Обоснование методики последовательного вскрытия нефтяного пласта при разработке нефтегазовой залежи на завершающей стадии

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