ГЕОЛОГИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

вскрытия стремится к 0 (т.е. скважина вскрыла малый участок кровли пласта). Но очень малые интервалы вскрытия на практике не применимы, так как они вызывают большие градиенты давления у стенки скважины, и возникает опасность разрушения прискважинной зоны пласта (ПЗП). То есть необходимо находить оптимальную степень вскрытия, которая обеспечит как большой безводный дебит, так и нормальную работу скважины без осложнений.

Более высокие темпы добычи отНИЗ и наибольшее время безводной добычи характерно для отношений hвскр/hнефт=0,05-0,3.

В работе [10] исследование зависимостей предельного дебита от относительного вскрытия пласта показали, что более высокие предельные дебиты обеспечиваются при использовании уточненной методики и более низкие – по приближенной. Приближенная методика хорошо описывает общую тенденцию изменения предельного дебита в зависимости от положения интервала перфорации, а уточненная методика обеспечивает более приемлемый предельный дебит в каждом конкретном случае.

По результатам исследования установлено, что увеличение значения нижней границы интервала перфорации ведет к снижению предельного дебита на 46%, при прочих равных условиях, и ускоряет подход конуса воды к забою скважины. Наибольший предельный дебит при использовании уточненной методики достигается при верхней границе интервала перфорации =7м. Точка начала снижения предельного дебита скважин зависит от верхней границы интервала перфорации (≤ 7м) и обеспечивается при нижних границах интервалах перфорации ≤ 18м.

Сравнительный анализ результатов расчетов предельной депрессии, проведенных по приближенной и уточненной методикам показал, что учет фильтрационных сопротивлений при линейном законе фильтрации при верхней границе интервала перфорации 7м, условном радиусе контура питания 100м и нефтенасыщенной толщине 30м приводит к росту предельной депрессии в 7,4 раза.

Увеличение толщины пласта на 12 м при условном радиусе контура питания 200 м приводит к росту предельной депрессии на 83 % без учета фильтрационных сопротивлений. С понижением нижней границы интервала перфорации предельная депрессия уменьшается. Увеличение верхней границы интервала на 4м при нижней границе перфорации 10м приводит к ее росту на 68%. Учет сопротивления, вызванного перфорацией колонны, приводит к росту предельной депрессии до 5-и раз.

Сравнение зависимости безразмерного времени безводной эксплуа- тации скважин с подошвенной водой τ0 от относительного вскрытия пласта h , полученные с использованием упрощенных и уточненных решений показало, что формула Садчикова(1) дает заниженные результаты по сравнению с формулой Данилова-Каца (2). Формула Данилова-Каца дает идеальное описание промысловых результатов, но она дает лишь приближенную

131

оценку времени прорыва подошвенной воды, при условии, что отсутствуют плохо проницаемые пропластки. Эта формула получена для бесконечного пласта[10].

(1)

где τ – безразмерное время безводной эксплуатации; Q–дебит скважины, м3/сут; m–пористость, %; æ – анизотропия пласта; ħ – нефтенасыщенная толщина пласта, м; Т – время безводной эксплуатации, мин.

Создаваемая депрессия и темп отбора от НИЗ

Считается, что при создании на скважине малой депрессии конус подошвенной воды не достигает интервала вскрытия и тем самым предотвращается преждевременное обводнение продукции скважины. Однако, существует такая точка зрения, что в случае малой депрессии в скважине и незначительном отличии проницаемостей по нефти и по воде процесс подтягивания конуса лишь растягивается во времени. В итоге он все равно достигает нижних перфорационных отверстий и обводненность продукции скважины начинает возрастать.

Необходимо отметить, что при малой депрессии конус воды не поднимается выше нижнего интервала перфорации, а обводненность продукции может составлять менее 50 %. Однако с экономической точки зрения этот вариант не эффективен, поскольку по сравнению с интенсивным отбором флюидов, в итоге получается значительно меньшая добыча нефти.

Если же превысить депрессию и, соответственно, отбор нефти сверх некоторой предельной величины, то вода прорвется в скважину, что может привести к ее прогрессирующему обводнению, а при дренировании нефтяной оторочки возможен прорыв подошвенной воды. Таким образом, существует предельная высота вершины конуса, которой соответствует предельная депрессия и безводный дебит.

Согласно [6] при снижении дебита жидкости происходит снижение темпов отбора отНИЗ и продлевается время разработки, но, в то же время, увеличивается накопленная добыча нефти за безводный период.Эффективность вытеснения нефтиможет быть улучшена в условиях непрерывной эксплуатации скважин при малых дебитах, когда снижение забойного давления не на много превосходит напор столба жидкости P=hн(ρв-ρн)g, а также при периодической эксплуатации скважин с продолжительными интервалами ее закрытия, приводящей к опусканию и выполаживанию возникшей конусообразной поверхности раздела вода-нефть.

Графический метод определения поступления пластовых вод в скважины

Графики зависимостей водонефтяного фактора(ВНФ) от времени в логарифмических координатах могут быть полезны для определения кон-

132

кретного типа проблемы обводнения при его сравнении с кривыми, соответствующими известным моделям. Имеется три основных типа кривых, представляющих различные механизмы прорыва воды: открытый приток по разломам, системе трещин либо по каналу за обсадной колонной; приток законтурной водылибо движение ВНК; конусообразование.

Постепенное увеличение ВНФ говорит об образовании конуса с самого начала эксплуатации скважины. График становится близок к прямой линии на отрезке значений ВНФ от 1 до 10. Угол наклона кривой уменьшается. После стабилизации конуса, кривая становится похожа на график прорыва законтурной воды. Величина угла наклона кривой ВНФ’ показана красным цветом[3,4].

Анализ остановок скважин и ограничений их дебитов

Данные по добыче большинстваскважин включают в себя периоды остановоки ограничений дебитов. Анализ колебанийВНФ может дать ключи к определению типапроблемы. Проблемы, связанные с притокомводы, например из-за конусообразования илиналичия единичной трещины, пересекающейнижележащий водяной пласт, приведут к более низким значениям ВНФ на ограниченном дебите либо сразу после пуска скважины в эксплуатацию. И наоборот, система трещин илиразлом, проходящие через перекрывающий водоносный пласт, приведут к обратному эффекту. Подобные ситуации неустойчивы в масштабегеологических времен, но могут быть искусственно созданы в ходе разработки[3].

Данные гидродинамических и геофизических исследований

Для установления причин и места поступления воды проводится комплекс гидродинамических и геофизических исследований, в состав которого входят методы, применяемые на стадиях поисков и разведки месторождений, также при их разработке (исследование на приток на установившихся и неустановившихся режимах, определение приемистости скважин при нагнетании жидкости в пласт, акустическая и гаммацементометрия, высокоточная термометрия, закачивание меченноговещества, замеры резистивиметром, влагомером, плотномером, дебитомером).

Сложнее выявить водопроявления, связанные с подтягиванием и прорывом конуса подошвенных вод в однородном пласте, а также с течением рыхлосвязанной воды диффузных слоев. В таких случаях методы резистиветрии, плотнометрии, влагометрии и дебитометрии подтверждают, что приток идет из интервала перфорации. То же самое подтвержает АКЦ, закачивание меченной жидкости, ИННК. Лишь высокоточная термометрия может показать, что во времени изменение температурного поля и прогрев ПЗП будут смещаться вниз за интервал перфорации при прорыве подошвенных вод по конусу. Такого смещения не должно наблюдаться при поступлении воды диффузных слоев из пласта. При исследовании методом установившихся отборов с увеличением забойной депрессии возрастает содержание воды в продукции скважины при подтягивании и прорыве ко-

133

нуса подошвенных вод, а при водопроявлениях за счет диффузных слоев, наоборот, отмечается увеличение содержания нефти [4,11].

Экономические риски

Обоснование обработки любой скважины базируется на стоимости ожидаемой дополнительной добычи. Ключевым здесь является слово «ожидаемой», так как оно отражает степень неопределенности в анализе. Некоторые операции по ограничению водопритоков могут гарантировать значительный прирост добычи.

В этом случае фактором неопределенности является успешность обработки. Когда дополнительная добыча относительно мала либо зависит от определенных предположений, в игру вступает не только риск успешности обработки, но и сам расчет становится источником риска. Таким образом, ценность любой операции по ограничению водопритоков необходимо оценить количественно.

Проведенный анализ, включающий в себя всю многогранность факторов риска, может быть предпринят с использованием методов количественной оценки риска[3,7,8].

Таким образом, типичной для задач контроля и управления процессами разработки залежей, подстилаемых подошвенными водами является многокритериальность – наличие ряда показателей W1, W2, …, Wn, одни из которых желательно обратить в максимум, другие в минимум. Существенной особенностью многокритериальных задач является невозможность нахождения решения, одновременно удовлетворяющего всем критериям. Решение, обращающее в максимум один показатель, как правило, не обращает ни в максимум, ни в минимум другие.

Список литературы

1.Клещенко И.И. Теория и практика ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах: учебное пособие / И.И. Клещенко, Г.П. Зозуля, А.К. Ягафаров. – Тюмень, ТюмГНГУ – 2010. – 340 с.

2.Ефимов, Н. Н. Технологии ОВП в нефтяных скважинах и пути повышения эффективности РИР / Н. Н. Ефимов // Инженерная практика. – 2011. – № 7. – С. 4-17.

3.Билл Бейли. Диагностика и ограничение водопритоков/ Билл Бейли, Майк Крабтри, ДжебТайриидр. // Нефтегазовоеобозрение. – 2001. – Весна – С. 44-67.

4.Демахин, С. А. Химические методы ограничения водопритока в нефтяные скважины [Текст]: учебник / С. А. Демахин, А. Г. Демахин. – М. : Недра, 2010. – 198 с.

5.Клещенко И.И. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин: монография / И.И. Клещенко, А.В. Григорьев, А.П. Телков – М.:

Недра – 1998 – 267 с.

6.Быкадоров, А. В.О влиянии конусообразования на процесс выработки запасов в массивных залежах с подошвенной водой / А. В. Быкадоров // Наука и производство. – 2012. – № 11. – С. 71-75.

7.Кичикова Д.В. Инновации в российском ТЭК и международная конкурентоспособность – Тюмень: ТюмГНГУ, – 132 с.

134

8.Телков А.П. Особенности разработки нефтегазовых месторождений. Часть 2 / А.П. Телков, С.И. Грачев, И.Б. Дубков, Т.Л. Краснова, С.К. Сохошко. – Тюмень: ООО НИПИКБС-Т, 2001. – 482 с.

9.Маскет М. Течение однородной жидкости в пористой среде (пер. с англ.).

–М.: Гостоптехиздат, 1949.

10.Новоселов, С. В. Информационно-программная поддержка управления процессом конусообразования в несовершенных скважинах :автореф. дис. ... канд. техн. наук / Новоселов Сергей Владимирович. – Тюмень, ТюмГНГУ. – 24 с.

11.Кузнецов Г.С. Геофизические методы контроля разработки нефтяных и газовых месторождений: Учеб. для вузов / Г.С. Кузнецов, Е.И. Леонтьев, Р.А. Резванов. -М.: Недра, 1991. -223 с.

ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ПРИТОКА НЕФТИ И ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВСПРИМЕНЕНИЕМВИБРОВОЛНОВОГОМЕТОДА

Апасов Г.Т., Апасов Т.К., Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

Текущее состояние разработки нефтяных месторождений Западной Сибири показывает, что большая часть запасов нефти и газа сосредоточены в продуктивных объектах на поздней стадии эксплуатации, характеризующейся снижением продуктивности скважин, повышением преждевременной обводненности. Особенно осложнились проблемы с массовым проведением ГРП на месторождениях, которое часто в процессе эксплуатации скважин сопровождается загрязнением призабойной зоны пласта (ПЗП) сложным по составу кольматантом. Существующие методы по восстановлению продуктивности скважин и ограничению водопритоковчасто оказываются малоэффективными, при этом успешность работ составляет не более 60 %, что связано со сложностью решения поставленных задач и несоответствием выбора скважин и технологий работ [1,2]. Наиболее эффективными в этом направлении по результатам ученых являются волновые методы, с применением гидромониторов, работающих от потока скважинной жидкости и создающих низкочастотные упругие колебания давлений. Виброволновой метод совместим с другими технологиями, его можно использовать комплексно при водоизоляционных работах. Промысловые результаты применения вибрационных технологий показали, что со снижением частоты импульсов эффективность очищения повышается и оптимальная частота составляет 1-20 Гц [3, 4]. Лабораторные эксперименты на кернах, в которых под воздействием глинистого раствора проницаемость снизилась на 55-60 % (ее восстанавливали гидромониторной обработкой, обратной промывкой и гидроимпульсным воздействием), показали, что восстановление после гидроимпульсной обработки было наибольшим и составляло 62-85 %.

На основании обзорного анализа методов воздействия на ПЗП, разработан виброволновой гидромонитор (ВГМ) (Патент на полезную модель РФ №139424 МПК Е21В 28/00), спускаемый на НКТ в интервал про-

135

дуктивного пласта. Суть его заключается в поинтервальной (через каждые 30 см) очистке пласта жидкостью с импульсными перепадами давлений с низкими частотами. При закачке рабочих любых жидкостей через ВГМ, равномерное движение потока жидкости преобразовывается в колебательное, пульсационное на выходе из насадок. Обработка ПЗП жидкостью с импульсными перепадами давлений с разными частотами от 1 до 3Гц,с амплитудами от 1 до 6 МПа, позволяет регулировать глубину воздействия, сократить затраты времени на очистку ПЗП. Рабочая жидкость (первоначально вода) насосными агрегатами 7 подается через промывочный шланг, по НКТ к забойному волновому гидромонитору с созданием циркуляции в затрубное пространство. Перемещая ВГМ через каждые 30 см, производится очистка перфорационных каналов всего интервала перфорации пласта с определением поинтервально приемистости при давлении 10 МПа. После проводится селективное кислотное воздействие через ВГМ для растворения загрязненией, далее посадка пакера, освоение и извлечение продуктов реакции струйным насосом. Технологическая схема виброволнового воздействия показана на рис. 1.

1 – ВГМ; 2 – продуктивный пласт; 3 – обратный клапан; 4 – пакер; 5 –струйный насос; 6 – доливная емкость; 7 – насосный агрегат

Рис. 1. Технологическая схема при обработке пласта с ВГМ

По результатам практических внедрений и теоретического анализа сформировались технологические требования к виброволновому методу, определены основные факторы, влияющие на эффективность, учитывающиесяпри подборе скважин-кандидатов с ранее проведенными ГРП, отличающихся с высокой приемистостью пласта. Определена физическая сущность и принципиальная схема воздействия виброволнового метода на ПЗП этих скважин. Для достижения эффекта необходимо: на первом этапе разрушить сложный состав загрязненийколлоидных растворов, гидравлическими импульсами давлений привести их в дисперсное взвешенное состояние в порах пласта; на втором этапе растворить максимально эти за-

136

грязнения кислотным составом в виброволновом режимеза счет колебаний давлений жидкости с низкой частотой; на третьем этапе оттеснить остатки частиц загрязнений рабочей жидкостью в колебательном режиме вглубь пласта за пределы призабойной зоны (1-1,5 м), это позволит очистить каналы для фильтрации пластовой жидкости к забою скважины, рис. 2.

Рис. 2. Схема воздействияметода на ПЗП скважин

Главным фактором успешности метода является обработка интервала перфорации через ВГМ большим объемом рабочей жидкости под давлением в виде упругой волны. Оптимальное сочетание расхода и объема рабочей жидкости с селективной химической кислотной обработкой, а также высокие гидравлические колебания позволяют восстановить продуктивность добывающих скважин.

Виброволновое воздействие с ВГМ позволяет проводить работы не только по очистке ПЗП скважин, но и по изоляции водопритоков. Для этого на основе карбамидоформальдегидной смолы (КФС) нами разработан и испытан быстро схватывающийся тампонажный состав «БСТС» для проведения водоизоляций, превосходящий по прочности традиционный портландцемент. После достижения необходимой приемистости водонасыщенного пласта, через ВГМ производится селективная закачка смолы с созданием перепадов давлений с разными частотами, позволяющими более плотно распределять изоляционный состав и увеличить глубину охвата изоляционным экраном. После затвердевания смолы, если нефтенасыщенный пласт открыт, то производится дополнительная поинтервальная очистка этого интервала с ВГМ и освоение струйным насосом.

Выводы и рекомендации:

Виброволновойметод по восстановлению продуктивности прошел промышленные испытания на 32 скважинах месторождений «ООО «РН – Пурнефтегаз», получена дополнительная добыча нефти 43409 тонн. Восстановлена продуктивность на скважинах 25, 26, 48 после бурения и проведения ГРП на Южно-Охтеурском месторождении со средним приростом 5,5 т/сут по нефти. Комплекс ВГМ с селективной водоизоляцией тампонажным составом «БСТС» успешно применен на скважине 36, 39 ЮжноОхтеурского месторождения со средним приростом 4,2 т/сут по нефти.

137

Разработан и успешно прошел апробирование виброволновой метод с обработкой пласта ВГМ и водоизоляцией с составом «БСТС»,который является одним из решений вышеуказанных проблем.

Список литературы

1.Гайворонский И. Н., Мордвинов А. А. Гидродинамическое совершенство скважин. – М., 1983. – 36 с. (Обзор информ. Сер. Нефтепромысловое дело.)

2.Гошовский С. В., Абдуладзе А. К., Клибанец В. А. Совершенствование способов вскрытия нефтегазоносных пластов. – Обзорная информация, ВНИИОЭНГ,

сер. «Бурение», 1983. – С. 21.

3.НургалеевP.M., Шагиев Р.Г., Кучумов Р.Я. Исследования влияния частоты гидравлических ударов на изменение коэффициента проницаемости керна//Тр. УНИ. – 1972. – Вып. 8. – С. 144-148.

4.Промысловые и лабораторные эксперименты по закачке воды при переменном давлении нагнетания на устье/Р.А Максутов, А.В. Валиуллин, И.Ф. Глумов и др.//Нефтепромысловое дело,1973. – № 11. – С. 20-21.

ВЛИЯНИЕ ЕСТЕСТВЕННОЙ ТРЕЩИНОВАТОСТИ НА ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ СКВАЖИН

ВСЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ ВЕРХНЕГО ПРИКАМЬЯ

Мартюшев Д. А.,

Пермский национальный исследовательский политехнический университет, г. Пермь

На сегодняшний момент на территории Пермского края большинство запасов углеводородов сосредоточено в сложнопостроенных карбонатных залежах. Многие авторы, в частности Денк С.О, Викторин В.Д., указывают на наличие двойной пористости в карбонатных коллекторах: матричную и трещинную. В связи с этой особенностью карбонатных коллекторов выявлено значительное влияние изменения пластовых (Рпл) и забойных (Рзаб) давлений на коэффициенты продуктивности добывающих скважин, дренирующих эти залежи.

Рассмотрим одну из таких карбонатных залежей (Т-Фм), находящуюся на территории Верхнего Прикамья (Озерное месторождение). Помимо того, что данная залежь обладает двойной пустотностью, еще одной особенностью ее геологического строения является чередование в разрезе и на площади коллекторов разной емкости для каждого стратиграфического диапазона, что обусловлено условиями седиментации. В связи с этим наиболее емкими и имеющие лучшие фильтрационно-емкостные свойства являются образования центральной части залежи (рифовый гребень). В более низкорельефные участки при седиментации сносилось большое количество микритового материала, который заполнял естественные трещины и поэтому аналогичные пачки в разрезах, вскрывших эти более глубокие участки обладают более худшими

138

фильтрационно-емкостными свойствами [1].

При разработке такой сложнопостроенной залежи одним из главных факторов определяющих эффективность извлечения углеводородов, является характер пространственного распределения трещиноватости по площади и раскрытость естественных трещин, которая во многом определяет фильтрационно-емкостные свойства карбонатного коллектора.

Действительную, или истинную ширину трещин можно измерить двумя способами: под микроскопом в шлифах или непосредственно на гранях кубика при помощи бинокулярной лупы. Одним из обязательных условий проведения подобных исследований является наличие ориентированного керна.

Используя ориентированный керновый материал, отобранный из скв.407, было сделано 4 шлифа через расстояние 10 см. На рис. 1-а представлен один из шлифов, с помощью которого определена раскрытость трещин (30,1 мкм) и преобладающая ориентация трещин в пространстве.

В течение месяца после ввода скважины в эксплуатацию на этой скважине проводились гидродинамические исследования скважины (снималась кривая восстановления давления (КВД)). Обработка КВД методом Уоррена-Рута[2], позволила определить среднюю раскрытость трещин – 31,4 мкм, которая практически идентична раскрытости полученной по шлифам, что указывает о достоверности проведенных измерений.

Рис. 1. Шлиф горной породы и роза-диаграмма трещиноватости скв. 407

На данной скв.407 компанией ПИТЦ «Геофизика» проводились волновой (ВАК) и кросс-дипольный акустические каротажи. Обработка их замеров произведена статистическим методом, который заключается в построении розы-диаграммы трещиноватости (рис. 1-б). Роза-диаграмма отражает распределение трещин по азимутам и углам падения и является важным результатом геолого-структурного анализа. На диаграммах можно выделить наиболее выраженные (длинные) лучи, которые отражают простирание наиболее распространенных и протяженных структур, а так же слабовыраженные (короткие) лучи. Обработав данные еще по 7 скважи-

139

нам, находящиеся в разных частях залежи, выявлено преобладающее севе- ро-западное и юго-восточное простирание трещиноватости, что подтверждает результаты полученные с помощью анализа шлифов.

Выше полученные результаты подтверждаются результатами обработки гидродинамических исследований: гидропрослушивание (ГП), кривые падения давления (КПД) и КВД [3-6]. По результатам обработки гидродинамических исследований выявлено, что в северо-западном и юговосточном направлениях гидродинамические параметры между скважинами 453-454 в несколько раз выше, чем в северо-восточном и юго-западном между скважинами 453-455, что, в основном, связано с основными направлениями трещиноватости (табл.1).

Таблица 1

Результаты исследований скважин методами КПД, КВД и ГП

Результаты интерпретации КПД и КВУ, находящиеся в зоне рифового гребня, приобретают вид ломанной из 3-х звеньев, как показано в работе [7], что является бесспорным диагностическим признаком среды с двойной пустотностью.

На динамику дебитов существенное влияние оказывает тип вскрытого разреза, так в случае, если скважина вскрывает трещиноватый коллектор, находящийся в зоне рифового гребня, коэффициент продуктивности резко снижается в первые месяцы работы и в дальнейшем держится на определенном минимальном уровне, как показано на рис. 2-а, в случае вскрытия преимущественного порового коллектора коэффициент продуктивности снижается плавно (рис. 2-б).

140