ГЕОЛОГИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

12. Parker M., Weaver, J., Van Batenburg, D. 1999. Understanding ProppantFiowback. Paper SPE 56726 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, USA, 3-6 October.

ИЗОЛЯЦИЯ ВОДОПРИТОКА В ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Паникаровский Е.В., Блащук Е.А., Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

На месторождения севера Запанной Сибири изоляция водопритока проводится в основном закачиванием в обводненный участок водоизолирующей композиции и закреплением ее в продуктивном пласте цементным мостом, устанавливаемым в стволе скважины [1-4].

Чаще всего для водоизоляции применяют технологию закачивания в водопроявляющую часть продуктивного пласта тампонажного раствора под давлением [5].

Основным недостатком применяемых технологий является загрязнение высокопроницаемого необводненного газонасыщенного интервала продуктивного пласта тампонажным раствором при проведении работ по водоизоляции.

Кроме того в случае наличия над обводненной частью продуктивного пласта высокопроницаемого газонасыщенного интервала высока вероятность проникновения водоизолирующей композиции и цементного раствора в высокопроницаемый необводненный газонасыщенный интервал, а не в обводнившуюся часть продуктивного пласта.

Нередко для исключения этого нежелательного обстоятельства высокопроницаемый необводненный газонасыщенный интервал отсекается от обводившейся части продуктивного пласта изоляционными пакерами, например, по патенту РФ № 2127807 [6].

Однако, в случае перекрытия нижних отверстий интервала перфорации пластовыми водам устанавливать изоляционный пакер в интервале перфорации нецелесообразно, так как он не сможет зафиксироваться в этом интервале и не обеспечит герметичность перекрытия эксплуатационной колонны.

С целью повышения надежности и эффективности изоляции притока пластовых вод необходима разработка такой технологии, которая позволяет изолировать приток пластовой воды без загрязнения высокопроницаемых необводненных газонасыщенных интервалов продуктивного пласта.

Рассмотрим предлагаемую технологию в обводненной скважине, в которой газоводяной контакт (ГВК) поднялся в процессе эксплуатации выше середины интервала перфорации эксплуатационной колонны 1 и перекрыл башмак лифтовой колонны 2 (рис. 1) [7].

91

Перед проведением ремонтных работ из скважины извлекают лифтовую колонну 2, а в интервале перфорации 4 необводнившейся части 5 продуктивного пласта устанавливают пластырь 6, например, ДОРН по известной технологии [5] (рис. 2).

Винтервал обводнившейся части 7 продуктивного пласта через существующие нижние отверстия интервала перфорации 4 закачивают под давлением водоизоляционную композицию 8, например, гель, с созданием

вглубине обводнившейся части 7 продуктивного пласта водоизоляционного экрана 9. Докрепляют водоизоляционный экран 9 закачиванием через нижние перфорационные отверстия интервала перфорации 4 пластифицированного с повышенной растекаемостью и проникающей способностью цементного раствора 10 (рис. 3).

Встволе скважины в интервале обводнившейся части 7 продуктивного пласта устанавливают цементный мост 11 из цементного раствора на основе цемента нормальной плотности, перекрывающего нижние перфорационные отверстия интервала перфорации 4 (рис. 4).

92

После ОЗЦ и испытания цементного моста 11 на прочность и герметичность проводят повторную перфорацию верхней части существующего интервала перфорации 4 необводнившейся части 5 продуктивного пласта, перекрытого пластырем 6, в наиболее эффективной газонасыщенной необводненной 5 части разреза продуктивного пласта, определенного по результатам геофизических исследований, с образованием нового интервала перфорации 12 (рис. 5). В скважину до глубины верхних отверстий нового интервала перфорации 12 спускают лифтовую колонну 2 и осваивают скважину, отрабатывают скважину на факел до выхода на рабочий режим и вводят ее в эксплуатацию (рис. 6). Предлагаемая технология изоляции притока пластовых вод в обводняющихся скважинах позволяет проводить ремонтно-изоляционные работы обводнений части пласта без загрязнения высокопроницаемой необводненной газонасыщенной части продуктивного пласта за счет перекрытия ее пластырем.

93

Список литературы

1.Блажевич В.А. и др. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений / В.А. Блажевич, Е.Н. Умрихина, В.Г. Уметбаев [текст].- М.:

Недра, 1981,- 232 с.

2.Клещенко И.И. и др. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин / И.И. Клещенко, А.В. Григорьев, А.П. Телков

[текст].- М.: Недра, 1998,- 267 с.

3.Уметбаев В.Г.и др. Капитальный ремонт скважин. Изоляционные работы

/В.Г. Уметбаев, В.Ф. Мерзляков, Н.С. Волочков [текст].- Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 2000,- 424 с.

4.Гасумов Р.А., Нерсесов С.В., Мосиенко В.Г. Технология изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах // Обз. информ. Сер. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений [текст].- М.: ИРЦ Газпром, 2005,- 107 с.

5.Рахимов Н.В., Кустышев А.В., Дмитрук В.В. и др. Водоизоляционные работы с использованием колтюбинговой техники и полимерных составов на скважинах Уренгойского НГКМ // Обз. информ. Сер.: Геология, бурение, разработка и

94

эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений [текст].-М.: ООО «Газпром экспо, 2012.- 88 с.

6.Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин / А.Д. Амиров, К.А. Карапетов, Ф.Д. Лемберанский, А.С. Яшин, А.А. Джафаров [текст].- М.: Недра, 1979.- 309 с.

7.Пат. 2127807 РФ. Е 21 В 43/32, В 33/13. Способ изоляции притока пластовых вод / Р.А. Сологуб, М.К. Тупысев, В.И. Вяхирев и др. (РФ).- № 98106657,

заяв. 09.04.98; опубл. 20.03.99, бюл. № 7.

8.Пат. 2468186 РФ.Е 21 В 33/13. Способ изоляции притока пластовых вод в скважине / А.Н. Лапердин, Д.А. Кряквин, А.В. Кустышев и др. (РФ).- № 2011126709,

заяв. 29.06.11; опубл. 27.11.12, бюл. №33.

ПРИМЕНЕНИЕ ТРАССЕРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Васильков А.И., Французов Д.Е., Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

Многолетняя практика разработки нефтяных месторождений показывает, что при разработке пластов со сложным геологическим строением (неоднородными нефтенасыщенными коллекторами, как по мощности, так и по площади залегания) значительные запасы не вовлекаются в разработку. Сложно-построенные коллектора месторождений неоднородны по проницаемости, разрезу и литологическому составу. Это приводит к образованию многочисленных застойных зон с запасами нефти, которые при существующей системе разработки полностью в работу не вовлекаются. Неравномерное обводнение продуктивных пластов, вызванное прорывом воды по наиболее высокопроницаемым участкам, является причиной отбора больших объемов попутной воды, которая закачивается через нагнетательные скважины и отбирается через добывающие, не производя при этом полезной работы по нефтевытеснению.

Трассерные (индикаторные) исследования позволяют определять каналы в пласте с аномально низким фильтрационным сопротивлением (НФС) и предназначены для количественной оценки параметров этих каналов:скорость фильтрации части закачиваемой воды;объем и проницаемость этих каналов;объем непроизводительно закачиваемой воды;преимущественные направления распределения трассера по простиранию и мощности пласта[1].

Сущность технологии заключается в том, что в нагнетательную скважину при заданном устьевом давлении вместе с вытесняющим агентомзакачивают трассирующий агент требуемой концентрации и регистрируют его концентрации в добывающих скважинах. При этом:

- в каждый из исследуемых пластов закачивают при заданном забойном давлении индивидуальный трассирующий агент, причем регистрируют его концентрацию в добывающих скважинах на устье (или на выходе из соответствующего пласта). После чего определяют основные параметры

95

каждого пласта, гидродинамическую связь их друг с другом и устанавливают оптимальные давления нагнетания вытесняющего агента;

-проводят трассерные исследования на различных заданных забойных давлениях, на основе которых определяют значения критических давлений, при которых происходит скачок увеличения трещин и устанавливают оптимальные давления нагнетания, меньше критических, обеспечивающих максимальный коэффициент охвата и/или коэффициент заводнения;

-регистрируют концентрацию индивидуального трассирующего агента, закачиваемого через нагнетательную скважину в определенный пласт, на устье взаимодействующих с ней добывающих скважин, вскрывших один и тот же соответствующий пласт, путем многократного отбора проб жидкости до и после закачки трассирующего агента, при этом определяют основные параметры пласта - наличие, ориентацию и объемы трещин, скорость фильтрации по ним, их проницаемость, объем непроизводительно нагнетаемой воды;

-закачивают через одну нагнетательную скважину, которая вскрывает одновременно несколько пластов, один или несколько трассирующих агентов при заданном устьевом давлении и/или при заданных забойных давлениях на каждом пласте;

-оснащают нагнетательную скважину компоновкой для поочередной или одновременно-раздельной закачки при этом каждый пласт оснащен своей секцией, изолирующей его от других пластов пакером и при заданном для каждого пласта забойном давлении одновременно закачивают один трассирующий агент или закачивают поочередно индивидуальные трассирующие агенты для каждого пласта, при этом управляют процессом закачки с помощью специальных регуляторов и/или контролируют процесс с помощью специальных автономных приборов, установленных в скважинных камерах на соответствующих секциях;

-регистрируют многократно - периодически в ручном или непрерывно в автоматизированном режиме - появление и концентрацию закачанного в каждый из пластов трассирующего агента в добывающих скважинах на устье или на выходе из каждого соответствующего пласта непосредственно в соответствующей изолированной секции компоновки или путем раздельного отбора продукции из каждого изолированного пласта;

-используют систему скважин, оборудованных компоновками для одновременно-раздельной закачки вытесняющего агента в несколько пластов и/или для одновременно-раздельной добычи пластовых флюидов из нескольких пластов, при этом на заданных режимах закачивают индивидуальный трассирующий агент в отдельный пласт, вскрытый нагнетательной скважиной, а регистрируют этот трассирующий агент на выходе из этого же пласта в добывающей скважине;

-определяют гидродинамическую связь пластов или перетоки между пластами, закачивая трассирующий агент в один из пластов нагнетатель-

96

ной скважины и регистрируя его появление в другом пласте добывающей скважины;

-устанавливают перед исследованиями и/или после исследований с помощью трассирующих агентов взаимодействие скважин через разрывные нарушения путем адаптации геолого-гидродинамической модели, обеспечивая согласование расчетных и фактических показателей – давления и добычи пластовых флюидов, скорости фильтрации трассирующих агентов, при этом определяют гидравлическую связь по динамике заводнения коллекторов, выявляя систему трещин, по которым движется основной поток закачиваемой воды, определяют застойные зоны, зоны извлекаемых, трудноизвлекаемых и неизвлекаемых запасов углеводородов, причем в зонах, не охваченных заводнением, на основе дополнительных гидродинамических исследований определяют распространение пластовых вод любой природы или мигрирующего газа, или их перетоки между пластами;

-регистрируют трассирующие агенты в добывающих скважинах, продукция которых имеет обводненность и/или темп обводнения выше заданных значений, при этом заданное значение обводненности и/или заданное значение темпа изменения обводненности определяют по среднему значению добывающих скважин, взаимодействующих с нагнетательной скважиной.

Для каждого пласта определяют преимущественную ориентацию фильтрации пластовых флюидов или поле пластовых давлений, или соответствующие розы диаграммы для трассерных агентов на одном или нескольких режимах, после чего выбирают и устанавливают оптимальные забойные давления для каждой из его нагнетательной и добывающей скважины.

По данным, полученным в результате исследований, для каждой нагнетательной скважины выбирают и устанавливают оптимальные забойные давления для каждого пласта и/или разукрупняют эксплуатируемые ею объекты, разделяя разнопроницаемые пласты друг от друга и выравнивая профиль приемистости.

По данным, полученным в результате исследований, для каждой добывающей скважины выбирают оптимальные забойные давления для каждого пласта и/или разукрупняют эксплуатируемые ею объекты, разделяя пласты с разным коэффициентом охвата друг от друга и выравнивая профиль притока, и/или переводят в категорию нагнетательных отдельные добывающие скважины [2].

Метод трассирующих индикаторов, в отличие от промысловогеофизических и гидродинамических работ, позволяет изучать реальныефлюидопотоки в межскважинном пространстве. Обработка и интерпретация данных исследования движения трассирующих индикаторов дают возможность на количественном уровне оценить распределение этих потоков [3].

97

Список литературы

1.Трофимов, А.С. Трассерные (индикаторные) исследования эксплуатационных объектов многопластового месторождения. [Электронный ресурс] //

точка доступа на 25.11.2013 URL: // http://www.oil-info.ru/content/view/79/56/

2.Костюченко, С.В. Методика количественного анализа эффективности реализуемых систем заводнения на основе моделей линий тока, Труды международного технологического симпозиума «Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи»[Текст] // М., 2005, - 236 с.

3.Саулей, В., Мамяшев, Т., Макиенко, В. Контроль над разработкой нефтяных месторождений, своевременное получение достоверной информации о процессе заводнения залежи - важнейшие задачи нефтедобычи, решение которых позволяет увеличить эффективность мероприятий, направленных на повышение нефтеотдачи пласта. Относительно простыми, не требующими больших затрат, однако достаточно информативными методами их решения являются индикаторные (трассерные) исследования и метод коэффициента светопоглощения (КСП) нефти [Электронный ресурс] // точка доступа на 25.11.2013 URL: // http://www.oilru.com/nr/206/5009/.

РАЗРАБОТКА МАЛОПРОДУКТИВНОГО МНОГОСЛОЙНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА СИСТЕМОЙ ВЕЕРНЫХ СКВАЖИН

Исламов Д.Р., Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

Нефтяные месторождения с трудноизвлекаемыми запасами, характеризующиеся высокой послойной неоднородностью и обладающие низкой продуктивностью, не вводят в промышленную разработку по причине экономической неэффективности их извлечения по применяемой стандартной технологии. Для ввода низкопродуктивных нефтяных месторождений в экономически рентабельную промышленную разработку нужны коренные изменения

вконструкции скважин, втехнике и технологииих эксплуатации [1].

Вработе [2] предложена конструкция многозабойной скважины для веерной поинтервальной выработки нефтяных пластов с зональнонеоднородным по проницаемости коллектором. Такая конструкция многозабойной скважины позволяет осуществлять циклическую веерную поинтервальную выработку зонально-неоднородных по проницаемости пластов. Это позволяет увеличить коэффициент нефтеоотдачи малопродуктивных зонально-неоднородных пластов в 2-3 раза.

Вслучае слоисто-неоднородных пластов, расчленённых непроницаемыми прослоями, характерных для многих залежей Западной Сибири, целесообразно пересекать продуктивный пласт пологонаправленными стволами [3]. В условиях хаотической зональной неоднородности и неизвестности локальных особенностей геометрического строения пласта расположение боковых горизонтальных стволов должно обеспечивать равномерную выработку участка пласта, дренируемого скважиной. Это достигается при равномерно-симметричном расположении забоев боковых гори-

98

зонтальных стволов скважины. Кроме этого необходимо предусмотреть поинтервальную выработку участка пласта, дренируемого каждым стволом скважины. Это возможно при последовательно-раздельной эксплуатации каждого ствола скважины.

Слоисто-неоднородный пласт, расчленённый непроницаемыми прослоями, разбуривается редкой сеткой скважин с симметричным веерным расположением боковых горизонтальных стволов. На рис. 1 показан профиль многозабойной веерной скважины, состоящей из основного вертикального ствола 1, который заканчивается выше кровли продуктивного пласта и от которого забуривают боковые стволы 3 и 4. Боковые стволы входят в продуктивный пласт при зенитном угле, близким к нулю, и пересекают продуктивный пласт по всей его толщине до подошвы продуктивного пласта. Далее следует пологонаправленный восходящий участок ствола, который заканчивается у кровли пласта. На ответвлениях боковых стволов установлены клапаны 2. На рис. 2 приведён план многозабойной веерной скважины, на котором показаны проекции пологонаправленных боковых стволов 3-8 на горизонтальную плоскость. Штриховой линией показаны контуры дренирования интервалов продуктивного пласта боковыми стволами.

Рассматривается реальная нефтяная залежь, расположенная в Западной Сибири. Залежь представляет собой нефтяной пласт, состоящий из 5 проницаемых и 4 разделяющий непроницаемых слоёв. Общая толщина пласта hоб = 40 м, а его эффективная толщина, состоящая из 5 проницаемых нефтенасыщенных слоёв, составляет h = 12 м. Эффективная толщина одного проницаемого нефтенасыщенного слоя hсл = 2,4 м. Средний дебит вертикальных скважин, определённый по 7 пробуренным разведочным скважинам, составляет 2,2 м3/сут. Разработка нефтяного пласта вертикальными скважинами экономически нерентабельна. Предлагается вместо вертикальных скважин, размещённых по равномерной квадратной сетке 2σ = 400 м, применить вертикально-наклонные скважины с длиной горизонтальной части lг = 400 м, заменяя каждым вертикально-наклонным стволом две вертикальные скважины.

В работе проведено сопоставление дебитов вертикальной, горизонтальной и вертикально-наклонной скважин, которые определялись по формулам Ю.П. Борисова; результирующего показателя неравномерности вытеснения нефти агентом V2 и коэффициента использования подвижных запасов нефти К3, которые определялись по методике В.Д. Лысенко [1]. Результаты проведённого анализа приведены в табл. 1.

99

Рис. 1. Профиль многозабойной веерной скважины с пологонаправленными восходящими участками боковых стволов

Рис 2. План многозабойной веерной скважины с пологонаправленными восходящими участками боковых стволов

100