Причины возникновения заколонной циркуляции жидкости в процессе разработки пластов ЮВ11 и ЮВ12

Размещено на http://www.allbest.ru/

Причины возникновения заколонной циркуляции жидкости в процессе разработки пластов ЮВ11 и ЮВ12

пласт месторождение техногенный

Причины возникновения заколонной циркуляции жидкости в процессе разработки пластов ЮВ11 и ЮВ12 Ново-Покурского месторождения

Стремясь интенсифицировать приток нефти к забою скважин в промысловых условиях, часто пытаются решить эту задачу за счет применения различных технологий, изменяющих коллекторские характеристики пласта (в частности, проницаемость пород), например путем гидроразрыва пласта (ГРП) или обработки призабойных зон (ОПЗ) в режиме повышенных давлений [1, 2, 3, 4, 5]. Любое повышение давления, превышающее крепость пород на сжатие или растяжение, ведет к деформации пород (разрушение цементного камня, создание новых трещин). Причем повторность ГРП (две операции и более) или ОПЗ повторное под давлением, как правило, приводят к росту обводненности (рис. 1, 2) и появлению (усилению) заколонных циркуляций.

Анализ результатов специальных исследований скважин на Ново-Покурском месторождении, заключающихся в системном контроле за разработкой рассматриваемого нефтяного месторождения, показал, что техногенные изменения от использования ГРП и ОПЗ могут существенно изменить гидродинамическую характеристику пласта и герметичность эксплуатационной колонны, особенно за счет технологий проводимых при высоких давлениях.

Согласно полевых описаний керна, коллекторы пласта ЮВ₁¹ представлены песчаниками серыми, мелкозернистыми, средне-крепкосцементированными глинистым цементом, массивными, песчаниками алевритистыми до средне-мелкозернистых, иногда мелко-среднезернистыми, с рассеянной вкрапленностью углисто-растительного детрита. Цемент - глинисто-карбонатный. Породы-неколлекторы представлены аргиллитами и глинистыми алевролитами. Аргиллиты темно-серые, крепкие, алевритистые, тонкокосополосчатые за счет включений алевролита и тонких прослоев песчаников. В алевролитах встречаются линзы пирита. Часто встречаются маломощные прослои песчаников крепкосцементированных, карбонатных. Также встречаются пиритизированные песчаники и аргиллиты. Толщина прослоев песчаника серого мелкозернистого, крепкосцементированного, карбонатного, пиритизированного составляет 0.30-0.35 м. Такое разнообразие пород, присутствующих в разрезе ствола скважин, ведет к тому, что их прочностные характеристики имеют различные деформационные пределы по давлению.

Рисунок 1. Показатели эксплуатации скважины №270

Рисунок 2. Показатели эксплуатации скважины №271

Коллекторы пласта ЮВ₁² представлены песчаниками серыми, темно-серыми, нефтенасыщенные разности - бурыми, средне-мелкозернистыми, средне-сцементированными глинистым или глинисто-карбонатным цементом, массивными. Встречаются также песчаники крупнозернистые, слабосцементированные. Неколлекторы представлены плотными песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Песчаники серые, мелкозернистые, крепкосцементированные карбонатно-глинистым цементом, горизонтально-слоистые за счет углистого детрита, слюдистые, встречаются прослои карбонатного песчаника толщиной 0.2-0.4 м.

В последнее время на месторождениях наиболее распространёнными типами ГТМ являются ГРП (484 мероприятий) и ОПЗ (337 мероприятий). Нужно отметить, что такое интенсивное воздействие на пласт может разрушить (растворить) вышеописанную глинисто-карбонатную составляющую, нарушить сцепление цементного камня в заколонном пространстве и изменить структуру порового пространства [1, 2, 6, 7]. Для уточнения причин образования заколонной циркуляции (ЗКЦ) в результате выполненных ГТМ была создана база о наличии ЗКЦ жидкости в скважинах Ново-Покурского месторождения. В качестве исходной информации использованы результаты промышленных геофизических исследований (термометрия, расходометрия и т.д.).

Согласно данной базе наличие ЗКЦ жидкости в пределах рассматриваемых продуктивных пластов выявлено в 58 скважинах. Распределение выявленных, ЗКЦ по пластам ЮВ₁¹ и ЮВ₁² приведено на рисунке 3.

Из данного распределения (рис. 3) видно, что большинство ЗКЦ жидкости приходится на пласт ЮВ₁² (количество составляет 46 единиц), а на пласт ЮВ₁¹ 14 единиц.

Такое неравномерное распределение ЗКЦ по пластам следует из-за неравномерного количества ГТМ, проведенных в них. По данным анализа текущего состояния разработки (по состоянию на 2016 год) общее количество мероприятий составляет:

- на пласт ЮВ₁¹ - 36 ГРП по 27 скважинам (1.3 мероприятия на скважину) и 24 ОПЗ по 19 скважинам (1.2 мероприятия на скважину);

- на пласт ЮВ₁² - 386 ГРП по 266 скважинам (1.4 мероприятия на скважину) и 261 ОПЗ по 156 скважинам (1.6 мероприятия на скважину);

- совместно на пласты (ЮВ₁¹+ЮВ₁²) - 62 ГРП по 47 скважинам (1.3 мероприятия на скважину) и 52 ОПЗ по 35 скважинам (1.4 мероприятия на скважину).

Рисунок 3. Распределение выявленных ЗКЦ жидкости по рассматриваемым продуктивным пластам ЮВ11 и ЮВ12

Таким образом, исходя из количества проведенных ГТМ, их вида и соотношения, можно косвенно объяснить причину выявленного распределения наличия ЗКЦ жидкости в скважинах по рассматриваемым пластам.

В таблице 1 приведены скважины с ЗКЦ жидкости в пределах пласта ЮВ₁¹, а также количество проведенных ГРП и ОПЗ до момента проведения промышленных геофизических исследований.

Таблица. 1 Список скважин с ЗКЦ жидкости и количество проведенных ГРП, ОПЗ (пласт ЮВ₁¹)

Из общего количества 14 скважин с ЗКЦ жидкости в пределах пласта ЮВ₁¹ в 5 скважинах были выполнены комбинированные технологии ГРП и ОПЗ, которые отразились на технологических показателях работы скважин как по пласту ЮВ₁¹, так и по пласту ЮВ₁² (табл. 1, 2). Причем комбинированные последовательные операции (ГРП, ОПЗ) проводили не только в добывающих, но и в нагнетательных скважинах (табл. 3)

В таблице 2 приведены скважины с ЗКЦ жидкости в пределах пласта ЮВ₁², а также количество проведенных ГРП и ОПЗ до момента проведения промышленных геофизических исследований. Всего в нагнетательных и в добывающих скважинах ЗКЦ выявлено в 46 скважинах в пласте ЮВ₁² (рис. 1).

Таблица. 2 Список скважин с ЗКЦ жидкости и количество проведенных ГРП, ОПЗ (пласт ЮВ₁²)

Из таблицы 2 видно, что из общего количества скважин с ЗКЦ жидкости (46 скважин) в пределах пласта ЮВ₁²вышеперечисленные мероприятия были проведены в 31 скважине.

По данным анализа базы данных по исследованиям ЗКЦ выявлено, что в части скважин ЗКЦ жидкости происходит вниз из пласта ЮВ₁² в пласт ЮВ₁³, который залегает в песчаных фациях линзовидно и водоносен по всей площади, а также отделяется глинисто-карбонатным разделом толщиной от 5 до 25 м.

В результате интенсивного воздействия на пласт методами ГРП и ОПЗ произошло разрушение герметичности плотного глинисто-карбонатного раздела между пластами ЮВ₁² и ЮВ₁³, нарушилось сцепление цементного камня и структуры порового пространства (растворение за счет ОПЗ). Все это вместе в совокупности повлекло за собой подтягивание воды и уход закачиваемой жидкости из пласта ЮВ₁² в пласт ЮВ₁³ (рис. 4).

В таблице 3 приведен список из 18 нагнетательных скважин с ЗКЦ жидкости вниз, также количество проведенных ГРП, ОПЗ до момента времени проведения промышленных геофизических исследований. Видно, что ОПЗ был проведен в 12 скважинах, ГРП - в 7 скважинах.

Рисунок 5. Схема расположения скважин с ЗКЦ жидкости в пределах пласта ЮВ11

Рисунок 6. Схема расположения скважин с ЗКЦ жидкости в пределах пласта ЮВ12

На рисунках 5 и 6 показаны схемы расположения скважин с ЗКЦ жидкости в пределах пластов ЮВ₁¹ и ЮВ₁². Обобщение данных по рисункам 5, 6 с другими показателями позволяет оценить численное значение заколонных перетоков и их влияние на выработку запасов

Выводы

1. Проанализированные данные о наличии ЗКЦ жидкости в скважинах по результатам проведения промышленных геофизических исследований (термометрия, расходометрия и т.д.) доказывают причину его появления, в первую очередь, за счет ОПЗ, во вторую - за счет проведения ГРП;

2. По данным специальных промышленных геофизических исследований показано, что в результате интенсивного воздействия на пласт методами ГРП и ОПЗ возможно разрушение (растворение) глинисто-карбонатной составляющей, нарушение сцепления цементного камня в заколонном пространстве и изменение структуры порового пространства;

3. Для более детального изучения ЗКЦ жидкости вниз в нагнетательных скважинах пласта ЮВ₁² необходимо провести анализ ФЕС принимающего прослоя-коллектора, рассмотреть величину и динамику изменения приемистости, что позволит определить правомерность применения данной технологии к данному объекту.

4. Для снижения дальнейших рисков техногенных осложнений при проведении наиболее распространенных видов ГТМ необходимо уточнение и изучение деформационно-прочностных свойств и минерального состава глинисто-карбонатной фракции образцов керна, отбираемых из скважин месторождения.

Список литературы

1.СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Нурмухаметов Р.С., Хисамутдинов Н.И., Владимиров И.В., Тазиев М.З., Ахметов Н.З., Гильманова Р.Х., Буторин О.И., Халиуллин Ф.Ф. патент на изобретение RUS 2189438 05.02.2001)

2.(СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Нурмухаметов Р.С., Хисамутдинов Н.И., Владимиров И.В., Тазиев М.З., Закиров А.Ф., Гильманова Р.Х., Буторин О.И., Юнусов Ш.М. патент на изобретение RUS 2191255 11.04.2001)

3.Совершенствование изучения геологической модели с помощью автоматизированных корреляционных разрезов / Р.Х. Гильманова, А.З. Нафиков, Р.Г. Сарваретдинов, И.Н. Файзуллин, Ф.Ф. Халиуллин, И.М. Салихов // Нефтяное хозяйство. - 2001. - № 8. - С. 75-77.

4.Анализ изменения зависимости пористости от ПС по времени разработки / Н.З. Ахметов, Р.Х. Гильманова, Р.Г. Сарваретдинов, Р.М. Минуллин // Нефтепромысловое дело. - 2002. - № 9. - С. 16-20.

5.О методах уточнения геологической модели залежи с «врезами» / Р.Х. Гильманова, М.Н. Мельников, Р.С. Талипов // Нефтепромысловое дело. - 2003. - № 12. - С. 94.

6.Литвин В.В., Абдульмянов С.Х., Еловиков С.Л., Сарваретдинов Р.Г., Гильманова Р.Х. Выделение и уточнение распространения по площади комплексных типов структуры пород пласта АВ 1 1-2 Самотлорского месторождения //Нефтепромысловое дело. 2012. № 11. С. 9-15.П.

Размещено на Allbest.ru