CC BY
21
е
10
ГЕОЛОГИЯ, ГЕОФИЗИКА
4/Н (69) август 2008 г. ЭКСПОЗИЦИЯ
Нефтяные залежи с напором одновременно газовой шапки и пластовой воды (нефтегазовые залежи) подразделяются на две разновидности: нефтегазовые залежи с краевой водой; нефтегазовые залежи с подошвенной водой.
ОБОСНОВАНИЕ МЕТОДИКИ
ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОГО ВСКРЫТИЯ
НЕФТЯНОГО ПЛАСТА
ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЕГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ
Ю.В. КОНОПЛЕВ, генеральный директор ООО «Нефтегазовая производственная экспедиция» г Красн0дар
О.М. РЕШЕТНИКОВА ведущий геолог ООО «Нефтегазовая производственная экспедиция» С.С.ЧАБАНОВ главный геолог нефтегазодобывающего предприятия № 3
ООО «РН-Краснодарнефтегаз»
Общие технологические принципы разработки нефтегазовых залежей с краевой и подошвенной водой формулируются следующим образом [1]:
1. По очередности и темпам выработка нефтяной части залежи, как правило, должна опережать выработку их газовой части.
2. При выработке нефтяной части должно быть обеспечено преимущественное вытеснение нефти водой, а не газом.
3. Целесообразно проведение мероприятий, способствующих интенсификации добычи газа из газовой шапки, одновременно с добычей нефти.
Исходя из технологических принципов разработки нефтегазовых залежей, кроме традиционных направлений контроля (замеров дебитов нефти, газа, воды, определения продуктивности, коэффициентов охвата пластов вытеснением, давления), используется комплекс геофизических методов путем:
• слежения за текущим положение ГНК и ВНК;
• оценки состояния призабойной зоны эксплуатационных скважин;
• определения степени вытеснения нефти газом, газа нефтью, нефтегазонасыщен-
Рис. 1 Современная схема строения пласта в скважинах IV горизонта по промыслово-геофизическим данным
При ограниченном нефтяном слое, который сокращается в процессе разработки, определяющими факторами при выборе нового интервала перфорации являются:
• текущая толщина нефтяного слоя;
• состояние призабойной зоны;
• граница газонефтяного пласта в разрезе
каждой скважины;
• количественная раздельная оценка газо-
и нефтенасыщенности остаточного нефтяного слоя [2] . Рассмотрим на примере разрабатываемой нефтегазовой залежи одного из месторождений России технологии системного контроля за эксплуатацией и обоснование методики стабилизации добычи на завершающей стадии разработки этого объекта.
Анастасиевско-Троицкое месторождение Западного Предкавказья является крупнейшим в регионе, открыто в 1955 г. и эксплуатируется до сих пор. Извлекаемые начальные запасы - более 100 млн. тонн. На месторождении внедрена и более 30 лет реализуется система промыслово-геофизического контроля, включающая обоснованный объем и расположение наблюдательных скважин, периодичности измерений в них, исследования в эксплуатационных скважинах с оценкой текущей газонефтенасыщенности разреза, определения текущих параметров месторождения. Определяющими текущими параметрами являются:
• текущее положение ВНК и ГНК;
• текущая нефтенасыщенная толщина;
• пластовое давление;
• текущий раздельный коэффициент нефте- и газонасыщенности разреза;
• коэффициент вытеснения газа нефтью и
нефти газом (при опускании ГНК);
• скорость перемещения газонефтяного и водонефтяного контактов.
Особенностью геологического строения основного объекта разработки (IV горизонта) является его высокая пористость
(~35%) и проницаемость (до 1 мкм2). Пласт представлен рыхлыми песками и песчаниками, что осложняет его эксплуатацию, особенно в процессе освоения при переносе интервала перфорации. В результате выноса породы (в основном песка) вблизи интервала перфорации образуется зона разрушения (каверна), представляющая собой разуплотненную часть пласта повышенной пористости и проницаемости. Образование зон разрушения впервые установлено по результатам временных измерений методом ИНК как по параметру среднего времени жизни тепловых нейтронов, так и по относительным изменениям скоростей счета на временных задержках [2].
На завершающем этапе разработки остаточного нефтяного слоя необходим учет текущих показателей нефтяного пласта, включающих:
• текущее положение призабойной зоны пласта в интервале планируемого переноса перфорации;
• текущее положение газонефтяного контакта;
• возможное положение водонефтяного контакта, которое может быть искажено из-за разрушения призабойной зоны эксплуатационной скважины;
• текущее значение газо- и нефтенасыщен-
ности слоя в интервале перемещения контактов.
Обычная схема остаточного нефтяного слоя [3] представлена на рис. 1. Выше интервала перфорации располагается зона разрушения, далее следует остаточный нефтяной слой, переходящий либо непосредственно в газовую часть залежи, либо, путем образования переходной (газонефтяной) зоны, от нефтяной части разреза в газонефтяную часть. Статистика измерений показывает, что переходная зона образуется в 55% скважин, а в 45% эксплуатационных скважин отсутствует. ►
Ф
ЭКСПОЗИЦИЯ 4/Н (69) август 2008 г.
ГЕОЛОГИЯ, ГЕОФИЗИКА
11
е
№ № скв. Дата исслед. Отметка Толщи- Интевал Интервал Новый Работа скважины
п/п текущего ГНК на нефт. слоя,м предыдущего фильтра зоны разрушения интервал перфорации До переноса фильтра После переноса фильтра
1 2055 05.08.07 1488.2 4.8 1492.4-1493.2 1494 м и ниже 1490-1490.8 Qг=0.28 м3/с Qн=0.004 т/с, обв. 99.9% Qг=277.72 3/с Qн=4.145 т/с, обв. 5%
2 181 25.01.08 1491.8 5.2 1501.8-1502.6 нет 1492.2-1493 Qг=7.752 м3/с Qн=0.136 т/с, обв. 98% Qг=506.72 м3/с Qн=6.105 т/с, обв. 27%
3 1289 11.04.08 1494.6 5.2 1503.6-1504.4 нет 1496.0-1496.8 Qг=21.375 м3/с Qн=0.375 т/с, обв. 96% Qг=298.45 м3/с Qн=3.1 т/с, обв. 4%
4 2062 10.04.08 1484.6 2.5 1490.4-1491.2 1487.5-1492 1485.6-1486.4 Qг=3.472 м3/с Qн=0.062 т/с, обв. 98% Qг=352.19 м3/с Qн=4.3, т/с, обв. 25%
5 1297 11.04.08 1496.8 3.5-3.8 1503.0-1503.8 1502 м и ниже 1498-1498.8 Qг=0.224 м3/с Qн=0.005 т/с, обв. 90% Qг=208.48 м3/с Qн=2.3 т/с, обв. 30%
Табл.1
Естественно полагать, что подход к выработке нефтяного слоя по каждой скважине должен быть разным, в зависимости от наличия или отсутствия переходной зоны и соотношения в ней газовой и нефтяной фаз.
На основании изложенного предлагается следующая технология вскрытия нефтяного пласта нефтегазовой залежи:
• определяется текущее положение газонефтяного контакта и раздельное значение газо- и нефтенасыщенности разреза выше ГНК;
• выделяется разрушенная часть пласта в интервале предыдущего фильтра и выше его;
• определяется текущее положение ВНК на основании либо непосредственных измерений в скважине, либо по карте текущей нефтяной толщины;
• определяется скорость перемещения ГНК и ВНК на участке расположения скважины.
Выбор нового интервала перфорации устанавливается с учетом вышеприведенных данных, полученных на дату остановки скважины и постановки капитального ремонта.
На рис. 2 в качестве примера, приведены результаты исследований скв. № 1237. Разрез скважины представлен
10 Ю з
^ 6
Глубина
Условные обозначения:
3 - предыдущий интервал перфорации I - рекомендуемый интервал перфорации - рекомендуемый интервал перфорации
водонасыщенными, нефтяными и газоносными пластами.
Предыдущий интервал перфорации расположен на глубине 1497-1498 м, полностью обводнен. Интервал разрушения: 1495-1504 м - характеризуется минимальными показаниями радиоактивных методов (близкими к уровню глин).
Текущее положение ВНК (по карте и показаниям ИНК) - на глубине 1495 м, ГНК - 1491,6 м. Интервал 1491 -1491,6 м характеризуется значениями: Кг = 40%, Кн = 25%.
Скорость подъема ГНК составила 3,6 м/год, т.е. через 3 мес. после измерений нефть вытеснит газ из газонефтяного интервала 1491-1491,6 м.
Следовательно, новый интервал перфорации следует перенести в интервал 1491-1494 м, что исключит влияние газа и воды на выработку остаточного нефтяного слоя.
До проведения перфорации с целью уточнения текущей характеристики разреза были проведены исследования методом ИНК, по данным которых установлено, что интервал 1494-1495 м обводнен, интервал 1492-1494 м заглинизирован (по данным гамма-каротажа), интервал 14911492 м нефтегазонасыщенный (Кг=25%, Кн=40%), который был рекомендован к перфорации.
7 6-¿5-= 432
4-»3 2-
с
1 0
1410 1420 1430 1440 1450 1460 1470 1480 1490 1500 Глубина
Рис. 2
Рис. 3
На рис. 3 представлен пример выбора интервала перфорации по скв. 2062. По данным измерений НГК текущее положение газонефтяного контакта определяется на отметке 1484 м. Интервал разрушения (каверна): 1487,5-1492 м. Средняя скорость подъема ГНК - 3 м/год. Толщина нефтяного слоя в районе скважины ~2,5 м. Газонасыщенность нефтегазового слоя выше ГНК (1483-1484 м) - 80%.
Высокое газосодержание пласта не позволяет рекомендовать расположение верхних отверстий нового интервала перфорации ближе чем на 1 м от ГНК, даже с учетом скорости подъема ГНК. Рекомендуемый интервал перфорации: 1485,6-1486,4 м.
В табл. 1 представлены результаты эксплуатации скважин после переноса интервала перфорации с учетом результатов промыслово-геофизических исследований.
Из табл. 1 следует:
• после переноса интервала перфорации из обводненной части разреза нефтяных скважин дебит нефти увеличивается, обводненность снижается. По скв. № 1289 высокая обводненность связана с влиянием зоны разрушения;
• во всех скважинах отсутствует прорыв газа, что свидетельствует об оптимальном вскрытии нефтяного слоя нефтегазовой залежи. ■
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Амелин И.Д. и др. Контроль и регулирование разработки нефтегазовых залежей. Сб. «Разработка нефтегазовых и газоконденсатных месторождений (теория и практика)». АН СССР, 1978, «Наука», с. 86-108.
2. Коноплев Ю.В., Решетникова О.М. Контроль за разработкой нефтегазовой залежи на завершающей стадии. Нефтяное хозяйство, №2, 2003
3.Коноплев Ю.В. и др. Количественная раздельная оценка нефте- и газонасыщенности пластов нефтегазовой залежи. НТС «Каротажник», №7, 2005 г., Тверь.
1450
1460
1470
148С
1490
15СС
151С
