.
При проектировании оптимальныхконструкций скважин наряду со сказанным, необходимо определить р нагнетанияпромывочной скважины в нефтеносные пласты по методике М.И. Потюкаева (в Дюкове-68).Сущность этой методики заключается в следующем. После обвязки устья в скважинузакачивают промывочную жидкость с заданными парамитрами до тех пор пока ненагреется ее поглощение в исследуемый пласт. В это время определяют р прикотором начинается поглощение, и подачу насосов. Отношение величиныгидростатического р к пластовому позволяет определить критическую величинудавления нагнетания.
Конструкции скважин предлагаетсятакже проектированию также с учетом того чтобы в процессе бурения давление на продуктивныепласты не превышало определенной критической величины. Повышенный перепаддавления создает условия для засорения продуктивных горизонтов промывочнойжидкостью и тампонажными материалами, в результате чего снижается дебитскважин, могут возникнуть нефтегазопроявления. В связи с этим следует особоевнимание уделять качественному вскрытию продуктивных горизонтов. Допустимоеуглубление скважины в продуктивную. часть разреза (5) определяют по формуле:
/> (4.1)
L-максимально допустимыйинтервал углубления в массовую залежь без перекрытия продуктивных пластовпромежуточными колонами
Kkp — коэффициент характеризуеткритическую величину отношения гидростатического p промывочной жидкости кпластиковому давлению,
Выше который начинаетсяпоглощение;
K-коэффициент характеризующийпревышение гидростат P промывочной жидкости
Над пластиковым в кровлегазового пласта;
H-глубина кровли пласта в точкевскрытия
h — толщина пласта в точкевскрытия;
pb и pr — плотностисоответственно пластовой воды и газа, кг/м³
Плотность бурового р-ра длявскрытия нефтяных пласта можно опр-ть по Ф-ле (3.1)
П. о проектирования конструкцийгаз. скважин с учетом p нагнетания бурового р-ра дает возможность определитьmax допустимую глубину вскрытия пласта и значительно сократить расходы наликвидацию возможных осложнений.
Для нефтяных месторождений,имеющих высокие забойные температуры (на Приразломном месторождении температурапласта БС4-5 достигает 115 град. С) проектировании конструкцийскважин необходимо использовать спец.
Цементные растворы, способныепри твердении обеспечивать целостность
Кольца в затрубном пространстве.При расчете конструкций высокотемпературных скважин с резким колебаниемтемператур следует
Учитывать склонность цементногокамня к деформациям усадки и ползучести.
При проектировании конструкцийскважин необходимо запланировать и диаметр эксплутационной колоны.4.3 Техника для гидродинамических исследований
В настоящие время длякомплексного непрерывного контроля за разработкой Приразломного месторожденияприменяется широкий спектр приборов, которую условно можно подразделить:
1 приборы наземных комплексовисследований (замерное устройство «Спутник», манометры различногопредела измерений и класса точности, динамографы (микон), акустические скважинныеэхолоты «Сонолог», и т.д.)
приборы дистанционные,спускаемые на геофизическом кабиле, комплексные (расходомеры-дебитомеры,глубинные: РГД-4, РГД-5М; Поток-4, Поток-5, имеющая комплексы термокондуктивнойдебитометрия, влагомера, термометра, локатора муфт, гамма-каротажа,гамма-гамма-каратожа, резистивиметра, манометра)
приборы автономного действиявключающие в себя:
пластоиспытатели: комплексный испытательныйинструмент КИИ-146, КИИ-95, и другие;
пробоотборники;
автономные приборы спускаемые напроволоке: ПЛАСТ-4, ПЛАСТ-5, позволяющих вести регистрацию температуры идавления;
автономные приборы спускаемые наНКТ.
Данные приборы имеют размерысоответствующие диаметрам скважин, колонн учитывают особенности оборудования. Позволяютвести исследования в интервале пласта по колонне НКТ и межколонномупространству, прослеживать гидродинамические характеристики до места установкиЭЦН через насосно компрессорные трубы (НКТ), по межтрубному пространствуисследовать работу ШГН, а при соответствующем оборудовании ШГН проходить назабой.
В настоящее время наПриразломном месторождении используются установки ЭЦН — REDA, которая имеет вкомпоновке датчики давлений с базой накопления данных в течение работыустановки по определению давления на приёме насосов.
Поскольку на работу насоснойустановки оказывает влияние затрубное давление попутного газа, расчётный дебитполучается завышенным, поэтому для оптимизации работы насоса необходимы данныепо определению давления на приёме насоса, что обеспечивает накопленная базаданных датчиком давления.
В настоящее время точностьприборов манометра и термометра за счёт применения пьезо-термодатчиковповысилось в десятки и сотни раз, габариты приборов и их вес соответственноуменьшились до размеров, требовавших использования грузов.
Прибор ПЛАСТ-5М имеет следующиетехнические характеристики:
рабочий диапазон температур отминус 50град. С до плюс 120град. С;
время работы в автономном режиме- 3 месяца;
ёмкость памяти-120 тысяч точек;
точность определения температуры- 0,01град. С;
точность определения давления — 0,0003атм=300Па;
НИИПИ УФАНЕФТЬ предлагает к томуже расширить комплекс прибора высокоточным влагомером.
Подъёмники для работы савтономными и дистанционными приборами не претерпели существенного изменения. Используютсяподъёмники каратажные: ПК-2, ПК-5, подъёмники «Аист».
5. Специальная часть
Вторичное вскрытие пластов и еговлияние на коэффициент продуктивности скважины и разработку месторождения5.1 Состояния вскрытия пластов
Процесс вскрытия пласта являетсяважнейшим этапом разработки нефтегазовых месторождений.
Высококачественное вскрытиегоризонтов обуславливает повышение эффективности геологоразведочных работ ипроизводительности скважин, улучшает приток нефти и газа из мало пронизываемыхпропластов, что в конечном итоге способствует росту нефтегазоотдачи пластов.
Одним из основных условийповышения эффективности геологоразведочных работ является применение такихметодов вскрытия и опробования, которые обеспечили бы сохранения естественногосостояния коллектора, и следовательно, остаточную надежность результатовопробования на промышленную нефтегазоносность.
Очевидно, что только такиеданные, которые отражают фактическое состояние коллектора, могут явитьсяосновой для оценки общих и извлекаемых запасов нефти и газа.
В нефтегазопромысловой практикевстречается немало случаев, когда скважины, которые при бурении показывалихорошие признаки нефтеносности и бурно проявляли себя после ввода их вэксплуатацию или вовсе не показывали признаков нефтегазоносности, или работалис малой производительностью.
Следовательно, возникаетнеобходимость создания высоких депрессий при освоении и эксплуатации скважин,что отрицательно сказывается на эксплуатации залежей, коллекторы которыхсложены несцементированными или слабосцементированы песками, а так же приналичии пластовых вод. Повышение депрессии при неустойчивых коллекторахприводят к нарушению ПЗ, что может вызвать слом эксплуатационной колоны ипреждевременный выход скважины из строя; при наличии же подошвенных водпроисходит преждевременное обводнение скважины.
Практика применения промывочнойжесткости на водной основе показала, что проникновение в пласт фильтрата итвердой фазы промысловой жесткости в период вскрытия является основной причинойухудшения коллекторских свойств пласта. Лабораторными исследованиямиустановлено, что вода снижает естественную проницаемость коллектора на 50% иболее.
Глинистый раствор относительно вменьшей мере ухудшает фильтрационную характеристику коллектора, чем вода.
Отрицательное влияние низкогокачества вскрытия пласта наиболее значительно сказывается в случаях, когдапластовое давление ниже гидростатического. Аномально низкое пластовое давлениевстречается в процессе доразработки.
Проницаемость ПЗ в немалойстепени снижается также и в процессе вскрытия пласта перфораций. Этообъясняется тем, что качество жесткости, заполняющей ствол скважины перед перфорациейобычно бывает низким и не обеспечивает сохранения естественной проницаемостиколлектора после перфорации.
Так обычно, продуктивный пласт впроцессе его вскрытия многократно подвергается воздействию промывочнойжесткости. В результате этого существенно ухудшается фильтрационнаяхарактеристика ПЗП.
При вскрытии пластов в глубокихскважинах высокие температуры оказывают существенное влияние на водоотдачуглинистого раствора. С повышением температуры усиливается коагуляция иобразуется легко размываемые рыхлые корки. При t 150С водоотдачавозрастает в 6-8 раз.
5.2 Основные факторы определяющие качество вскрытияпластов
Среди таких факторов по [Аминяну]можно выделить
1) объем информации, получаемыйв процессе вскрытия пласта бурением;
2) надежность разобщения пластовкак в пределах вскрытой мощности продольного пласта, так и выше кровли и нижеподошвы пласта;
3) степень использованиявскрытой мощности пласта;
4) состояние ПЗП.
Объем информации, получаемый впроцессе вскрытия пласта бурением
На стадии поисковых иразведочных работ, на которых находится Приразломного месторождение необходимополучать максимальную информацию, позволяющую изучить:
Состав пород-коллекторов и типколлекторов как по керну так и по шламу;
геолого-физические свойстваколлектора и физико-химическую характеристику насыщающих его флюидов;
метологические особенностипласта;
продуктивность отдельных пластови прослоев при различных депрессиях;
тип промывочных жесткостей дляпервичного и вторичного вскрытия пласта.
Надежность разобщения пластов
Надежность разобщения пластов взоне продуктивной части, выше кровли и ниже подошвы продуктивного объекта, атакже создание непроницаемого цементного кольца за эксплуатационной колоннойимеет решающие значение для успешной работы эксплуатационных скважин и всейзалежи в целом.
Обычно качество цементированияэксплуатационных колонн оценивается подъемом цементного раствора до заданнойвысоты, достижением хорошей сцепляемости цемента с породой и колонной,предотвращением межколонных перетоков жидкости и газа.
Однако вследствие большихплотностей цементных растворов создаются избыточные давления на плост, чточасто приводит к гидроразрыву и поглощению цементного раствора и,следовательно, к закупорке нарытой среды.
Надежность разобщения пластовследует изучать во всех скважинах на стадии поисково-разведочных работ, так ипри разбуривании залежи.
Плотность бурового раствора/>. для вскрытиянефтяного пласта в выражается через коэффициент избыточногодавления Кизб и плотность пластовой воды:
/> (4.2)
где k-коэффициент, характеризующийпревышение гидростатического давления промывочной жидкости над пластовым вкровле пласта.
Степень использования вскрытоймощности пласта
При разработке Нефтяныхместорождений в настоящее время широко практикуется вскрытие перфорациеймощностей продуктивной зоны залежи. Это связано с желанием вовлечь в разработкувозможно большие мощности продуктивных пластов по можно выразитьследующим образом:
/> (4.3)
где: КИ — коэффициентиспользования вскрытой мощности пласта; МР — работающая мощностьпласта; МВ — вскрытая мощность пласта;
Коэффициент использованиявскрытой мощности продуктивного пласта является одним из важнейших показателейкачества вскрытия пласта, повышение степени извлечения нефти и газа из недр. Этоткоэффициент должен служить определяющим показателем возможности объединениянескольких пластов и прослоев в один эксплуатационный объект.
Величина Ки не постоянна вовремени и зависит от периода эксплуатации залежи и способа вскрытия пласта. Помере извлечения пластового Р условия работы залежи будут отличаться от условийначального периода эксплуатаций. В связи с этим при необходимости бурение новыхскважин для доразработки залежи следует вскрывать пласт с учетом изменившихсяусловий.
Состояние ПЗП.
Наиболее приемлемым способомопределения состояния ПЗП является определение величины ОП — отношениепродуктивностей, показывающей, во сколько раз реальный дебит скважиныотличается от теоретического. В связи с тем, что различие междупродуктивностями определяется только проницаемостью пород, например, ОПрассматривают , как отношение:
/>, (4.3)
где
Qф — фактический дебит скважины;
Qт — теоретический дебитскважины (вскрытие пласта без ухудшения его фильтрационных свойств);
Параметр ОП показывает, какуюдолю теоретически возможного дебита в случае идеального вскрытия пласта имеетскважина при реальных условиях вскрытия.
Методы повышения качествавскрытия.
Под высоким качеством вскрытияпродуктивного пласта следует понимать выполнение комплекса операции по завершениюскважины с применением таких технологических приемов которые обеспечиваютсохранение естественной проницаемости ПЗП
К основным задачам решениекоторых может обеспечить достижение этой цели, можно отнести:
выбор типа бурового раствора длявскрытия пласта;
выбор конструкции скважины и способацементирования колонны;
определение интервала перфорации;
определение раствора глушения;
определение типа и видаперфорации;
определение плотности перфорации;
воздействие на пласт послеперфорации;
способ вызова притока.
Рассмотрим технику и технологиювторичного вскрытия пласта с использованием пенных систем, представленные вследующем разделе.5.3 Вскрытие продуктивного пласта перфорацией сприменением пенных систем
Как известно, продуктивный пластвскрывают перфорацией после заполнения скважины той жидкостью, которуюприменяли при вскрытии пласта бурением. Так как процесс перфорации частопроисходит длительное время, в призабойную зону проникает вода или фильтратпромывочной жидкости (глинистого раствора), что существенно ухудшаетфильтрационные свойства коллектора. Как правило, при перфорации применяютглинистый раствор низкого качества с высокой водоотдачей, поэтому количествопроникшего в пласт фильтрата бывает значительным. После перфорации глинистыйраствор заменяют водой. В процессе этих работ в пласт дополнительно проникаеткак фильтрат глинистого раствора, так и вода. Если после полной заменыглинистого раствора в стволе скважины водой отсутствует приток жидкости (газа) изпласта, то начинают снижать уровень воды в скважине путем закачки сжатоговоздуха (компрессором), газа высокого давления (из газопровода высокогодавления) или азота с помощью специальных установок. В процессе этих работ впласт вновь проникает некоторое количество воды.
Таким образом, от начала перфорациидо получения притока жидкости (газа) из пласта в призабойную зону проникаетбольшое количество фильтрата промывочной жидкости и воды, что ведет ксущественному снижению естественной проницаемости коллектора.
Для частичного устранения этихнедостатков иногда до начала иногда до начала перфорации в нижней частиэксплуатационной колонны помещают раствор на углеводной основе или водныйраствор ПАВ.
Оба способа до некоторой степениотвечают условиям сохранения проницаемости призабойной зоны пласта в процессеего вскрытия перфорацией. Однако при пластовом давлении намного нижегидростатического применение водного раствора ПАВ может привести котрицательным результатам вследствие того, что по мере проникновения водногораствора ПАВ в глубь пласта содержание ПАВ в воде резко уменьшится из-заадсорбации его на поверхности породы, и в связи с этим проницаемость удаленнойзоны продуктивного пласта ухудшится. Отрицательное влияние водного раствора ПАВбудет тем интенсивнее, чем больше глинистых веществ содержится в продуктивномпласте и чем ниже пластовое давление по сравнению с гидростатическим.
Наиболее прогрессивнымтехническим решением является применение растворов на углеводородной основе. Однако,при пластовом давлении намного ниже гидростатического (0,7 и ниже) применениерастворов на углеводородной основе также может привести к ухудшениюпроницаемости призабойной зоны пласта вследствие проникновения в него вместе сраствором на углеводной основе большого количества воды. Если даже весь стволскважины перед перфорацией будет заполнен раствором на углеводной основе, топри пластовом давлении, равном 0,7 и ниже гидростатического, вследствиепроникновения в пласт этого раствора в большом количестве трудно будет вызватьприток жидкости и газа из пласта из-за высокой вязкости системы и ееструктурно-механических свойств. В указанных условиях наиболее целесообразнымявляется применение пен.
Сущность рекомендуемого способасостоит в том, что в нижней части эксплуатационной колонны до проведенияпроцесса вскрытия пласта перфорацией помещают столб пены, поверх которогодолжна находиться пенообразующая жидкость. Поскольку пена в нижней частиколонны находится довольно длительное время, то может произойти частичноеразделение фаз. Однако газовая фаза будет двигаться вверх и, встретив на своемпути пенообразующую жидкость, вновь образует пену. Таким образом,предотвращается разрушение пены, помещенной в нижней части эксплуатационнойколонны на период вскрытия пласта перфорацией. Разрушению пены препятствуеттакже давление столба жидкости в стволе скважины, находящейся над столбом пены.
Объем пены определяют с учетомследующих условий:
Объем пены, помещаемой в нижнейчасти колонны, не должен вызывать притока жидкости (газа) из пласта в процессеперфорации;
Объем пены должен препятствоватьпроникновению в пласт жидкости (воды, глинистого раствора), находящейся встволе скважины;
Гидростатическое давление столбажидкости (воды, глинистого раствора) с добавкой ПАВ, находящейся над столбомпены в скважине, должно быть выше величины упругой энергии пены.
Для выполнения этих условийрекомендуется образовать двухфазную пену следующего компонентного состава: поверхностно-активноевещество, стабилизатор, хлористый кальций.
Указанные компонентыпредварительно растворяются в воде, а затем перед закачкой в скважинуприготовленный водный раствор вспенивают.
Результаты лабораторныхисследований устойчивости пены, приготовленной на основе водных растворов ОП -10,стабилизатора КМЦ — 600 и хлористого кальция, Предоставлены в таблице — 5.4
Таблица 5.4-компонентный составпен
Концентрация
Хлористого
Кальция,%
Концентрация
КМЦ-600,%
Устойчивость пены (с/см3) при концентрации
ОП — 10,% 0,5 0,8 1,0 1,5 20
0,5
1,0
1,5
5,1
9,1
21,5
47,6
5.0
12,5
21,2
37,0
4,8
12,1
20,6
32,4
4,0
12,7
19,2
24,7 30
0,5
1,0
1,5
6,3
18,9
35,0
59,4
8,5
15,8
30,2
52,6
7,6
21,3
30,0
49,1
8,01
17,3
29,4
41,9 40
0,5
1,0
1,5
13,3
17,4
38,7
58,0
12,1
18,0
50,0
87,5
10,0
18,5
43,5
63,1
16,6
17,0
40,0
66,4
Устойчивость пены определяли пометодике ВНИИ.
При концентрациях хлористогокальция наибольшая устойчивость пены получается при 0,5 — 0,8% -ой концентрацииОП — 10 и 1,0 — 1,5% -ной стабилизатора КМЦ — 600.
В связи с этим пену можносоздать как при 20% -ной концентрации хлористого кальция, так и при 30 — 40% -нойв зависимости от величины пластового давления.
Если пласт давление составляет0,8 и ниже гидростатического, двухфазную пену можно образовать с концентрациейхлористого кальция 20%. При пластовом давлении 0,8 — 1,0 гидростатическогоконцентрацию хлористого кальция можно принять равной 30 — 40%.
При степени аэрации 30 — 40 внормальных условиях можно образовать двухфазную пену плотностью 1,0 г/см3. Приготовленнаятаким образом двухфазная пена, заполняющая нижнюю часть колонны, предохранитпризабойную зону пласта от попадания в ней воды в процессе всего периодаперфорации.
Частично проникающая в пластдвухфазная пена не оказывает отрицательного влияния на проницаемостьколлектора, пена указанного компонентного состава будет содействовать частичнойочистке призабойной зоны в процессе вызова притока жидкости (газа) из пласта.
Рекомендуемый способ перфорацииэксплуатационной колонны имеет следующие преимущества:
возможность регулированиядавления на забое скважины в широком диапозоне; достигается это путем изменениястепени аэрации и объеьма пены, помещаемой в нижней части эксплуатационнойколонны;
предотвращение попадания впризабойную зону пласта жидкости (глинистого раствора, воды) в процессеперфорации колонны.
Скважина имеет глубину 2500 м,пластовое давление составляет 0,8 гидростатического, коллекторпесчано-алевритовый с содержанием набухающих глинистых веществ. Пласт вскрывалибурением с применением глинистого раствора. По соседним скважинам установлено,что приток жидкости из пласта начинается только после замены столба глинистогораствора водой и снижения уровня воды в скважине на 800 — 1000м.
Учитывая возможностьпроникновения в пласт после его вскрытия перфорацией некоторого количествадвухфазной пены, примем, что закачанный объем пены в стволе скважины должензанимать в нижней ее части высоту 500 — 600м. Принимая диаметр эксплуатационнойколонны равным 146 мм и степень аэрации 40, можно определить количество водногораствора ПАВ и воздуха для получения заданного объема пены.
Столб двухфазной пены в нижнейчасти скважины высотой 600м будет испытывать давление столба жидкости,находящейся над пеной, равное 140 кгс/см2. При степени аэрации а = 40 объемвоздуха, приходящийся на 1м3 пенообразующего раствора при этом давлении,составит 40: 140=0,3м3.
Объем ствола скважины высотой600 м при диаметре колонны 146 мм составит 8 м³. Для получения такогообъема пены необходимо закачать в скважину 6,5 м³ пенообразующей жидкостии (8-6,5) *140+360 м³ воздуха. Среднюю плотность пены на указанной глубинеориентировочно примем 0,8 г/см². Таким образом, если столб двухфазной пенывысотой 600 м помещен в нижней части колоны, давление на забой скважиныуменьшится всего на 12 кгс/см³, что примерно для безопасного ведения работпо периферии.
Продуктивный пласт вскрываютперфорацией при заданных условиях в следующем порядке.
До перфорации скважину промываютдо забоя и насосно-компрессорные трубы устанавливают на уровне предполагаемыхнижних перфорационных отверстий.
Предварительно готовят водныйраствор ПАВ указанного компонентного состава. Объем водного раствора ПАВпринимаем равным 35 м³; 8 м³ этого объема предназначенного дляприготовления пены, 26,5 м³ применяют в качестве буферной жидкости,которая во время перфорации должна находиться в скважине над двухфазной пеной.
Из емкости насосом водныйраствор ПАВ в качестве первой порции буферной жидкости по линии подают внасосно-компрессорные трубы. Объем водного раствора ПАВ (первой порции буфернойжидкости) принимают равным 9 м³. Вытесняемую из кольцевого пространстваскважины жидкость по линии отводят в отдельную емкость
Затем в скважину закачиваютзаданный объем двухфазной пены. Для получения более устойчивой пены используютаэратор. Насос нагнетает водный раствор ПАВ, поступающий из емкости, в наружнуютрубу аэратора, воздух поступает во внутреннюю перфорированную трубу аэратораот компрессора. По линии пена поступает в насосно-компрессорные трубы; вытесняемаяпри этом жидкость из кольцевого пространства также поступает в отдельнуюемкость.
После закачки внасосно-компрессорные трубы заданного объема двухфазной пены вновь закачиваютжидкость (воду или глинистый раствор) до выравнивания давлений внасосно-компрессорных трубах и затрубном пространстве.
После выполнения операций посозданию в нижней части колонны столба двухфазной пены и буферной жидкости изскважины извлекают насосно-компрессорные трубы и приступают к работам повскрытию пласта перфорацией.
Аналогичным образом можновскрывать перфорацией продуктивные объекты, пластовое давление в которыхнамного ниже гидростатического. В этих условиях перед перфорацией в скважинепомещают двухфазную пену с высотой степенью аэрации (50-60), а столб еедостигает максимума. Величины, над которым находится водный растворповерхностно-активного вещества, который сохраняет равновесное состояние упругойсистеме и тем самым предотвращает самоизлив пены из скважины.
Если в процессе перфорациинаблюдается снижение уровня, то в скважину закачивают набольшими порциямиводный раствор поверхностно-активного вещества для сохранения статическогоуровня. Проникновение некоторого кол-ва пены в призабойную зону пласта, как ужеотмечалось, не ухудшает его фильтрационных свойств.
Оборудование для вскрытия пласта
При вскрытии продуктивныхпластов с применением пен используют следующее дополнительное оборудование: передвижныекомпрессоры, установку по разрушению пены, герметизирующее устройство устьяскважины (вращающийся превентор), аэратор, обратный клапан, устанавливаемый вбурильных трубах, емкости для хранения и приготовления растворов ПАВ, приборыдля замера расхода жидкости и воздуха (ДП-430).
Для образования пены следуетприменять передвижные компрессорные установки: УКП-80, КПУ-16/100, КПУ-16/250,ДКС-7/200.
Число компрессоров определяетсярасходом жидкости и степенью аэрации. Для бесперебойной работы необходимо иметьрезервный компрессор.
В таблице 5.5 данахарактеристика применяемых компрессоров.
Для образования пены можноприменять также природный газ высокого давления и азот.
Таблица 5.5
Марка
Компрессора
Подача,
М3/мин
Давление нагнетания КГС/см2
Число ступеней
Сжатия
Габаритные размеры,
м
Масса,
Кг
Тип
станции
УКП-80
КПУ-16/100
КПУ-16/250
ДКС-7/200
8
16
16
7
80
100
250
200
4
4
5
5
6,62,592,87
113,143,65
10,93,143,65
8,642,853,74
16.100
28.000
28.500
19.900
Прицеп
Самоходная
на автомашине
КРАЗ-255Б
Установка по разрушению пен.
Замкнутая циркуляцияпенообразующего раствора при вскрытии пласта с применением пен осуществляетсяпутем разрушения ее в установке конструкции Укр НГГГГГаза. Принцип действияустановки основан на дросселировании через клапан и вакуумировании потока пены,выходящего из скважины. Установка обеспечивает разрушение пены при расходепенообразующего раствора до 30 л/с и степени аэрации до 80, при этомгазосодержание пены снижается до 6-8%.
Установку рекомендуетсярасполагать как можно ближе к скважине, при этом дегазированныйпенообразующийся раствор необходимо сливать в ёмкость. Устье скважинысоединяется с сепарационной камерой при помощи трубопровода диаметром 114 мм. Чтобынаправить поток пены мимо установки в случае ее отказа в работе, монтируютотводную линию, направленную в земляную емкость.
Для создания безопасных условийработы буровой бригады и твода пены на установку по разрушению устье скважиныоборудуют герметизирующим устройством.
Для герметизации устья скважиныможно применять вращающиеся превенторы типа ПВ-156*320, ПВ-230*10, ПВ-307*10.
В таблице 5.6 приведена краткаятехническая характеристика вращающихся превенторов.
Таблица 5.6
Техническая
хар-ка ПВ-156*320 ПВ-230*320 ПВ-230*10 ПВ-307*10 Рабочее давление, кгс/см² 320 320 10 10 Диаметр приходного отверстия, мм 156 230 230 307 Наружный диаметр патрона, мм 380 510 360 360 Частота вращения ствола, о/мм: 100 100 120 120
Габаритные размеры, мм:
Высота
Длина
ширина
1400
770
560
1525
680
875
1100
690
670
1100
690
670 Масса превентора, кг 900 1300 440 480
В климатических условияхПриразломного месторождения данный вид работ можно производить только в летнийпериод. Поэтому рассмотрим и просчитаем приемлемые для наших условий вариантывторичного вскрытия пласта.
5.4 Влияние типа и видов перфорации на коэфициентпродуктивности скважины и отбор — вытеснения нефти в системе разработки
При вторичном вскрытии пласта наПриразломном месторождении как на любом другом важно знать:
1 влияние растворам глушения напризабойную зону пласта (ПЗП).
2 влияние тампонажного растворапри цементаже обсадной колонны на призабойную зону пласта.
влияние бурового раствора припервичном вскрытие пласта на призабойную зону пласта.
вид, тип и плотность перфорациидля вторичного вскрытия пласта.
физико-химическое воздействие наПЗП после вторичного вскрытия.
И если по первым трём пунктампринимается определение технологическое решение, то 4 и 5 пункт находится всостоянии отсутствия правильных технологических решений, в следствии чегоприёмистость или приток по прослоях с различной проницаемостью оставляетпогребённым значительное количество нефти, неравномерного вытеснения илинеравномерных отборов. Поэтому рассмотрим эти пункты подробно.
Типы перфорации бывают следующие:
Пулевая
Сверлящая
Кумулятивная
Торпедная
Пескоструйная
Каждая из них обладает своимиособенностями.
Виды кумулятивной перфорациибывают:
1 корпусные и безкорпусные;
2 одноразовые и многоразовые;
перфораторы разрушающиеся;
перфораторы спускаемые на трубахНКТ и на геофизическом кабеле.
Каждая перфорацияхарактеризуется своими особенностями: диаметром перфорационного канала, егодлиной, соотношениями:
/> (5.1)
Основные типы и виды перфорацииприменяемые на Приразломном месторождении приводятся ниже.
По Приразломному месторождению впоследние годы наблюдаются резкое обводнение продукции не согласующиеся срасчётным проектным.
Проведём анализ по вторичномувскрытию пласта.
Для пластов БС4-5коэффициент проницаемости меняется от 1 мД. До 100 мД. в зависимости отгеофизической характеристики пласта /> относительной амплитудысобственных потенциалов, которая в свою очередь зависит от глинистостиколлектора) принимаем плотность перфорации от 10 отверстий на метр при /> до 20отверстий при />. Считалось, что двойноеувеличение плотности перфорации равноценно аналогичному уменьшению коэффициентапроницаемости.
Простой расчёт по методике,предложенный В.И. Щуровым с использованием его графиков (рисунки 5.1-5.3) приводитк следующим результатам:
1 рассчитаем при плотностиперфорации 5-10 отверстий на метр сверлящим перфоратором ПС — 112; данныевозьмём из двух прослоев с проницаемостями 35 мД и 70мД соответственно:
/>/>
примем, что пористость меняетсяв этом случае незначительно
/>
длина канала перфорации:
l01=l02=2cм
диаметр перфорационного канала:
d01=d02=12мм
мощность пласта:
N1=N2=13м
Диаметр скважины:
Д1=Д2=216мм
Поскольку на Приразломномместорождении пласт БС4-5 полностью нефтенасыщен, коэффициентнесовершенства скважин по степени вскрытия будет равен 0 С1=0; графикЩурова (приложении).
Определим С2коэффициент несовершенства скважины по характеру вскрытия)
Определим
/>/>
график Щурова. Определим
(пД) 1=10 0,216=2,16;
(пД) 2=5 0,216=1,08;
определим
/>
определим (С2) 1=10
определим (С2) 2=18
Посчитаем относительный дебитыдля пластов одинаковой толщины, то есть это будет коэффициенты показывающие вкаких пластах идёт более интенсивный отбор при данном виде перфорации
/>
/> (5.2)
то есть наименьшее проницаемыйпласт будет выработан на 0,74 в то время как более проницаемый пластвырабатывается в 1: 0,74=1,36 раза быстрее.
Как результат и вытеснение будетболее интенсивно проходить в более проницаемом пласту, который за тем станет обводнённым.
Посчитаем ту же задачу дляперфоратора ПС-103-технические характеристики следующие: диаметр отверстия d0=5мм=0,5см;длина перфорационного канала l0=10-12cм мощность пласта h=13м; диаметрскважины Д. =0,216м
/>
Из графика Щурова следует
(С2) 1=1,6;(С2) 2=3
для данного вида перфорации
Следовательно, в плохопроницаемом пласту вытеснение или отбор нефти будет происходить медленее в1/0,58 =1,7раза. Сделаем расчёт для перфоратора ПКСЛУ-80 со следующимитехническими данными: d0=7мм=0,7см; длина перфорационного канала l0=21-22cммощность пласта h=13м; диаметр скважины Д. =0,216м. Плотность перфорации:
/>
Из графика Щурова следует
(С2) 1=0;(С2) 2=0,8
/> (5.3)
то есть и в этом случаевытеснение или отбор идёт значительно хуже в слоях низкой проницаемостью1/0,56=1,85раза.
Поэтому и происходит наПриразломное месторождение обводнение по прослоям с более высокойпроницаемостью.
Для каждого конкретного случаяследует подбирать вид перфоратора и плотность перфорации, котораясоответствовала бы равномерным отборам — вытеснением по всем прослоям.
В настоящие время появилисьболее мощные перфораторы:
RDX-DR — фирмы Шлюмберже