25248 (586581), страница 9

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 9)

Скважина № 13048 пробурена в сводовой части Самотлорского поднятия. С отбором керна пройдено 48 м, вынос - 41,7м (87%).

Разрез представлен песчаниками мелкозернистыми, участками средне-мелкозернистыми, умеренно глинистыми, слабосцементированными до сыпучих, массивными, нефтенасыщенными.

Открытая пористость изменяется от 25,4 % до 28%. Водонасыщенность по прямому методу в нефтеносной части изменяется от 12% до 46%, хотя по геофизическим характеристикам такого не наблюдается. Это указывает на наличие переходной зоны, которая осложняется литологическими экранами.

В скв.№ 107 горизонт АВ4-5 представлен глинисто-алевритовыми песчаниками. Коллекторские свойства пород горизонта значительно отличаются от средних значений для монолитных пластов горизонта в целом. Пористость выше на 1% ( 28,7% и 27,7% ), проницаемость выше в 1,3 раза (1,102 и 0,848 мкм²), а содержание остаточной воды по методу центрифугирования в 1,18 раза больше (22,1% и 26,0% ).

Значения водонасыщенности в скв. № 107 на высоте 8м над уровнем ВНК на 3% выше, чем по геофизическим данным, что согласуется с данными по другим скважинам, где керн отбирался в стабилизированной зоне насыщения.

Горизонт БВ8.

Горизонт БВ8 состоит из двух самостоятельных объектов, разделенных друг от друга литологическим экраном.

Пласт БВ8/0.

Пласт БВ8/0 в скв. № 107 сложен песчано-алевритовыми породами, отобранными в интервале 62-77м от уровня ВНК.

Пористость в среднем составляет 25%, проницаемость - 0,044 * 10^-3 мкм²; остаточная водонасыщенность по методу центрифугирования в среднем равна 39,6%. Водонасыщенность пород пласта БВ8/0 по данным прямого метода в среднем равна 31,8%.

Среднее значение пористости по всему пласту ниже на 1% и составляет 24,0%, водонасыщенность по центрифужному методу на 5,6% ниже и равна 34%. Водонасыщенность по прямому методу в среднем по пласту в разрезе скважины выше на 1,9% по данным промысловой геофизики. Это указывает на неплохую сходимость полученных результатов.

Пласт БВ8/1-3.

Пласт БВ8/1-3 в скв. № 107 представлен песчано-алевритовыми породами с содержанием песчаной фракции около 65%, глинистой - 7,4% и залегает в интервале 33-58 м от уровня ВНК, т.е. в стабилизированной зоне насыщения.

Средневзвешенное значение водонасыщенности по прямому методу по 175 определениям составило 22,0%. В то же время по данным промысловой геофизики средневзвешенное значение водонасыщенности по разрезу скважины составило 16,3%.

Коллекторские свойства пород пласта в скв. № 107 и в целом по пласту довольно близки. Наблюдается полное совпадение пористости, проницаемость находится в пределах одного класса коллекторов, значения водонасыщенности по центрифужному методу в обоих случаях практически совпали.

2.3 Сопоставление результатов определения нефтенасыщенности пластов прямым и промыслово-геофизическими методами

Результаты изучения остаточной водонасыщенности в продуктивных горизонтах Западной Сибири позволили выделить основные факторы, определяющие ее величину: коллекторские свойства; мощность нефтегазонасыщенных пропластков, а также степень их однородности и расчлененности; высота над уровнем ВНК; наличие литологических экранов на уровне или несколько выше линии ВНК.

Выявленные факторы, а также литолого-коллекторские свойства пород в разрезе скважин, пробуренных на РУО, показывают, что результаты изучения водонасыщенности прямым методом не могут быть в целом перенесены на весь горизонт месторождения или даже его значительную часть. Они могут быть использованы для непосредственного определения остаточной нефтенасыщенности (Кнн ) только для характерных по строению и литолого-коллекторским свойствам интервалам, расположенным на том же уровне от ВНК, что и интервал, изученный по керну на РУО. Полученные результаты по прямому методу в основном необходимо использовать не для непосредственного определения нефтенасыщенности пласта, а для проверки и корректировки широко используемых в практике косвенных методов.

В заключении можно сделать следующие выводы: 1. Результаты определения нефтегазонасыщенности продуктивных пластов по ранее применяемым в Главтюменьгеологии и Главтюменнефтегазе геофизическим неоткорректированным по скважинам на РУО методом обычно близки с результатами прямого метода (в среднем завышение относительно ее истинных значений было на 3%), но возможны отклонения по отдельным скважинам до 8-10% и более, особенно в глинистых прослоях с сп менее 0,8м и толщиной менее 1-2м.

2. В нижней части зон недонасыщения (до 12м, а иногда и до 20м над ВНК) оценку истинной водонасыщенности следует проводить по данным только геофизических исследований с вышеуказанной поправкой на 3%. Результаты по прямому методу, в связи с частичным вытеснением воды в названных интервалах залежей, в большинстве случаев недостоверны. 3. Из-за значительных отклонений от истинных (до 10%) результатов определения нефтенасыщенности геофизическими методами необходимо продолжить бурение скважин на РУО для отдельных зон Самотлорского и других месторождений, обратив особое внимание на улучшение рецептуры этих растворов, повышение выноса кернов и сохранности в них флюидов. Для отбора рекомендуется заменить снаряд “Недра” на “Кембрий”.

По скважинам, пробуренным на ИЭР, из-за изменения минерализации воды в призабойной зоне пластов оценить насыщенность по геофизическому методу не удалось. В связи с этим необходимо отметить, что по керну из скважин на ИЭР действительную насыщенность пластов оценивать можно, вводя в получаемые по керну результаты Квп поправки на частичное проникновение воды в породу. Это подтверждается выявленной близостью результатов по керну из скважин на ИБР и ИЭР по пластам со сходными свойствами и расстоянием от ВНК.

3. Специальная часть

3.1 Введение

Гидравлический разрыв является одним из самых распространенных технологических приемов заканчивания скважин. Хорошее знание применяемых материалов и технологий процесса - ценное достояние каждого работника нефтяной промышленности.

Теория гидроразрыва развивалась на протяжении ряда лет. Совершенствование технологии и оборудования, создание новых химических компонентов, проведенные в период после первого воздействия, выполненного в 1947 году, к настоящему времени превратили гидроразрыв пласта (ГРП) в операцию с надежно предсказуемым результатом. Нет сомнений, что дальнейшее развитие техники и новые исследования приведут к новым достижениям в этой области.

Гидравлический разрыв играет основную роль в увеличении нефтяных запасов и ежедневной добыче. Процесс ГРП был осуществлен в нефтяной промышленности в 1947 году на газовом месторождении “Хуготон” на скважине “Келпер 1” расположенной в графстве “Грант” в Канаде. Скважина имела четыре продуктивных известняковых газовых пласта от 715 до 790м. Забойное давление равнялось примерно 2,9 Мпа.

К 1981 году, было проведено более чем 800,000 обработок. А к 1988 году это число превысило 1 миллион. Около 35-40% всех направленно пробуренных скважин обработанны ГРП (в Северной Америке), и около 25-30% от общего объема запасов США сделали экономически рентабельными с помощью этого процесса. ГРП может увеличить извлекаемые запасы в Северной Америке на 1300 миллионов кубометров нефти.

3.1.1 Сущность метода

ОПРЕДЕЛЕНИЕ.

Гидравлическим разрывом называется процесс, при котором давление жидкости воздействует непосредственно на породу пласта вплоть до ее разрушения и возникновения трещины. Продолжающееся воздействие давления жидкости расширяет трещину вглубь от точки разрыва. В закачиваемую жидкость добавляется расклинивающий материал, например, песок, керамические шарики или агломерированный боксит. Назначение этого материала - удержать созданную трещину в раскрытом состоянии после сброса давления жидкости. Так создается новый, более просторный канал притока. Канал объединяет существующие природные трещины и создает дополнительную площадь дренирования скважины. Жидкость, передающая давление на породу пласта, называется жидкостью разрыва.

Задачи гидравлического разрыва.

При гидравлическом разрыве должны быть решены следующие задачи:

а) создание трещины

б) удержание трещины в раскрытом состоянии

в) удаление жидкости разрыва

г) повышение продуктивности пласта

• Создание трещины:

Трещина создается путем закачки жидкостей подходящего состава в пласт со скоростью превышающей ее поглощения пластом. Давление жидкости возрастает, пока не будут превзойдены внутренние напряжения в породе. В породе образуется трещина.

• Удержание трещины в раскрытом состоянии:

Как только развитие трещины началось, в жидкость добавляется расклинивающий материал - проппант (обычно песок), переносимый жидкостью в трещину. После завершения процесса гидроразрыва и сброса давления проппант удерживает трещину открытой и, следовательно, проницаемой для пластовых жидкостей.

• Удаление жидкости разрыва:

Прежде чем начать добычу из скважины, следует удалить жидкость разрыва. Степень сложности ее удаления зависит от характера применяемой жидкости, давления в пласте и относительной проницаемости пласта по жидкости разрыва. Удаление жидкости разрыва весьма важно, так как, понижая относительную проницаемость, она может создавать препятствия на пути притока жидкостей.

• Повышение продуктивности пласта:

До начала проектирования процесса следует провести анализ его экономической целесообразности.

Цель гидравлического разрыва.

Проведение гидроразрыва преследует две главные цели:

1. Повысить продуктивность пласта путем увеличения эффективного радиуса дренирования скважины. В пластах с относительно низкой проницаемостью гидроразрыв - лучший способ повышения продуктивности.

2) Создать канал притока в приствольной зоне нарушенной проницаемости.

Нарушение проницаемости продуктивного пласта - важное для понимания понятие, поскольку тип и масштаб процесса разрыва проектируетсяименно с целью исправления этого нарушения. Если есть возможность создать проходящую сквозь зону повреждения трещину, заполненную проппантом, и привести падение давления до нормальной величины градиента гидродинамического давления, то продуктивность скважины возрастет.

Нарушение проницаемости продуктивного пласта.

Обычно нарушение проницаемости продуктивного пласта отождествляется со “скиновым повреждением”, то-есть с нарушением проницаемости призабойной зоны. Однако, эту величину не всегда можно определить через измерения или расчет “скина”. Обычно принимают скин-фактор (коэффициент, определяющий степень нарушения коллекторских свойств пласта) равным нулю, чтобы указать, что нарушения проницаемости пласта нет, однако это фактически не означает, что повреждения нет. Например, кислотная обработка может проникнуть достаточно глубоко в пласт на участке в несколько метров в верхней части 20-метрового интервала перфорации, чтобы при исследованиях было обнаружено устранение положительного скина. Однако при этом положительная часть интервала может быть частично забита механическими примесями или буровым раствором. Подлинная потенциальная продуктивность этой скважины может оказаться во много раз больше, чем ее производительность при замеренном нулевом скине.

Проницаемость пласта может быть нарушена в результате воздействия физических или химических факторов или их совместного действия: закупорки пор раствором, изменения смачиваемости пласта из-за вторжения воды из постороннего источника. Обыкновенный водяной барьер, вызванный избыточным поглощением жидкости, является разновидностью нарушения проницаемости. Аналогичный результат вызывает вторжение пластовой воды из другой зоны или из другого участка коллектора.

Вот некоторые формы нарушения проницаемости пласта:

1. Вторжение в пласт частиц бурового раствора.

2. Вторжение в пласт фильтрата бурового раствора.

3. Вторжение в пласт фильтрата цемента.

4. Несоответствие перфорации по размеру, количеству и глубине проникновения отверстий.

1. Разрушение перфорации и уплотнение материнской породы.

2. Мехпримеси в жидкости заканчивания или жидкости глушения, проникающие в пласт или забивающие перфорацию.

1. Вторжение в пласт жидкостей заканчивания или глушения.

1. Закупоривание пласта природными глинами.

2. Отложения асфальтенов или парафинов в пласте или перфорации.

3. Отложения солей в пласте или перфорации.

4. Образование или закачка эмульсии в пласт.

5. Закачка кислот или растворителей с мехпримесями или отложения мехпримесей в пласте.

Все это может привести к снижению продуктивности, а в тяжелых случаях - к полному прекращению добычи из скважины. Помочь могут некоторые виды стимуляционного воздействия.

Влияние нарушенной проницаемости на продуктивность скважин

Большинство видов нарушения проницаемости понижает начальную проницаемость пласта. Влияние этого понижения на продуктивность зависит от глубины повреждения зоны, окружающей ствол.

Если, например, имеет место снижение проницаемости на 50% в слое толщиной 5 см, то это приведет к снижению продуктивности всего на 14%. Если же снижение проницаемости охватило 30-сантиметровый слой, продуктивность понизится на 40%. Снижение на 75% проницаемости в 30-сантиметровой толще приведет к потере продуктивности в 64%. Поэтому скважина, которая должна давать 100 кубометров в сутки, но проницаемость пласта в радиусе 30см от ствола составляет лишь 25% от начальной добычи, нефти составит только 36м3 /сутки.

Характеристики

Список файлов ВКР