CC BY
85
УДК 622.243.272
ВЛИЯНИЕ ЗАСОЛОНЕННЫХ ПЕСЧАНИКОВ ВЕРХНЕЧОНСКОГО ГОРИЗОНТА НА ПРОЦЕСС ДОБЫЧИ НЕФТИ НА ВЕРХНЕЧОНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ МЕТОДОМ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ
1 2 3
© В.А. Качин , Е.О. Чертовских , А.В. Карпиков
Иркутский государственный технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Приведены сведения о выносе соли (галита) из верхнечонского горизонта при добыче нефти на Верх-нечонском месторождении естественным и механизированным методами, указаны отрицательные явления крепких рассолов на добычу нефти.
Библиогр. 4 назв. Ил. 1. Табл. 2.
Ключевые слова: засолонение; нефть; пластовая и технологическая воды; дебит нефти и воды.
HALITE SEDIMENTATION DURING OIL AND GAS EXTRACTION ON THE VERCHNECHONSK'S OIL AND GAS-CONDENSATE FIELD
У.А. Kachin, Е.О. Chertowskich, А^. Karpikov
Irkutsk State Technical University, 83, Lermontov St., Irkutsk, 664074, Russia.
The evidence is provided on salt (halite) removal in oil recovery at the Verkhnechonsky field by natural and mechanized procedures. The negative effect of strong brines on oil production is described.
4 references. 1 figure. 2 tables.
Key words: reservoir water; injected water; reservoir; bottomhole pumping equipment; well; productivity index; skin effect; halite sedimentation.
Верхнечонский горизонт на Верх-нечонском месторождении залегает в основании разреза осадочных пород на размытой поверхности докембрийского фундамента. Сложен он двумя пластами песчаников, разделенных глинистой перемычкой мощностью от 0 до 24 м. Мощность самого продуктивного горизонта увеличивается с севера-запада на юго-восток от 2,7 до 58 м. Коллектор-ские свойства песчаников довольно высокие: проницаемость до нескольких дарси, пористость 14-18%. Однако они ухудшаются [1] за счет глинизации (заполнения порового пространства глинистым субстратом), карбонатизации (наличия карбонатного цемента и вто-
ричного образования карбонатов) и за-солонения (заполнения пор пород солью).
Первые два процесса довольно стабильны для осадочных пород, как по площади, так и по разрезу. Засолонение наблюдается участками, значительными по площади развития песчаников, и нередко поры их полностью заняты солью. На разрабатываемом месторождении, где применяется обратная семиточечная система заводнения для поддержания пластового давления (ППД), происходит размыв соли из песчаников, что приводит к химико-физическому изменению закачиваемого агента (состав, вязкость, плотность). Это изменяет и
:Качин Виктор Афанасьевич, кандидат геолого-минералогических наук, доцент кафедры нефтегазового дела, тел. 8(3952) 405278, e-mail: burenie@istu.edu
Kachin Wiktor, Candidate of geological sciences, an associate professor of oil and gas chair, phone: 8(3952) 405653, e-mail: dis@istu.edu
2Чертовских Евгений Олегович, аспирант кафедры нефтегазового дела ИрГТУ, тел. 8(3952) 405278, email: cheevg@mail.ru
Chertowskich Ewgeni, Postgraduate student of oil and gas chair, phone: 8(3952) 405090, e-mail: bu-renie@istu.edu
3Карпиков Александр Владимирович, кандидат технических наук, доцент кафедры нефтегазового дела, тел. 8(3952) 405659, e-mail: karpikov@istu.edu
Karpikov Alexander, Candidate of technical sciences, an associate professor of oil and gas chair, phone: 8(3952) 405090, e-mail: burenie@istu.edu
емкостно-фильтрационные свойства коллекторов, что подтверждается лабораторными анализами пород и закачиваемой и получаемой вместе с нефтью воды.
На рисунке отражено изменение емкостно-фильтрационных свойств песчаников до и после отмывки их от соли в эксплуатационных скважинах. Полученные данные позволяют сделать вывод, что не менее трети пор коллектора заполнено солью. Однако это не лишает песчаника способности обладать свойствами коллектора.
Степень заполнения песчаников солью определяется в эксплуатационных скважинах промыслово-геофизическими методами путем сравнения (вычитания) данных гамма-гамма-плотностного каротажа и нейтрон-нейтронного теплового каротажа. Первый дает количественное значение порового пространства, а
нейтрон-нейтронный тепловой каротаж - количество водородосодержания (или УВ). Ясно, что эти величины должны совпадать. В случае их разницы речь может идти о степени заполнения пород солью. Отсюда возникает возможность определять степень засолонения коллекторов и, конечно, выделять участки незасолоненных пород.
При эксплуатации залежей УВ в верхнечонском горизонте при использовании метода ППД появилась возможность определять количество выносимой соли из пласта самой нефтью и водой, пластовой и технической (закачиваемой в пласт для ППД). Это приводит к более четкому соотношению техногенного (во время поглощения при бурении и испытании скважин) и природного процессов заполнения пор коллектора солью. Рассмотрим это на примере скв. 1003, имеющей горизонтальный ствол в продуктивном горизонте, при
Зависимость пористости и проницаемости песчаников горизонта от степени их засолонения:
■ФЕС ВЧ - до отмывки; *ФЕС ВЧ - после отмывки
вскрытии которого использовался соленый раствор, приготовленный на основе FLO-PRO, содержащего соль в количество 35 кг/м раствора. Общее поглощение промывочной жидкости при бурении составило 150 м . В пласт попало 5250 кг соли. Во время глушения скважины при смене способа эксплуатации с фонтанного на механизированный (глубинный насос УЭЦН) раствором плотностью 1,05 г/см3, содержащим 60 кг/м3 соли KCl, общее поглощение жидкости составило 59 м . Количество соли равняется 60x59=3540 кг. Всего в пласте было размещено 8790 кг соли KCl [2,3].
Скважина №1003 введена в эксплуатацию в 2008 г. В табл. 1 приведены данные, согласно которым определялось количество солей, выносимых нефтью за период 2008-2012 г. Определение минимального содержания NaCl в пробах нефти проводилось по ГОСТ 21536-76 (СТ СЭВ 2879-81).
Более четырех лет из скважины получали безводную нефть.
Суммарное минимальное количество хлоридов, вынесенное нефтью из недр земных за все время работы скважины 1003, составляет более 30,5 тонн, что в 3,5 раза больше количества соли, доставленной в пласт буровым раствором при строительстве этой скважины.
Во многих продуктивных скважинах нефть поднимается на поверхность
Расчет выноса с
вместе со свободной водой. Обводненность скважин на конец 2012 г. составила 4,4%. В сутки на месторождении добывается 24000 м жидкости, в том числе 1056 м воды. Для поддержания пластового давления в сутки в пласт закачивается около 25000 м3 слабозасоло-ненной до удельного веса 1,07 г/см технической воды по 70 нагнетательным скважинам (на начало 2013 г.). Эта вода, проходя по пласту от нагнетательных скважин до добывающих, превращается в крепкий рассол.
В итоге мы имеем две разновидности получаемой с нефтью воды: классическая пластовая и засолоненная техническая. Они отличаются по составу и концентрации растворенных солей, что отражено в табл. 2.
Пластовая свободная вода скопилась в отрицательных структурных фермах подошвы верхнечонского горизонта («блюдцах»), имеющих незначительную площадь и запасы. Одной из скважин в процессе эксплуатации удалось извлечь всю эту воду на поверхность в объеме около 2000 м3, после чего скважина продолжает отдавать чистую (без воды) нефть.
Техническая вода при циркуляции по пласту растворяет соль (галит в основном) из пород, в малой степени принимая в себя остаточную и даже свободную пластовую воду, превращается
Таблица 1
й нефтью скв. 1003
Расчетный Минимальное Среднесуточ- Время работы скважи- Вынос солей
год/способ экс- значение хло- ный дебит за ны за расчетный год, с за расчетный
плуатации ридов в пробе, мг/дм3 расчетный год, м3/сут. учетом текущих простоев, сут. год, кг
2008 г/ФОН 94,4 150 90 1274,4
2008 г освоение 15874 100 5 7937
2009 г./ФОН* 65,7 135 351 3113,2
2010 г./ФОН 78,9 115 349 3166,5
2011 г./ФОН 105 90 28 264,6
2011 г. ВНР 19747 125 3 7405
2011 г/ЭЦН 105 125 316 4147,5
2012 г./ФОН 92 100 348 3201,6
Итого: 30509,8
Примечание. ФОН - фонтанный метод эксплуатации; ЭЦН - механизированный метод эксплуатации
скважины.
Таблица 2
Состав твердого осадка проб пластовой и минерализированной воды системы ППД, отобранных из скважин
№ Ионы Пластовая вода Минерализованная вода системы ППД
п/п мг*экв/л мг/л мг*экв/л мг/л
1 Са+2 5761,5 115230 785,0 16014,0
2 Mg+2 498,36 6080 325,0 3952
3 Общая жесткость 6259,86 121310 1110 19966
4 №++К+ 2240,4 61000 5152,1 123650,7
5 сг 8361,41 296830 6250,8 221590,0
6 НСО3- 3,77 230 0,1 9,1
7 SO4" 3,12 150 11,189583 537,1
8 Сумма ионов 16868,56 479520 12524,19 365752,9
9 Плотность, г/см3 1,3 1,2
в крепкий рассол с удельным весом до 1,2 г/см . Легко посчитать, какую массу твердого осадка она выносит на поверхность - около 385 т/сутки. Суммарно из пласта за сутки водою и нефтью извлекается более 400 т соли. Ясно, что засо-лонение песчаников верхнечонского горизонта природное, а не технологическое.
Как же влияет на добычу нефти полученный крепкий рассол из закачиваемой в пласт пресной воды, используемой для ППД? Сегодня можно достоверно говорить о следующих отрицательных явлениях: 1) уменьшение депрессии, а следовательно, и дебита нефти; 2) образование соляных пробок по стволу скважины и даже в самом пласте (предположительно в призабой-ной зоне пласта - ПЗП); 3) увеличенная концентрация солей в самой нефти, что осложняет, видимо, процесс очистки и подготовки нефти для транспорта.
Уменьшение депрессии приводит к уменьшению суточного притока нефти (ДР=аQ+bQ - основная формула притока) можно компенсировать применением механизированного метода добычи, комплексируя его с фонтанным, что и выполняется на «ВЧНГ». Однако это увеличивает расходы на добычу нефти с самого начала применения ППД и даже тогда, когда приходится извлекать на поверхность погребенную в «блюдцах» пластовую воду. Тем
не менее выход есть и очень простой. Образование соляных пробок в стволе скважины не только приводит к уменьшению притока нефти, но и создает дополнительные сложности при механическом удалении парафина со стенок подъемных труб (скребок просто останавливается на пробке, не достигая нужной глубины). Рост пробки приводит не только к уменьшению дебита скважин, но и к полному прекращению работы. Разрушить осевшую на стенках труб соль (в основном галит) можно промывкой пресной водой (лучше нагретой) или нефтью (менее эффективно).
Выпадение соли в ПЗП приводит не только к уменьшению дебита скважины, но и к полному прекращению ее работы. Метод восстановления работы скважины тот же, что и при образовании пробок в трубах. Однако в этом случае необходимо закачивать пресную воду в пласт, чтобы ликвидировать солевой скин-эффект. Промывка скважины пресной водой и особенно ее ПЗП несомненно повлечет за собой и образование эмульсии (прямой или обратной, нестойкой или очень стойкой). А это очень опасный процесс для добычи нефти.
Образование солевых пробок происходит из-за нарушения химического и термодинамического равновесия солевого состава пластовой воды и, видимо,
в значительной степени обусловлено процессом растворения солей из пород закачиваемой пресной водой и смешивания ее с пластовой водой. Такие явления наблюдались и ранее. Производственники об этом знают - подобное встречалось при испытании скважин. В литературе это описано в [4].
Нельзя не предположить, что в пласте происходит перераспределение степени засолонения коллекторов с образованием непроницаемых зон, где движение нефти и воды невозможно. Если это так, следует ожидать значительного снижения коэффициента излечения нефти из-за искусственного создания целиков, оставленных в пласте УВ. В этом случае значительно уменьшится эффективность разработки залежей. Нам думается, что признаки этого начинают ощущаться уже сейчас.
При эксплуатации скважин на Верхнечонском месторождении, очень сложном по геологическому строению, необходимо в экстренном порядке решать следующие задачи:
- выяснить условия вытеснения нефти соленой водой и установить оптимальную концентрацию соли в вытесняющем агенте (воде);
- установить условия, при которых не будет нарушаться химическое и термодинамическое равновесие солевого состава пластовой и закачиваемой в пласт при ППД водой;
- рассмотреть и по возможности рассчитать радиус солевого скин-эффекта ПЗП и разработать методику его ликвидации, исключающую осложнение при последующей работе скважины;
- разработать эффективную методику удаления солевых пробок в стволе скважины, исключающую образование стойких эмульсий;
- провести анализ баланса добытой нефти, воды (пластовой и технологической), соли и постоянно вести контроль за этим балансом.
Без решения этих вопросов можно столкнуться с большими проблемами
при добыче нефти на месторождениях Восточной Сибири из засолоненных песчаников (да и карбонатов тоже).
Библиографический список
1. Николаева Л.В. Исследование влияния соленасыщенных буровых растворов на проницаемость подсолевых газонефтяных пластов (на примере месторождений Восточной Сибири): авто-реф. дис. канд. техн. наук. М., 1975. С. 29-30.
2. Николаева Л.В., Циулин В.М. Эффективность применения инвертных растворов для вскрытия продуктивных пластов на разведочных площадях Якутии // Совершенствование технологии бурения нефтяных и газовых скважин в Восточной Сибири и Якутии. Новосибирск: Наука, 1982. С. 47-52.
3. Буглов Н.А., Николаева Л.В., Качин В.А. и др. Резервы повышения эффективности поисков залежей углеводородов на Непском своде в Восточной Сибири // Вестник ИрГТУ. 2010. №7. С. 40-43.
4. Качин В.А., Чертовских Е.О., Карпиков А.В. Методика изучения за-солонения терригенных отложений кембрия на Непском своде // Вестник ИрГТУ. 2012. №10. С. 69-72.
References
1. Nikolaeva L.V. Study of influence of salt-rich drill mud solutions on permeability of sub-salt oil-and-gas horizons [Is-sledovanie vlijania sole-nasyschennyh bu-rovyh rastvorov na pronicaemostj pod-solevyh gazo-neftjanyh plastov v Vos-tochnoy Sibiri]. Avtoreferat Kand. Diss. -Absrtact Cand. Thes. Tech. Sci. Moscow, 1975, pp. 29-30.
2. Nikolaeva L.V., Tsiullin V.M. Efficiency of application of invert mud for stripping productive seams at exploration areas of Yakutia. [Effektivnostj primenenia invertnyh rastvorov dlja vskrytia produk-tivnyh plastov na razvedochnyh plos-chadyah Yakutii]. Novosibirsk: Naika, 1982, pp. 47-52.
3. Buglov N.A., Nikolaeva L.V., Ka-chin V.A., Vaseneva E.G. Reserves of raising efficiency of searching hydrocarbon fields at the Nepa dome in East Siberia. [Reservy povyshenia effektivnosti poiskov zalezhey uglevodorodov na Nepskom svode v Vostochnoy Sibiri ]. Bjulleten ISTU - Bulletin ISTU, no. 7, 2010, pp. 4043.
4. Kachin V.A., Chertovskih E.O., Karpikov A.V. Technique to study salini-zation of Cambrian terrigenous sediments at the Nepa dome. [Metodika izuchemia zasolenia terrigennyh otlozheniy kembria na Nepskom svode]. Bjulleten ISTU - Bulletin ISTU, no. 10, 2012, pp. 69-72.
Рецензент кандидат геолого-минералогических наук, доцент Иркутского государственного технического университета В.Г. Заливин
