Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных и

Секция 1. Геология, поиск и разведка месторождений нефти и газа

Рис. Круговая диаграмма процентного соотношения НГП в различных литолого-фациальных зонах для ассельско-сакмарских (а)

и артинских (б) отложений

Таким образом, в пределах нижнепермского комплекса залежи и НГП распределены неравномерно в зависимости от фациальной обстановки. В ассельскосакмарское время более половины всех промышленных залежей и подавляющая часть НГП связаны с прибрежно-морской обстановкой зоны IV; в артинское время зоны относительно глубоководных (VI) и прибрежно-морских (IV) практически в равных количествах характеризуются распределением нефтегазоносности.

Список литературы

1.Лядова Н.А., Яковлев Ю.А., Распопов А.В. Геология и разработка нефтяных месторождений Пермского края. – М.: ОАО «ВНИОЭНГ», 2010. – 335 с.

2.Козлова И.А., Четина М.А., Колтырина Н.С. Анализ распространения по- род-коллекторов в нижнепремском нефтегазоносносм комплексе на территории Пермского края // Masters Journal (Журнал магистров). – Пермь: Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2014. – С. 195–210.

61

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

ВЛИЯНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ НА ПРОЦЕСС ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА ББ ОЖГИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

А.Г. Чувызгалова

Научный руководитель – канд. геол.-минерал. наук, доцент И.А. Козлова Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Изучено распределение проницаемости и эффективной нефтенасыщенной толщины пласта Бб Ожгинского месторождения. Установлено влияние этих параметров неоднородности на нефтеизвлечение. Проведено сравнение суммарных и удельных дебитов по скважинам.

Ключевые слова: геологическая неоднородность, фильтрационно-емкостные свойства, удельный дебит, эффективные нефтенасыщенные толщины, коэффициент проницаемости.

На Ожгинском месторождении пласт Бб представлен двумя залежами – на Ожгинском и Восточно-Ожгинском поднятиях. Залежи пластово-сводовые нефтяные с газовыми шапками. Коллекторы бобриковского пласта представлены кварцевыми алевритовыми песчаниками и алевролитами песчаными со средним значением пористости 15 %, проницаемости 0,423 мкм2, что позволяет отнести их к среднепористым и хорошо проницаемым, и коэффициентом нефтенасыщенности 0,9. Бобриковские отложения имеют высокую песчанистость – 57 % – и расчлененность порядка 3,6. Нефть пласта Бб по плотности легкая (746 кг/м3) и маловязкая (1,4 мПа·с), газосодержание 154 м3/т. Пласт сосредоточивает 32 % от начальных геологических запасов нефти месторождения, утвержденный КИН для пласта Бб составляет 0,581. Нефтенасыщенные толщины пласта по пробуренным скважинам на Ожгинском поднятии изменяются от 3,8 м (на западе) до 14,1 м (на юго-востоке поднятия), на Восточно-Ожгинском – от 1,2 м (на севере) до 8,6 м (на юге свода). Газонасыщенные толщины на Ожгинском поднятии изменяются от 1,2 до 2,2 м к северу, на Восточно-Ожгинском поднятии одна пробуренная скважина со значением 7,19 м.

Залежь нефти пласта Бб разрабатывается без поддержания пластового давления, на естественном упруго-водонапорном режиме и давлении газа газовой шапки. Текущее пластовое давление составляет 15,5 МПа, что на 11 % (или на 1,9 МПа) ниже начального пластового давления, при давлении насыщения 15,2 МПа.

Объект исследования находится на второй стадии разработки, фактическая добыча нефти отстает от запроектированной на 27 % за счет невыполнения ввода в работу новых скважин и меньших дебитов. Обводненность продукции скважин соответствует проектной и составляет менее 5 %.

На текущий момент времени в разработке находится 9 скважин, 6 из которых работают на пласт Бб: № № 54, 72, 73, 74, 75, 143, а остальные 3 – совместно с пластами Т (№ № 71, 76), В3 В4 (№ 78). Скважины № № 73, 78, 143 эксплуатируются механизированным способом, остальные – фонтанным. В таблице приве-

62

Секция 1. Геология, поиск и разведка месторождений нефти и газа

дены дебиты нефти по скважинам, работающим на пласт Бб и нефтенасыщенные толщины. Рассчитаны удельные дебиты для сравнения работы пластов в скважинах, вскрывающих только пласт Бб и работающих совместно, и построены гистограммы их распределения.

Построенные гистограммы распределения суммарных (рис. 1) и удельных (рис. 2) дебитов имеют сходный характер распределения, за исключением скв. № 76 (см. рис. 2). При толщине 3,8 м пласт дает 38,2 т/сут нефти, в среднем на 1 м толщины пласта приходится 10,0 т/сут. Для привлечения к анализу еще одного показателя неоднородности – проницаемости – построим карту изменения этого параметра по пласту Бб (рис. 3).

Проницаемость пласта от скв. № 73 (1,2 мкм2) уменьшается до скв. № 72 на юго-восток (0,878 мкм2) и до скв. № 76 на северо-запад (0,310 мкм2). Совместная карта распределения этих двух параметров неоднородности позволяет выделить на площади залежи зоны различной степени макро (по толщине) и микро- (по проницаемости) неоднородности (см. рис. 3). На рис. 4 сгруппированы скважины с наиболее благоприятными, средними и менее благоприятными условиями для нефтеотдачи (группа 3, 2 и 1 соответственно).

63

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Рис. 3. Совмещенная карта неоднородности пласта Бб (от hэф.н и Кпр)

К первой группе относятся скважины со значениями коэффициента проницаемости до 0,5 мкм2 и значениями эффективной нефтенасыщенной толщины до 6,5 м. При таких условиях скв. № 78 имеет дебит 18,2 т/сут, что в сравнении с остальными скважинами невелико, а скв. № 76 имеет дебит 38,2 т/сут в связи с низкой плотностью разбуренности к западу и югу от скважины. Ко второй группе условно можно отнести скважины с высокими значениями проницаемости, до 1,0 мкм2, и эффективной нефтенасыщенной толщины до 12 м. Скважина № 72 работает с дебитом 21,7 т/сут, а скв. № 54 – с 9,6 т/сут (так как скважина находится в пределах контура газоносности, отбор жидкости не форсируют, чтобы избежать прорыва газа). К третьей группе относятся скважины с очень высоким коэффициент проницаемости (до 1,2 мкм2) и нефтенасыщенной толщины (до 14,1 м). Скв. № № 74 и 75 работают с дебитами 26,49 т/сут и 22, 77 т/сут соответственно. Скв. № № 71 и 73 с очень высокопроницаемыми коллекторами в пласте Бб имеют и максимальные дебиты – 39,1 т/сут и 33,7 т/сут соответственно.

64

Секция 1. Геология, поиск и разведка месторождений нефти и газа

Рис. 4. Распределение Кпр и hэф.н по скважинам

На примере пласта Бб Ожгинского месторождения можно сделать вывод, что геологическая неоднородность в виде изменения проницаемости и значений толщин по площади залежи влияет на дебиты отдельных скважин и объемы добычи флюидов из пласта.

Список литературы

1.Технологическая схема разработки Ожгинского нефтегазового месторож-

дения. – 2009.

2.Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. –

М., 1985.

3.Миронов В.В., Козлова И.А. Особенности геологического строения и условий разработки силурийских залежей Верхневозейского месторождения // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 2. – С. 7–12.

4.Варушкин С.В., Козлова И.А. Возможность проведения поисковооценочных работ на объектах, расположенных под толщей калийно-магневых солей Верхнекамского месторождения // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 3. – С. 8–15.

5.Козлова И.А., Шадрина М.А. Геолого-геохимическая оценка возможности нефтегазообразования в верхнепротерозойских отложениях на территории Пермского края // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2013. – № 8. –

С. 18–27.

65

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

6.Шадрина М.А., Козлова И.А. Обоснование применения циклического заводнения башкирской залежи сухобизярского поднятия Баклановского месторождения // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 3. – С. 39–44.

7.Козлова И.А., Мальцева И.О. О боснование усовершенствования реализуемой системы разработки посредством применения метода гидравлического разрыва пласта на отдельных опытных участках разработки (на примере пласта БС 4-5 Приразломного месторождения) // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и гор-

ное дело. – 2013. – № 8. – С. 62–70.

8.Козлова И.А., Кичигин Е.Н. Особенности геологического строения сеноманской газовой залежи Еты-Пуровского месторождения // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2013. – № 9. – С. 27–36.

66

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

Секция 2 БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

ИССЛЕДОВАНИЕ СЕДИМЕНТАЦИОННОЙ УСТОЙЧИВОСТИ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ

И.И. Абельхаеров

Научный руководитель – д-р техн. наук, профессор Ф.А. Агзамов Уфимский государственный нефтяной технический университет

Рассматривается проблема седиментационной устойчивости тампонажного раствора в результате седиментации твердых частиц и расслоения цементного раствора по причине водоотделения. Показано, что с увеличением угла наклона скважины водоотделение возрастает и необходимо регулировать этот параметр с помощью ввода реагентов в тампонажный раствор.

Ключевые слова: седиментационная устойчивость, тампонажный раствор, скважина, водоотделение, реагент.

Важность качественного цементирования обусловлена тем, что это заключительный этап строительства скважин, поэтому неудачи при его выполнении могут свести к минимуму ожидаемый эффект. Стоимость скважин, особенно глубоких, высока, а ущерб от некачественного их крепления может быть еще большим. Процесс цементирования скважин – операция необратимая, ремонт и восстановление их связаны со значительными затратами средств и времени [1].

При цементировании необходимо учитывать ряд факторов, оказывающих влияние на конечный результат строительства скважин. Одним из важнейших из них является получение цементного камня с необходимыми механическими свойствами, обеспечение хорошего сцепления цементного камня с обсадной колонной

истенками скважины.

Внаклонно-направленных и горизонтальных скважинах качество крепления хуже, чем в вертикальных. Это связано с тем, что происходит седиментация твердых частиц, а также расслоение цементного раствора. В итоге это может привести

кухудшению сцепления цементного камня с обсадной колонной.

Под седиментационной устойчивостью понимается устойчивость тампонажного раствора к воздействию гравитационных сил, приводящих к разделению дисперсной среды и дисперсионной фазы. Седиментационную устойчивость тампонажных растворов принято оценивать величиной водоотделения – количеством выделившейся воды затворения.

Недостаточная седиментационная устойчивость тампонажных растворов приводит к развитию целого ряда явлении, таких как:

67

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

–увеличение проницаемости цементного камня вдоль направления движения, восходящей при седиментации жидкости затворения, при этом механическая прочность цементного камня в 3–4 раза меньше;

–нарушение сплошности тампонажного камня в затрубном пространстве

впоперечном направлении в результате образования водяных «поясов»; в продольном направлении – в результате появления каналов различной протяженности, промытых восходящим потоком воды, и др.

Поскольку 90 % скважин являются наклонно-направленными, то вероятность образования каналов за счет седиментационного расслоения в цементном камне и на контакте цементного камня с горными породами и обсадной колонной очень велика [1].

Многочисленные примеры некачественных цементирований скважин в результате использования традиционных чистых тампонажных растворов показывают, что для условий крепления скважин необходимо в цемент вводить добавки, способствующие улучшению седиментационной устойчивости раствора, повышая дисперсность цемента или вводя высокодисперсные добавки, которые будут связывать большее количество воды своей поверхностью. Седиментационная устойчивость также улучшается при повышении вязкости воды (добавками высокомолекулярных веществ).

Методика экспериментальных исследовании заключается в проведении опытов с тампонажными растворами с различными добавками в вертикальных и наклонных цилиндрах. В вертикальном цилиндре оттесняемая при седиментации избыточная мобильная вода затворения стремится верх, проходит через всю массу раствора (рис. 1, а).

В наклонном цилиндре (рис. 1, б) вода, пройдя сквозь сравнительно небольшой слой раствора, доходит до внутренней поверхности цилиндра и, скользя вдоль нее, образует восходящий поток. Если наклонный цилиндр условно разделить на элементы, то в каждом из них вода поднимается вверх. При определенном угле наклона цилиндра скорость движения воды вдоль его верхней стенки максимальна. Водоотделение увеличивается с ростом наклона цилиндров и, как правило, в 2–3 раза выше, чем в вертикальных [2].

Для проведения испытании использовались три цилиндра с углами наклона

к горизонтали 90 , 60 , 45 с объемами 0,5 л каждая. Данные цилиндры заполнялись приготовленным тампонажным раствором с заданными параметрами и оставлялись на 30 мин для определения количества воды, выделившегося на поверхности раствора.

В представленной работе были использованы портландцемент, а также такие добавки, как акриловый лигносульфонатный реагент (АЛС) и полиэлектролит ВПК-402.

Акриловый лигносульфонат – порошок коричневого цвета, применяется для улучшения свойств буровых глинистых растворов в отношении их вязкости, водоотдачи и термостойкости.

68

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

Рис. 1. Схемы вариантов седиментации тампонажного раствора в цилиндрах (по А.И. Булатову [2])

Полиэлектролит ВПК-402 выглядит как бесцветная или с желтым оттенком однородная жидкость без посторонних добавок и примесей, используется в роли коагулянта и диспергатора (для снижения вязкости дисперсных систем на водной основе с высокой концентрацией).

Первоначально во время испытании была проведена оценка влияния тампонажного раствора без добавок на водоотделение. Результаты исследования показали, что чем выше водоцементное отношение раствора, тем больше количество выделившейся воды.

Рис. 2. Влияние водоцементного отношения на водоотделение цементного раствора

Следующие испытания проводились при добавке к портландцементу реагента АЛС и ВПК-402 при различных концентрациях до получения минимального водоотделения (рис. 3, а, б).

После получения результатов исследования было оценено сцепление цементного камня с обсадной колонной.

69

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Рис. 3. Влияние реагентов АЛС (а) и ВПК-402 (б) на водоотделение тампонажного раствора

Проведенные эксперименты показали, что:

–с увеличением угла наклона скважины водоотделение возрастает;

–с увеличением водоцементного отношения водоотделение возрастает

ив модели наклонных скважин образуется канал;

–применяемый реагент АЛС хорошо снижает водоотделение в вертикальных

инаклонных скважинах, а в концентрации 0,5 % водоотделение принимает нулевое значение, что является важным показателем для наклонных скважин;

–применение реагента ВПК-402 в наклонных и вертикальных скважинах также показало положительные результаты.

Сформулированные выводы позволяют судить о том, что цель исследования достигнута.

Список литературы

1.Ахмадеев Р.Г., Данюшевский В.С. Химия промывочных и тампонажных жидкостей: учеб. пособие. – М.: Недра, 1981. – 152 с.

2.Булатов А.И. Управление физико-механическими свойствами тампонажных систем. – М.: Недра, 1976. – 248 с.

70