CC BY
69УДК 553.982
МЕТОДИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ДИАГНОСТИКИ ПРИЧИН ОБВОДНЕНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
METHODICAL ASPECTS OF DIAGNOSTICS OF OIL WELLS DROWNING CAUSES
Д С. Леонтьев, И. И. Клещенко
D. S. Leontiev, I. I. Kleschenko
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень
Ключевые слова: обводненность; еодонефтяной фактор; геолого-технические мероприятия; ремонтно-изоляционные работы Key words: encroachment; water-oil ratio; geological-and-technical actions; repair and isolating operations
В настоящей статье на примере добывающей скв. 106 Повховского нефтяного месторождения (пласт БВ8) представлены методические аспекты диагностики причин обводнения, базирующиеся на определении основных геологических, технических и технологических факторов риска возникновения обводненности скважины и графическом анализе работы скважины за определенный период времени.
№ 2, 2015
Нефть и газ
61
По геологическому строению месторождение относится к сложным, характеризующимся наличием зон литологических замещений коллекторов неколлекторами, выклинивания, невыдержанности толщин и коллекторских свойств пластов.
Скв. 106 вскрыла основную залежь, в пределах которой проницаемые отложения пластов комплекса БВ8 образуют единую гидродинамическую систему. Залежь литологиче-ского типа, размерами 66,1х8,4-19,6 км, высотой свыше 189 м. ВНК не вскрыт ни одной из скважин.
В настоящее время месторождение характеризуется снижением пластового давления, высоким обводнением добывающих скважин, снижением дебитов по нефти и увеличением обводненности.
Применение принципа анализа рисков и управления проектирования геолого-техническими мероприятиями (ГТМ) с целью ликвидации водопритоков в нефтяные и газовые скважины в сочетании с новыми технологиями значительно улучшит экономические показатели от проведения ГТМ. Однако сам риск устранить невозможно, его можно лишь существенно снизить при формировании и анализе основных факторов его возникновения [1].
Применение принципа анализа рисков необходимо развивать и более широко внедрять в ремонтно-изоляционные работы (РИР) в нефтяных и газовых (газоконденсат-ных) скважинах при разработке месторождений.
К основным факторам риска, которые следует учитывать перед проведением РИР, относятся следующие.
1. Геологические факторы риска: тип залежи, режим работы залежи, анизотропия пласта-коллектора (неоднородность пласта-коллектора), свойства нефти и воды (подстилаемых и нагнетаемых вод), нефтенасыщенная толщина пласта, расположение нефтеносных и водоносных горизонтов, наличие сероводорода и углекислого газа в геологическом разрезе, наличие в породе трещин, дефектов сдвига и разрывов, аномально высокое пластовое давление (АВПД).
2. Технические и технологические факторы риска: интервал перфорации (интервал вскрытия), создаваемая депрессия и темп отбора от начальных извлекаемых запасов, качество цементного раствора и камня, применяемого при цементировании, степень вытеснения бурового раствора тампонажным при цементировании скважины, способ перфорации и приложение ударных нагрузок, герметизация обсадной колонны в муфтовых соединениях, способ эксплуатации добывающей скважины, тип применяемого заводнения, давление нагнетания закачиваемой воды, расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами.
Нами в формате Excel разработан макет методических аспектов определения причин обводненности скв. 106 Повховского месторождения по основным факторам риска (табл.).
Таблица состоит из двух разделов: 1 — геологические факторы риска, 2 — технические и технологические факторы риска.
Для каждого из них определены свои субфакторы с присвоением порядкового номера.
Пользователь проводит выборку по каждому субфактору в ячейке «Выбранный элемент», после чего в программе приводится присвоение элемента «1» (как истина) или «0» (как ложь) определенному типу обводнения скважин.
Анализ работы скв. 106 выполнен за время ее эксплуатации в период с 28.01.2005 г. по 28.06.2014 г.
Методические аспекты определения причин обводненности скв. 106 (Повховское месторождение, пласт БВ8)
Геологические риски
Факторы риска Субфакторы риска Выбранный элемент Конус Заколонные перетоки Негерметичность обсадной колонны Обводнение нагнетаемыми водами
Тип залежи преобладающий 1. Массивный, пластово-сводовый 3 0 1 1 1
2. Тектонически экранированный
3. Литологически экранированный
Режим работы залежи (преобладающий) 1. Водонапорный 2 0 0 0 1
2. Упругий, упруговодонапорный
3. Газ газовой шапки
4. Растворенного газа
5. Гравитационный
Анизотропия пласта коллектора 1. Низкая 2 0 1 1 1
2. Высокая
Толщина глинистой перемычки между нефтенасыщенной и водонасыщенной частями 1. < 2 - 0 0 0 0
2. > 2
Отношение вязкостей нефти и воды 1. Вязкость воды больше вязкости нефти 2 0 1 1 1
2. Вязкость нефти больше вязкости воды
Нефтенасыщенная толщина 1. < 5 2 0 1 1 1
2. >5
Расположение нефтеносных и водоносных горизонтов 1. Близкое 2 0 0 0 1
2. Далекое
Вынос песка 1. Да 2 0 0 0 1
2. Нет
Наличие сероводорода или углекислого газа 1. Да 2 0 0 0 1
2. Нет
Наличие в породе трещин, дефектов сдвига, разрыва 1. Да 2 0 0 0 0
2. Нет
Сумма результатов по геологическим рискам 0 4 4 8
Технические и технологические риски
Интервал перфорации от ВНК 1. < 10 м - 0 0 0 0
2. >10 м
Создаваемая депрессия и темп отбора от НИЗ 1. Высокая 1 0 0 0 1
2. Низкая
Качество цементного раствора и камня 1. Высокое 2 0 1 1 0
2. Низкое
Степень вытеснения бурового раствора тампонажным 1. Оставление глинистого раствора 2 0 0 0 1
2. Отсутствие глинистого раствора
Способ перфорации 1. Щадящий 2 0 1 1 0
2. Нещадящий
Герметизация ОК в муфтовых соединениях 1. Герметизировано 1 0 1 0 1
2. Разгерметизировано
Способ эксплуатации 1. Эксплуатация объектов разработки самостоятельная 1 0 1 1 0
2. Применение ОРЭ
Давление нагнетания закачиваемой воды 1. Выше давления гидроразрыва 2 0 0 0 1
2. Ниже давления гидроразрыва
Тип заводнения 1. Внутриконтурный 1 0 0 0 1
2. Законтурный
3. Приконтурный
Расстояние между добывающей и нагнетательной скважинами 1. < 500 м 2 0 0 0 0
2. > 500 м
Сумма результатов по техническим и технологическим рискам 0 4 3 5
По результатам строится диаграмма вероятности причин возникновения водопри-токов (в процентном соотношении) (рис. 1).
Из представленной диаграммы видно, что наибольшая вероятность возникновения водопритока по скв. 106 связана с обводнением нагнетаемыми водами (46,4 %), 28,6 % — заколонными перетоками и 25,0 % — по причине негерметичности обсадной колонны. Явление конусообразования исключено в связи с геологическими особенностями продуктивного комплекса БВ8.
Рис. 1. Диаграмма вероятности причин возникновения водопритоков (Повховское месторождение, скв. 106, эксплуатационный объект БВ8)
Распределение водонефтяного фактора в зависимости от накопленной добычи. На графике (рис. 2) показана зависимость водонефтяного фактора (ВНФ) от накопленной добычи. Анализируя график, можно сделать вывод, что с увеличением накопленной добычи нефти растет ВНФ и его показатель приближается к 3. Это значит, что скважина добывает «лишнюю» воду и, следовательно, необходимо рассмотреть возможность принятия определенных мер по снижению обводненности скважины, оправданных при наличии достаточных запасов, чтобы покрыть соответствующие расходы.
Рис. 2. Распределение ВНФ в зависимости от накопленной добычи в скв. 106
Распределение добычи нефти и воды во времени. На графике (рис. 3) показано распределение добычи нефти и воды во времени. У скв. 106 увеличение добычи воды и уменьшение добычи нефти начинается приблизительно в одно и то же время (на 1333 день эксплуатации). Это означает, что скважина начала прогрессивно обводняться и вошла в категорию скважин-кандидатов для проведения РИР.
Рис. 3. Распределение добычи нефти и воды во времени по скв. 106
Графическая диагностика развития обводнения. График распределения ВНФ во времени в логарифмических координатах может быть полезен для определения конкретного типа проблемы обводнения при его сравнении с кривыми, соответствующими известным моделям.
Известны три основных типа кривых, представляющих различные механизмы прорыва воды: открытый приток по разломам, системе трещин либо по каналу за обсадной колонной; приток законтурной воды либо движение ВНК; конусообразование. Интерпретация движения законтурной воды основывается на численном моделировании и опыте эксплуатации месторождения. Помимо вышеперечисленных методов можно использовать также производную ВНФ по времени, но обычно присутствующая неопределенность в задании модели пласта и большой разброс данных промысловых измерений ограничивают применение данного метода.
Резкое увеличение кривой ВНФ свидетельствует о прорыве воды по системе трещин, разлому или образовании канала в заколонном пространстве. Это может произойти на любой стадии эксплуатации скважины. В случае если резкое увеличение кривой ВНФ в дальнейшем приобретает более плавный, линейный характер, то наиболее вероятен прорыв контурной или нагнетаемой воды по наиболее проницаемому пропластку [2]. При конусообразовании происходит постепенное увеличение ВНФ, и при стабилизации конуса обводнения кривая выполаживается.
Построенный график распределения ВНФ во времени в логарифмических координатах для скв. 106 Повховского месторождения (рис. 4) позволяет сделать вывод о том, что в скважину произошел прорыв контурной или нагнетаемой воды по наиболее проницаемому пропластку.
Рис. 4. Распределение ВНФ во времени (скв. 106, Повховское месторождение)
Нами выполнен анализ влияния работы ближайших нагнетательных скважин на работу добывающей скв. 106.
Анализ работы нагнетательных скв. 1 003 и 1 303. Расстояние нагнетательных скв. 1 003 и 1 303 от добывающей скв. 106 составляет ~ 1 500 м (рис. 5).
Условные обозначения 106
- скважина добывающая
^1303
скважина нагнетательная
- скважина нагнетательная,
- - - оказывающая влияние на работу
- скважина нагнетательная,
- - - не оказывающая влияние на работу
скважины № 106 (не работала)
Рис. 5. Расположение нагнетательных и добывающих скважин на одном из участков Повховского месторождения
Графики закачки воды и приемистости представлены на рис. 6 и 7. Анализ по скв. 1 003 представлен в период ее работы с 28.01.2005 г. по 28.06.2014 г.; по скв. 1303 — в период с 28.07.2008 г по 28.06.2014 г. Нагнетательная скв. 112 в анализируемый период с 28.01.2005 г. по 28.06.2014 г. не работала.
8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0
"Приемистость
ооооооооооооооооооооооо
Время (месяцы)
250
50
0
Рис. 6. Распределение закачки объемов воды и приемистости во времени в скв. 1003 (Повховское месторождение, эксплуатационный объект БВ8)
Наиболее высокие показатели закачки и приемистости по скв.1003 были по состоянию на 28.11.2010 г. (6 933 т и 231,1 т/сут, соответственно), по скв. 1 303 — по состоянию на 28.06.2011 г. (7 619 т и 254 т/сут, соответственно).
-Закачка -Приемистость
Время (месяцы)
Рис. 7. Распределение закачки объемов воды и приемистости во времени в скв. 1 303 (Повховское месторождение, эксплуатационный объект БВ8)
Согласно рис. 3 максимальный дебит воды по скв. 106 был зафиксирован по состоянию на 28.07.2011 г. (на 2 385 день). В связи с тем, что расстояние между добывающей скв. 106 и нагнетательными 1003 и 1303 составляет более 500 м, можно сделать вывод о том, что прорыв воды по наиболее проницаемому пропластку вероятнее всего произошел от скв. 1003.
Таким образом, необходимо отметить, что представленные методические аспекты диагностики причин обводнения скважин, базирующихся на определении основных геологических, технических и технологических факторов риска возникновения обводненности скважины, позволили сузить спектр неопределенностей поступления вод в добывающую скв. 106 Повховского месторождения и установить основную причину ее обводненности. Дальнейшее использование графического анализа работы скважины за определенный период времени, а также анализ работы ближайших нагнетательных скв. 1 003 и 1 303 подтвердили выдвинутые предположения.
Такие аспекты в дальнейшем необходимо развивать и дополнять факторами, относящимися к конкретным месторождениям (скважинам).
Список литературы
1. Питер Р. Роуз. Анализ рисков и управление нефтегазопоисковыми проектами: Питер Р. Роуз. - М. - Ижевск: НИЦ «РХД», Ижевский институт компьютерных исследований, 2011. - 304 с.
2. Билл Бейли. Диагностика и ограничение водопритоков / Билл Бейли, Майк Крабтри, Джеб Тайри и др. // Нефтегазовое обозрение. - 2001. - Весна - С. 44-67.
3. Демахин, С. А. Химические методы ограничения водопритока в нефтяные скважины: учебник / С. А. Дема-хин, А. Г. Демахин. - М.: Недра, 2010. - 198 с.
1000
0
Cведения об авторах
Леонтьев Дмитрий Сергеевич, аспирант Тюменского государственного нефтегазового университета, ассистент кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин», г. Тюмень, тел. 8(3452)200989, e-mail: leonfob@mail. ru
Клещенко Иван Иванович, д. г.-м. н., профессор кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел. 8(3452)200989
Information about the authors
Leontiev D. S., postgraduate of the Tyumen State Oil and Gas University, assistant of the chair «Drilling of oil and gas wells», phone: 8(3452)200989, e-mail: leonfob@mail. ru
Kleschenko I. I., Doctor of Science in Geology and Mineralogy, professor of the chair «Drilling of oil and gas wells», phone: 8(3452)200989
