Содержание к диссертации
Введение
Особенности геологического строения нефтегазового разреза месторождений Западной Сибири . 10-12
1.1 .Геолого-геофизическая характеристика Заполярного и других месторождений Крайнего Севера. 12-19
1.2. Результаты испытаний продуктивных объектов Заполярного НГКМ. 20-23
1.3 . Анализ особенностей разработки газовых, газоконденсатных залежей Ямбургского НГКМ . 24-28
1.4.Анализ особенностей совместной разработки нефтяных оторочек и газоконденсатных залежей Уренгойского НГКМ. 28-30
1.5.Анализ состояния разработки нефтяных с газовой шапкой месторождений 31-32
Выводы к главе 1. 33
Научно-методические основы исследования состояния крепления скважин на газогерметичность . 34-41
2.1. Практическое изучение газопроявлений в скважинах Заполярного НГКМ.
2.2. Научное обоснование причин негерметичности обсадных колонн, кондукторов и цементного камня газовых скважин .
2.3. Анализ факторов, влияющих на межколонные газопроявления.
Выводы к главе 2. 68
Разработка технологий по обеспечению газогерметичности заколонного пространства скважин 69-71
3.1. Разработка способов крепления для обеспечения герметичности заколонного пространства скважин. 71 -74
3.2. Разработка способов предупреждения дополнительной разгерметизации скважин при опрессовках обсадных колонн . 74-76
3.3. Разработка способов восстановления герметичности заколонного пространства в интервале покрышек залежей. 76-81
Выводы к главе 3. 81
Разработка способов и технологий обеспечения высокой продуктивности скважин Заполярного НГКМ. 82-84
4.1. Разработка технологии вторичного вскрытия высокопродуктивных пластов скважин. 84-97
4.2. Разработка технологии вторичного вскрытия низко продуктивных пластов скважин .
Выводы к главе 4. 100
Разработка новых нетрадиционных способов расчета производительности нефтяных и газовых скважин. 101-110
Выводы к главе 5. 110
Организации эколого- гидрогеологического контроля разработки Заполярного месторождения . 111-112
6.1. Источники, виды техногенного воздействия и основные объекты экологического контроля 112-113
6.2. Оценка фонового состояния атмосферы, природных вод и пород верхней части разреза. 113-116
6.3 Сокращение эмиссии оксидов азота в атмосферу при обустройстве и эксплуатации Заполярного НГКМ 116-122
Заключение, основные выводы и предложения 122-124
Список использованной литературы
- Анализ особенностей разработки газовых, газоконденсатных залежей Ямбургского НГКМ
- Научное обоснование причин негерметичности обсадных колонн, кондукторов и цементного камня газовых скважин
- Разработка способов предупреждения дополнительной разгерметизации скважин при опрессовках обсадных колонн
- Разработка технологии вторичного вскрытия низко продуктивных пластов скважин
Введение к работе
Актуальность темы. В процессе разработки месторождений
углеводородов многие эксплуатационные скважины характеризуются проявлением межколонных давлений (МКД) из-за невысокого качества крепления их стволов и низкой продуктивностью ввиду несовершенства вскрытия продуктивных пластов. В связи с этим коэффициенты извлечения нефти и газа из продуктивных пластов при эксплуатации скважин становятся существенно ниже их потенциально возможных значений. Поэтому совершенствование способов и технологий повышения продуктивности скважин разрабатываемых месторождений является актуальной задачей исследований.
Цель работы. Разработка способов и технологий повышения продуктивности скважин для увеличения коэффициентов извлечения нефти и газа на разрабатываемых месторождениях.
Основные задачи исследований
1. Провести анализ и установить причины возникновения межколонных
давлений и заколонных перетоков газа на Заполярном
нефтегазоконденсатном месторождении, разработать способы их
предупреждения и ликвидации.
2. Оценить естественную потенциальную продуктивность пластов и
степень ее изменения при вторичном вскрытии. Усовершенствовать
технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов.
3. Разработать эффективные способы определения дебита нефти и газа
эксплуатационных скважин и методику оценки изменения их
продуктивности в процессе эксплуатации.
Научная новизна. Установлены причины и развиты представления о механизме возникновения МКД. Показано, что гидростатическое давление столба твердеющего цементного раствора не обеспечивает требуемого (на 10-
15%) превышения над пластовым давлением и приводит к поступлению газа из пласта в заколонное пространство.
Сформулированы требования и разработаны технологии вторичного вскрытия объектов эксплуатации, обеспечивающие повышение продуктивности скважин. Теоретически обоснованы способы повышения эффективности вторичного вскрытия пласта в два этапа: при депрессии на пласт и на равновесии давлений в системе «скважина-пласт». Разработаны технологии забуривания вторых стволов малого диаметра за зону кольматации для увеличения степени дренирования продуктивных пластов.
Усовершенствован метод определения продуктивности скважин, в котором по замерам забойного давления и начальному участку кривой восстановления давления (КВД) определяется дебит нефти и газа.
Основные защищаемые научные положения.
-
Обоснование повышения надежности эксплуатационных скважин с использованием технологии оперативной оценки и предупреждения перетоков флюидов за колонной с образованием МКД в результате падения гидростатического давления столба тампонажного раствора и уменьшения объема цементного камня в процессе ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ);
-
Способы испытания обсадных колонн эксплуатационных скважин на герметичность;
-
Обоснование повышения эффективности освоения и эксплуатации скважин на основе технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов в два этапа: при депрессии и на равновесии давлений;
-
Технология вскрытия пласта через вырезанное окно в обсадной колонне бурением наклонно направленных стволов за зону кольматации для повышения продуктивности скважин;
5. Методика расчета дебита скважин и его изменения в процессе
разработки месторождения по замерам забойного давления
начальному участку (КВД).
Практическая ценность и реализация результатов работы.
Разработаны и запатентованы способы:
- повышения эффективности вторичного вскрытия пластов при
депрессии и на равновесии давлений и забуриванием вторых стволов малого
диаметра за зону кольматапии (патенты РФ № 2087671 и 2235195);
испытания обсадных колонн скважин на герметичность в процессе строительства и эксплуатации скважин (патент РФ № 2151261);
оценки дебита скважин и изменения характера их работы в процессе эксплуатации (патенты РФ № 2001260 и 2087704).
Расширен и обоснован диапазон требований к оценке герметичности заколонного пространства скважин.
Результаты работы реализованы при испьпании на герметичность обсадных колонн 400 скважин и освоении 300 скважин Заполярного месторождения. Разработаны три нормативно-технических документа, в т.ч. «Рекомендации по применению вязкоупругих тампонажных композиций для повышения надежности конструкции скважин в условиях ММП» (ВРД 39-1,18-079-2003).
Внедрение полученных результатов на Уренгойском и Заполярном
месторождениях позволило повысить надежность эксплуатации и
продуктивность скважин. ~
Апробация работы. Основные вопросы, изложенные в работе, докладывались и обсуждались в течение 1990-2004 годов на совещаниях в ООО «Ямбургтаздобыча», ООО «Уренгойгазпром», ООО «Астрахань-Газпром», на НТС ОАО «Газпром», на научных и научно-технических конференциях РГУ им. И.М.Губкина, международных симпозиумах.
Публикации. По теме диссертации опубликовано 17 работ. Диссертантом получено 6 патентов России на изобретения.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, выводов, списка использованной литературы (107 наименований) и приложений. Работа изложена на 131 страницах машинописного текста, содержит 29 рисунков и 9 таблиц.
Автор выражает искреннюю признательность и благодарность своему научному руководителю - д.т.н., проф. Тер-Саркисову Р.М, д.г-м.н., проф. Фоменко В.Г, д.т.н. проф. Леонову Е.Г., д.т.н., проф. Арабскому Е.К, д.т.н., проф. Клюсову А.А, д.т.н. Нифантову В.И, д.г-м.н. Плотникову АА, д.т.н., проф. Закирову С.Н, к.ф.-м.н. Харитонову А.Н., к.т.н. Зинченко И.А, к.т.н. Минигулову P.M., к.г-м.н. Райкевичу М.И., к.т.н. Фаттахову З.М., к.т.н. Фокиной Л.М. за полезные замечания и помощь в выполнении работы; работникам ООО «Ямбургаздобыча» за содействие во внедрении результатов диссертации.
Анализ особенностей разработки газовых, газоконденсатных залежей Ямбургского НГКМ
В геологическом строении Заполярного месторождения принимают участие породы мезозойско-кайнозойского осадочного чехла и палеозойского фундамента. Непосредственно на Заполярном месторождении скважиной № 83 вскрыты отложения средней юры на глубине 3935 м [20].
В тектоническом отношении Заполярное месторождение располагается в пределах Надым-Тазовской синеклизы, положительным структурным элементом первого порядка которой является Хадырьяхинская моноклиналь. Последняя осложнена структурами второго порядка: Западно-Заполярным и Ярояхинским валами, Заполярным и Тазовским куполовидными поднятиями.
Заполярное куполовидное поднятие (КП) в верхнеюрско-меловых отложениях представляет собой крупную высокоамплитудную структуру. Простирание структуры субмеридиональное, линейные размеры по верхнеюрским отложениям 24x55 км с амплитудой по кровле баженовской свиты около 330 м.
По кровле продуктивного пласта БТю Заполярное КП оконтуривается изогипсой минус 3080 м и при размерах 26x42 км и имеет амплитуду 250 м. Углы наклона крыльев складки составляют на севере менее 1, на востоке достигают 2, на юге находятся в пределах 30 - 1, на западе - 1.
Сеноманская залежь содержит основные запасы газа месторождения в ловушке размером 50-32 км, вскрыта на глубинах 1113-1377 м, массивного типа, водоплавающая. Имеет сложное строение со значительной изменчивостью литологического состава. Коллектора с пористостью до 38 %, проницаемостью до 7 мкм2, газонасыщенностью до 85 %. Начальное пластовое давление 12,87 МПа, пластовая температура изменяется от 21 в куполе залежи до 27 С у ГВК. Газ состоит на 99% из метана с незначительным содержанием до 0,15 г/м3 конденсата плотностью 870 кг/м3.
При разведке залежь изучена по данным испытания в 20 скважинах. Испытывались, в основном, нижние приконтактные части разреза. При испытании газонасыщенных интервалов дебиты составили 300-844 тыс. м /сут, на шайбе 22-25 мм, при депрессиях 0,024-1,74 МПа (рис 1.2,1.3).
Для опробования нижнемеловых отложений пробурено 65 разведочных скважин, в которых выполнены ГИС по разрезу и опробовано около 200 объектов. Доказана промышленная газоносность следующих пластов: БТ2.з, БТ6_8, БТю, БТц , БТц2. Ниже приведены результаты по разведке залежей в неокомских отложениях Заполярного месторождения (табл. 1.1).
Продуктивная толща сеномана представлена хаотичным переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пород различной толщины. Для определения коллекторских свойств из сеноманских отложений отобрано 838,94 м керна.
Пористость и проницаемостьопределена по керну на 972 образцах, из них 533 -из газонасыщенных коллекторов.
По результатам проведенных лабораторных исследований установлены высокие коллекторские свойства пород-коллекторов сеноманской толщи.
Так пористость изменяется от 17,1-22,2 % в плотных алевролитах и слабо сцементированных мелкозернистых песчаниках до 30,0-37,5 % в слабо-сцементированных песчаниках и алевролитах. Наиболее часто встречаются значения пористости 30-36 % (72 % от общего количества). Среднезвешенное значение пористости по керну равно 32,2 %. Проницаемость коллекторов сеноманской толщи изменяется от единиц до тысяч 10 мкм . Наиболее часто встречаются коллектора с проницаемостью 560-3200 10 3 2
мкм .
Средневзвешенное по толщине значение проницаемости равно 1576 10 3 мкм2 (323 определения). Средневзвешенное значение по толщине остаточной водонасыщенности (методом центрифугирования) равно 26,5 %.
Пласт БТ6-8. Залежь пласта БТ6_8 по типу является массивной газоконденсатной с нефтяной оторочкой подстилающего типа. На севере, юге и западе залежи оторочка отсутствует, изменение толщины оторочки по площади незакономерно, максимальную высоту (до 26 м) пласт имеет в районе скважин 1, 34, 56, 57 и 109. Размеры газоконденсатной части залежи 28x15 км, высота в своде 130 м (табл. 1.1).
Пласт БТю1. Пласт БТ10, единый по подсчету запасов 1987 г., разделен на два абъекта: пласты БТю1 и БТю2. Наиболее выдержан верхний пласт БТю1, который по испытаниям характеризуется более высокой продуктивностью. Газоконденсатная залежь пласта БТю1 является пластовой сводовой с нефтяной оторочкой козырькового типа. На севере и западе залежи оторочка отсутствует, максимальную высоту (23 м) имеет в районе скважин 45 и 102 (Рис.3). Размеры газоконденсатной части залежи пласта БТю1 составляют 31x17 км, высота - 163 м (табл. 1.1.).
Общая толщина пласта БТю1 в среднем по площади составляет 29,3 м. Эффективная газонасыщенная толщина в скважинах изменяется от 11 до 30,2 м.
Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется в пределах от 0,8 м (скв. 50) до 15,8-21,4 м (район скв. 102 и 45). Средневзвешенное значение нефтенасыщенной толщины составляет 9,2 м.
Песчанистость пласта изменяется от 36 % (скв. 55) до 90 % (скв. 44, 89). В среднем коэффициент песчанистости составляет 69 %.
Пласт БТц1. На основе уточненной корреляции пласт БТц1 разделен на два объекта: пласт БТП и горизонт БТц1. Они изолированы друг от друга выдержанным глинистым разделом толщиной 5-15 м.
Для пласта БТц0 характерно покровное распространение по всей площади месторождения, существенно глинистый тип слагающих пород, толщина пласта составляет 20-30 м. Маломощные в целом прослои коллекторов пласта БТц имеют прерывисто-линзовидный характер распространения.
В пласте БТц1 выделено две залежи: северная газоконденсатная и южная газоконденсатнонефтяная.
Общая толщина пласта БТц1 изменяется в пределах от 3 до 16 м. Эффективная толщина пласта в среднем составляет 5,4 м. Увеличение эффективных толщин происходит к востоку до 12,6 м (скв. 7). На севере и в центральной части площади с запада на восток происходит замещение коллекторов пласта глинистыми образованиями.
Эффективные газонасыщенные толщины по скважинам изменяются в пределах северной залежи от 4,4 до 12,6 м, а в пределах южной залежи - от 2,6 до 7,4 м. Средневзвешенные по северной и южной залежам значения газонасыщенных толщин составляют 8 и 4,8 м - соответственно.
Эффективная нефтенасыщенная толщина по южной залежи варьирует в пределах от 2,0 (скв. 51) до 10,4 м (скв. 43), а средневзвешенное по площади значение нефтенасыщенной толщины равно 4,8 м.
Песчанистость пласта изменяется от 38 % (скв. 65) до 100 % (скв. 50, 101). В среднем коэффициент песчанистости составляет 69 %, коэффициент расчлененности -1,46. Пласт БТц2 делится зоной глинизации на две литологически экранированные нефтегазоконденсатные залежи: северную и южную. Общая толщина пласта БТц2 изменяется в среднем от 16 до 57 м. Толщина глинистых прослоев изменяется от 0,4 до 7,2 м. Анализируя характер изменения эффективных толщин, можно отметить тенденцию к их возрастанию к центру и югу южной залежи (скв. 101, 54, ПО, 51) и уменьшению их на крыльях структуры (скв. 79, 56). Эффективные газонасыщенные толщины пласта БТц2 в пределах залежей совпадают с эффективными толщинами в южной залежи, изменяются в пределах от 2,0 до 29,4 м. В северной залежи газонасыщенные толщины в двух скважинах составляют 5,0 и 7,4 м. Средневзвешенные по площади залежей значения газонасыщенных толщин составляют 6,2 и 10,2 м - соответственно. Эффективная нефтенасыщенная толщина по южной залежи варьирует от 1,8 м (скв. 79) до 7,8 м (скв. ПО), по северной - от 4,2 до 6,4 м. Средневзвешенное по площади значение нефтенасыщенной толщины по пласту составляет 5,7 м.
Научное обоснование причин негерметичности обсадных колонн, кондукторов и цементного камня газовых скважин
Исследования технического состояния скважины № 1041. Рм/к в течение 30 сек., затрубное давление не изменилось. За 30 минут восстановления давления Рм/К выросло до 2,03 МПа при начальном Рзат=9,74 МПа. При стравливании затрубного давления в течение 3 мин. Рм/к продолжало расти до величины 2,27 МПа. Стравив Рзат до атмосферного и закрыв МКП на 30 минут для восстановления давления Рм/к выросло до 2,45 МПа. Затем опять стравили Рм/к и записали КВД одновременно Рм/к и Рзат. За 30 мин. Рм/к выросло до 2,79 МПа, а Рзат только до 1,03 МПа.
Из полученных данных очевидно, что газ в МКП поступает минуя затрубное пространство скважины, по зацементированному заколонному пространству скважины. Такой вывод напрашивается из того, что скорость роста давления в МКП не зависит от наличия и величины затрубного давления и всегда выше скорости роста затрубного давления при одновременном процессе восстановления давления. Более того, при стравленном затрубном давлении скорость роста давления в МКП возрастает. Этот эффект очевидно связан с расширением обсадных труб затрубным давлением между НКТ и обсадной колонной скважины и перекрытием путей движения газа по цементному кольцу при повышенном затрубном давлении. Такое явление диссертант наблюдал, проведя 23 исследования в 19 скважинах. И, наконец, третий пример, представленный на рис. 2.7. Скважина № 1033 была исследована 03.06.2002 г.
Рисунок 2.7 Исследования технического состояния скважины № 1033. В этой скважине Р„/к составило 8,61 МПа, а Рзат 8,6 МПа. За 60 сек. Р, стравилось полностью, при этом Рзат уменьшилось до 8,58 МПа. За 30 минут восстановления давления Рм/К выросло до 4,73 МПа при Рзат=8,6 МПа. После стравливания Рзат в течение 6 минут до 0,04 МПа Рм/К снизилось с 8,61 до 7,83 МПа. При стравленном Рзат, Рм/К имеет тенденцию к снижению с 3,74 до 2,41 МПа. После полного стравливания МКД и последующей регистрации КВД в течение 30 минут Рм/к выросло до 2,21 МПа, а Рзат только до 0,66 МПа. Интерпретировать полученные данные можно следующим образом: при высоком затру бном давлении газ поступает в МКП из затру бного пространства через негерметичные резьбовые соединения обсадной колонны, а при низком затрубном давлении - по цементному кольцу. Скорость роста давления в МКП значительно превышает скорость роста давления в затрубном пространстве. Эти факты свидетельствуют о том, что газ поступает в МКП как по цементному кольцу, так и через негерметичные резьбовые соединения обсадной колонны.
Подобные результаты были получены диссертантом по 80 специальным исследованиям на 50 скважинах.
Результаты исследований технического состояния скважин УКПГ-1С Заполярного ГНКМ приведены в сводной таблице приложения 2.
Результаты интерпретации данных, приведенных в этой таблице, позволили сделать следующие выводы о состоянии крепи скважин УКПГ-1С: - в подавляющем числе скважин основной причиной поступления газа в МКП и достижении им устья являются перетоки газа из пласта по зацементированному заколонному пространству и некачественному цементному кольцу. На УКПГ-1С таких скважин 50, что составляет 39 % от общего фонда скважин; - в шести скважинах причиной поступления газа в МКП служит некачественное состояние цементного кольца в совокупности с негерметичностью резьбовых соединений обсадной колонны в интервале кондуктора; - в одной скважине причиной поступления газа в МКП служит негерметичность устья скважин; - в 30 скважинах наблюдается выход конденсата из затрубного пространства скважины при стравливании Рза1р. Газовым конденсатом заполняется затрубное пространство от пакера до устья скважины при ее освоении. В интервале затрубного пространства, заполненного конденсатом, газ не может поступать в МКП из интервала, перекрытого конденсатом. В этом случае газ поступает по зацементированному заколонному пространству из продуктивного пласта; - в 20 скважинах увеличение скорости роста давления в МКП при стравливании свидетельствует о наличии движения газа по зазору между цементным кольцом и стенкой обсадной колонны. При снижении давления в колонне этот зазор расширяется, движение газа увеличивается и наоборот; - в 27 скважинах скорость роста давления в МКП выше, чем в затрубном при одновременной регистрации КВД в затрубном и МКП, что свидетельствует о поступлении газа в МКП за колонной по негерметичному цементному кольцу.
На газовых скважинах ГП-2С, оснащенных 114 мм НКТ без пакера [97], специальные исследования технического состояния скважин были проведены по иной схеме. В начале стравливается МКД до максимально возможной величины во времени, затем снимается КВД через 1, 3, 5, 10, 15 20 и 30 минут и далее через каждые 30 минут до полного восстановления МКД.
Такие исследования были проведены по 40 скважинам, введенным в эксплуатацию. Выявить источники поступления газа в МКП только по времени стравливания давления и скорости его набора за 30 минут, в МКП этих скважин затруднительно.
Поскольку во всех скважинах цемент за обсадными колоннами поднят до устья, даже если пропуски газа из обсадной колонны могут происходить через негерметичность резьбовых соединений обсадной колонны, перекрытых цементным кольцом, газ все равно проходит по зацементированному заколонному пространству и цементному кольцу. В любом случае поступление газа может происходить или из пласта в заколонное пространство и по цементному кольцу до устья, или из колонны через негерметичность и далее опять же по цементному кольцу до устья скважины.
Движение газа от сеноманской залежи вплоть до устья в многих скважинах Заполярного месторождения определены геофизическими исследованиями (ГИС), которые подтверждаются и геоакустическим шумомером (ГАШ) [100]. Примеры этих исследований показаны на рисунках 2.8 и 2.9
Разработка способов предупреждения дополнительной разгерметизации скважин при опрессовках обсадных колонн
Изложены разработанные автором способы и технологии вскрытия пластов, обеспечивающие их высокую продуктивность. Технологии предусматривают вскрытие пласта при депрессии и равновесии давлений, а также через вырезанное окно в обсадной колонне или удаленную часть колонны в интервале покрышки залежи с последующим вскрытием пласта бурением наклонно направленных и разветвленных стволов малого диаметра за зону кольматации (патенты РФ № 2087671,2235195).
На стадии освоения скважин были применены технологии, ранее мало применявшиеся при строительстве скважин. Одной из таких технологий было вторичное вскрытие с депрессией на пласт и на равновесии давлений в системе «скважина-пласт». Это достигалось переводом скважины на конденсат, перфорацией нижнего интервала с последующим опорожнением скважины до чистого газа и затем дальнейшая перфорация продуктивного пласта в газовой среде на равновесии пластового и забойного давлений [73]. Это предотвратило проникновение в пласт жидкости вторичного вскрытия, что, в свою очередь, привело к ускоренной очистке призабойной зоны скважины от техногенной жидкости и увеличению продуктивности скважины [12]. Коэффициент продуктивности в скважинах, освоенных по новой технологии, в среднем в три раза выше, чем в скважинах, освоенных по стандартной методике. Помимо этого для увеличения продуктивности скважин была испытана и применена конструкция с открытым продуктивным горизонтом, в интервал которого на колонне спущен щелевой фильтр. В этом варианте исключена перфорация и в большом объеме экономятся дорогостоящие трубы эксплуатационной колонны [69].
Для обеспечения эффективной доразведки и разработки неокомских залежей Заполярного НГКМ автором рекомендуется: - провести пробную эксплуатацию нефтяных геологоразведочных скважин (ГРС) Заполярного ГНКМ № 51, 65, 66, 79, в которых при испытании было получено более чем по 100 тонн нефти в сутки из каждой; - провести пробную эксплуатацию газоконденсатных ГРС №№ 89, 90, 101, 102, 103, 104, 107, 109 и др., расположенных вблизи кустов действующих газовых сеноманских скважин, с отбором конденсата на площадке скважины и утилизацией газа сепарации в систему сбора сеноманского газа; - пересмотреть конструкцию и технологию крепления неокомских скважин с целью недопущения утечек газа по цементному кольцу за обсадными колоннами скважин через покрышки залежей всех объектов эксплуатации; - обеспечивать гидростатическое давление тампонирующего состава за обсадной колонной выше пластового давления газа для всех газонасыщенных пластов на ЗГНКМ, в том числе для сеноманских и неокомских продуктивных отложений; - предусмотреть повторное испытание перспективных на нефть и газ объектов в разведочных скважинах Заполярного ГНКМ, которые ранее оказались непродуктивными; - бурением радиальных наклонно-направленных стволов малого диаметра за зону кольматации продуктивного пласта и заколонных перетоков (патент РФ № 2087671 «Способ вторичного вскрытия продуктивных пластов нефтяных и газовых скважин» от 13.05.94 г.) [69], при получении промышленных притоков нефти и газа из повторно испытанных объектов провести их пробную эксплуатацию; - предусмотреть разработку нефтяных оторочек и газоконденсатных залежей скважинами с радиальными наклонно-направленными стволами малого диаметра [18]. Это позволит увеличить КИН на 5-Ю %, обеспечит и повысит рентабельность разработки как нефтяных оторочек, так и газоконденсатных залежей Заполярного ГНКМ; - для повышения эффективности контроля за работой нефтяных и газовых скважин наряду с прямыми способами исследования использовать нетрадиционные способы [72] по определению дебита и газового фактора действующих скважин по методикам в патентах РФ 2001260 от 18.02.91 г. и № 2037704 от 03.11.92 г. [72,76]; - для предупреждения разгерметизации заколонного пространства скважин в процессе строительства предложено производить испытание обсадных колонн газовых скважин на газогерметичность способом, изложенным в патенте № 2155261 от 09.09.98г. [70], Это позволит не допустить создания избыточного давления в обсадной колонне в нижней ее части и в интервале продуктивных пластов. Применение этого метода позволит избежать разрушения сформированного цементного кольца в процессе ремонтных работ и эксплуатации скважин.
Вторичное вскрытие пластов сеноманской газовой залежи Заполярного ГНКМ на начальном этапе обустройства месторождения осуществлялось перфорацией с репрессий жидкости вскрытия на 10-15 % выше пластового давления. Репрессия обеспечиваелась заполнением ствола скважины глинистым раствором или раствором СаС12 плотностью от 1150 до 1320 кг/м , которая рассчитывалась для каждой скважины в зависимости от стратиграфического и структурного положения вскрываемого горизонта [20]. Контроль заполнения скважины жидкостью осуществлялся глубинными манометрами перед перфорацией (табл. Приложение 10). В вертикальных скважинах № 1017, 1026, 1066, 1086, 1101, 1111, 1131, 1141, 1156 Заполярного ГНКМ, предназначенных для контроля над процессами разработки залежи методами ГИС, башмак НКТ 0 168 мм устанавлен в кровлю пласта, а перфорацией должен был вскрывается весь продуктивный интервал мощностью до 100 и более метров. Однако при освоении этих скважин не обеспечивается полный вынос техногенной жидкости (жидкости вторичного вскрытия - СаС12 и фильтрата бурового раствора) из нижней части вскрытого интервала. По данным ГИС в работу вовлекаются только верхние 30-40 м перфорированной мощности пласта, а нижняя часть интервала до 80 метров остается перекрыта техногенной жидкостью. Причиной этого является утяжеленная жидкость в нижней части интервала, не большие депрессии на пласт и недостаточная для выноса этой жидкости скорость потока газа в пределах 1-5 м/сек по эксплуатационной колонне диаметром 219 мм.
Для вовлечения в разработку всего перфорированного интервала в процессе освоения газовых скважин на УКПГ 1С Заполярного ГНКМ автором был разработан и реализован новый способ вторичного вскрытия высокопродуктивных пластов, который осуществлялся в два этапа [74]. Вскрытие производилось при депрессии, а затем при равновесии давлений в системе «скважина-пласт». Перфорацию скважины начинали после ее заполнения конденсатом плотностью 760-880 кг/м , который обеспечивал депрессию на пласт от 2 до 3 МПа. Для спуска зарядов в скважину и перфорации под давлением использовали специальный лубрикатор. Первую перфорационную сборку отстреливали в нижнем интервале вскрытия пласта. После отстрела первой сборки производилось освоение скважины для удаления посторонней жидкости и конденсата из ствола скважины. Перфорацию вышележащих интервалов пласта проводили в газовой среде после того, как стало выполняться условие равновесия пластового давления и давления газа в стволе скважины [19]. Принципиальные различия в результатах работы скважин, вскрытых по стандартной и новой технологии, проявились на стадии освоения. Они выразились в уменьшении времени выхода скважины на стабильный режим работы - плановый отжиг газа из скважин при освоении снижен с 72 до 48 часов. Как следствие, практически на треть были снижены потери газа при освоении скважины и соответственно, выбросы загрязняющих веществ в атмосферу.
Разработка технологии вторичного вскрытия низко продуктивных пластов скважин
По 127 скважинам, освоенным по проектной технологии, средняя депрессия на пласт составила 0,189 МПа, а в скважинах, освоенных по новой технологии, она в 3 раза ниже. Кпрод. по газу для них равен 543,8 тыс. м газа в сутки на 0,1 МПа депрессии на пласт, или в 2,8 раза ниже, чем для скважин, освоенных по новой технологии.
После анализа полученных результатов вскрытия продуктивного пласта по новой технологии, проектный институт ТюменНИИгипрогаз внес необходимые дополнения к проекту об уменьшении времени отжига скважин при освоении с 72 до 48 часов. С этого момента освоено 28 скважин на УКПГ-2С и 143 скважин на УКПГ-ЗС Заполярного ГНКМ. За счет сокращения времени отжига сохранено более 150 млн. м3 газа. При освоении этих скважин сэкономлено более 30 млн. руб., без учета экологического эффекта.
Ускоренная очистка продукции скважин от техногенных жидкостей при новом способе освоения привела к тому, что на УКПГ-2С Заполярного месторождения после 1,5 лет работы не возникло тех проблем, которые возникали с работой запорной арматуры на УКПГ-1С. Так на УКПГ-1С проведены работы по восстановлению всех клапанов-регуляторов 12"/900 Mokveld (20 шт.), установленных на шлейфах в ЗПА. Затраты на закупку, ремонт и замену изношенного оборудования по УКПГ-1С уже превысили 90 миллионов рублей. Совсем другая картина с оборудованием УКПГ-2С, где на соответствующие периоды эксплуатации затраты на ремонт существенно меньше. Это дополнительный экономический эффект, который дает новая технология освоения скважин.
Диссертантом произведено сравнение результатов вторичного вскрытия продуктивного пласта Заполярного месторождения с результатами освоения скважин на Анер-Яхинской и Харвутинской площадях Ямбургского и Песцовой площадью Уренгойского месторождения. Результаты сравнения сведены в таблицу 4.4.
Из приведенных материалов следует что, результаты вторичного вскрытия продуктивного пласта в 2 этапа при депрессии и равновесии давлений в системе скважина-пласт на Заполярном месторождении более чем на порядок (в 10 раз) превышают данные освоения скважин освоенных на репрессии давлений соседних площадей на которых применены навые технологии строительства скважин без цементирования обсадных колонн в интервале продуктивного горизонта (рис. 4.7). Пласт в этих скважинах наклонно-направленными, горизонтальными и субгоризонтальными стволами без цементирования обсадной колонны на репрессии давлений..
Известны многочисленные способы вскрытия продуктивных пластов нефтяных и газовых скважин, а также способы воздействия на призабойную зону пласта с целью получения высокопроизводительных скважин.
Наиболее широкое распространение в промысловой практике при вторичном вскрытии пласта получили кумулятивная и гидропескоструйная перфорации (ГПП), вскрытие продуктивных пластов открытым забоем, гидравлический разрыв пласта и всевозможные химические воздействия на продуктивные пласты (соляно-кислотные обработки (СКО), термогазохимическое воздействие (ТГХВ) и др. [30,48,58,95].
Однако применение этих методов в геолого-промысловых условиях Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения при освоении нефтяных и газоконденсатных залежей в неокомских и ачимовских отложениях показали, что практически все способы вскрытия продуктивного пласта имеют низкую эффективность вследствие больших репрессий но пласт при вскрытии и вызванную при этом кольматацию..
При кумулятивной перфорации глубина перфорационных каналов существенно меньше зоны кольматации первичного вскрытия, а воздействие интенсивных ударных волн на эксплуатационную колонну и цементный камень приводит, в ряде случаев, к разгерметизации скважин со стороны газоносных и водоносных горизонтов, т.е. появляются заколонные перетоки. В итоге дебиты скважин существенно ниже потенциально возможных дебитов для данного объекта.
Не всегда удается получить ожидаемую продуктивность скважины и после ГПП, что также связано с создаваемой большой зоной кольматации при производстве ГПП в результате проникновения фильтрата рабочего раствора в продуктивные пласты при создании рабочих давлений перфорации.
Автором предложено решение, и получен патент на изобретение [69], позволяющее вскрывать продуктивные пласты за зоной кольматации первичного вскрытия, которая оценивается от сантиметра до нескольких метров в зависимости от коллекторских свойств продуктивных пластов, их расчлененности, наличия разрывных нарушений, состава и свойств применяемых растворов первичного вскрытия пласта, режима бурения и цементирования. При этом вскрытие пласта производится бурением при минимальной репрессии на продуктивные пласты, или при депрессии с использованием специального оборудования для бурения под давлением с использованием вращающихся превенторов. Бурение производится в зону пласта с ненарушенной при первичном вскрытии проницаемостью коллектора, и это обстоятельство позволит получать высоко продуктивные скважины.
Но сначала необходимо убедиться в отсутствии заколонных перетоков флюида в интервале покрышек продуктивных пластов и при необходимости произвести ремонтно-изоляционные работы (РИР).
Подготовка к вскрытию продуктивного пласта производится в интервале его кровли путем вырезки окна в эксплуатационной колонне, или удалением части обсадной колонны вместе с цементным кольцом. После герметизации удаленного участка, например, путем установки цементного моста под давлением, и ликвидации путей заколонного движения флюидов в этом интервале, через это окно осуществляют непосредственно вскрытие продуктивного пласта бурением радиально-направленных наклонных стволов малого диаметра за зону кольматации и заколонных перетоков флюидов.
При таком способе вскрываются все продуктивные пропластки залежи под определенным углом. Тем самым увеличивается условный радиус скважины в несколько раз и расширяется зона дренирования пласта с изменением фильтрационных потоков в продуктивных пластах. Применение специальных композитивных растворов на нефтяной основе с рецептурой, подобранной на основании анализа керна из данного пласта позволит еще более увеличить продуктивность скважины. Для предотвращения выноса песка из вскрытого интервала и обвалов горных пород не обсаженного ствола скважины в процессе эксплуатации пробуренные стволы заполняются крупнозернистым песком, отсортированным гравием или пропантом, а вырезанное окно перекрывается специальным щелевым фильтром.
Расстояние от вырезанного окна до продуктивного пласта, угол наклона дополнительных стволов, их длина в пределах продуктивного пласта должны определятся геологическим строением залежи, уровнями газоводяного, газонефтяного и водонефтяного контактов, техническими возможностями оборудования по ремонту скважин и экономической целесообразностью.
На Заполярном ГНКМ на 2-х скважинах продуктивные пласты сеноманского продуктивного горизонта вскрыли подобным образом, а вскрытый интервал перекрыли щелевым фильтром. После освоения на газ из этих скважин получили 1052 и 915 тыс. м3 газа в сутки при депрессии 0,4 и 0,6 кгс/см2 соответственно (табл. 4.1, 4.2). При этом во второй скважине забурили второй ствол параллельно основному при ликвидации аварии, связанной с обрывом и расклиниванием насосно-компрессорных труб в интервале продуктивного пласта..
