Особенности геолого-физического строения
Изучение территории, включая район Приразломного месторождения, началось с геолого-геоморфологической съемки с применением аэрофотосъемки с 1949 по 1954 гг. В 1955 г. были проведены: аэромагнитная съемка, в 1956–1957 гг. — гравиметрическая съемка и определены общие закономерности геологического строения.Условно площадь месторождения в современном понимании можно поделить на две части: восточную, приходящуюся на лицензионный блок ОАО «НК «Роснефть», и западную, приходящуюся на лицензионный блок ООО «Газпром нефть» Верхне-Шапшинского месторождения.
В пределах установленного контура нефтеносности месторождения находятся несколько локальных поднятий. В прогибе между Лемпинским и Верхне-Шапшинским поднятиями в 1972 г. была пробурена поисковая скважина 47Р. Скважина бурилась на юру. При испытании пласта ЮС0 в интервале 2889 – 2955 м была получена нефть дебитом 0,68 м3/сут, при Рзаб= 19,1 Мпа.
В 1977 г. пробурены две разведочные скважины — 108Р, 101r, которые вскрыли юрские отложения. При испытании скважины 101r из баженовской свиты был получен приток нефти 4,8 м3/сут, при испытании скважины 108Р, из пласта ЮС0 был получен приток нефти 1,05 м3/сут.
В последующие годы основное внимание и объем разведочного бурения сосредоточились на изучении нефтеносности пласта ЮС0 (баженовская свита). В 1982 г. в результате испытания пласта БС4 в скважине 154Р Приразломной площади получен фонтан нефти дебитом 4,8 м3/сут на 2 мм штуцере. Кроме того, в скважинах 188Р, 189Р, 160Р из горизонта АС11 получены смешанные притоки пластовой воды с нефтью. Получены небольшие притоки нефти из горизонта БС4-5 (скважины 160Р, 191Р) и пласта АС11 (скважина 191Р). Следует отметить, что результаты опробования пласта показали значительную неоднородность скважин по их продуктивности и сложное геологическое строение обнаруженной залежи нефти.
В 1983 г. в пределах присводовой части Алексинского локального поднятия пробурена скважина 198Р, где из горизонта БС4-5 получен фонтан нефти дебитом 48 м3/сут на 6 мм штуцере. Таким образом, в пределах Приразломной площади Салымского месторождения открыты залежи в горизонтах БС4-5 и АС11.
Первоначально был открыт горизонт БС4-5 в 1982 г. Впоследствии он стал основным эксплуатационным объектом на Приразломном месторождении. Всего на Приразломном ЛУ на сегодняшний день пробурены 1643 скважины, из них 80 – поисково-разведочных.
В процессе исследования разведочных скважин произведено более 140 замеров пластовой температуры в интервале глубин 1500 – 3118 м. По 45 скважинам рассчитаны значения глубинного теплового потока и выполнен расчет распределения температур по разрезу от 500 до 3000 м. В кровле пласта АС4 (2249 – 2424 м, абс. отм. минус 2187 – 2377 м) температура составляет 70 – 115°С; в кровле пласта БС4 (2424 – 2592 м, абс. отм. минус 2362 – 2542 м) — 80 – 120°С; в кровле баженовской свиты (2805 – 2959 м, абс. отм. минус 2754 – 2912 м) — 93 – 142°С; в кровле пласта ЮС2 (2896 – 3018 м, абс. отм. минус 2851 – 2970 м) — 95 – 145°С. Температура в кровле фундамента изменяется от 108 до 155°С. На рис. показана зависимость температур от глубины в скважинах Приразломного месторождения.
Рис. Зависимость температур от глубины, замеренной в скважинах Приразломного месторождения
Особенностью коллекторов пласта БС4–5является его достаточно сложное литолого-петрофизическое строение. Присутствуют мелкие изолированные межгранулярные открытые поры и мелкие открытые поры, а также единичные тупиковые открытые поры, отмечаются регенерация кварца, коррозионно-расширенные поры, возможно наличие микропористости за счет раскристаллизации каолинита.
Наиболее высокие значения фильтрационно-емкостных свойств обусловлены наличием первичных поровых каналов, усиленных интенсивными процессами коррозии, увеличивающими первичную межзерновую пористость.
Пористость по всем исследованным образцам меняется от 1,4 до 21,2%. Проницаемость в пласте БС4–5меняется в пределах от 0,01*10-3 мкм2 до 127*10-3 мкм2 при среднем значении 6,8 *10-3 мкм2. Распределения Кпр для песчаников однородных, слоистых и карбонатизированных близки между собой. Коэффициент остаточной водонасыщенности меняется от 18,2 до 99,5%.
Особенности разработки
Исходя из особенностей геолого-физического строения, указанных выше, и строится стратегия разработки Приразломного месторождения. Важно развивать новые методы увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти, поскольку традиционные подходы дают низкие коэффициенты нефтеизвлечения (КИН). Одной из причин, снижающих производительность добывающих скважин, являются разрушение призабойной зоны и вынос пластового песка, осложненного высокой пластовой температурой (>100°C). Последствия выноса песка приводят к снижению дебитов из-за образования песчаных пробок, разрушению обсадных колонн, затратам на частые профилактические ремонты, а иногда – к авариям, связанным с износом глубинно-насосного оборудования.Механизм выноса песка достаточно сложный и плохо изученный процесс. Причины, по нашему мнению, можно разделить на две группы:
- Факторы, вызванные особенностями геологического строения пластов и физико-химическими свойствами горных пород; степень сцементированности породы пласта; характер добываемой жидкости (флюида); внедрение вод в залежь и растворение цементирующего материала с последующим его вымыванием.
- Технические и технологические факторы, обусловленные технологией бурения и заканчивания скважин, конструкция забоя, величины депрессий и репрессий на пласт.
Пути решения задач по ликвидации пескопроявлений (ЛПП)
Основные методы эксплуатации пескопроявляющих скважин делятся на две группы:- методы эксплуатации скважин с выносом песка на поверхность с пластовой жидкостью;
- методы предотвращения выноса песка из пласта в ствол скважины.
На наш взгляд, более эффективны методы борьбы с пескопроявлениями, в основе которых заложен принцип предотвращения выноса песка в скважину. С этой целью применяются технические, технологические и химические методы крепления и удержания пород в призабойной зоне пластов и их комбинации:
- технические (механические): установка скважинных фильтров;
- технологические: ограничение депрессии на пласт, применение устройств плавного запуска для погружных центробежных насосных установок (ЭЦН);
- химические: закачка в пласт различных закрепляющих реагентов;
- профилактические: очистка ПЗП, контроль за количеством взвешенных частиц (КВЧ) в процессе эксплуатации.
Описание решений задач по ликвидации пескопроявлений с применением химических методов
Применение фенолрезорциноформальдегидных смол (различных марок и технических наименований) для решения задач по ликвидации пескопроявлений известно с 1980 г. Однако область их применения ограничивалась пластовыми температурами до 90°С. В данной работе рассматривается новая полимерная композиция (рабочее наименование – смола ФРФ-50 (t-110). Данная полимерная изоляционная композиция представляет собой термореактивный вспенивающийся состав на основе фенольной смолы и включает в себя жидкий смоляной компонент и порошковый отвердитель-газообразователь. Оба компонента стабильны при хранении в течение года. Изоляционная композиция приготавливается смешением смоляного компонента и отвердителя в соотношении 100 – 10÷15 масс. ч. Смесь стабильна при обычной температуре (комнатной) в течение до 2 суток. Отверждение с заметной скоростью происходит при температурах свыше 95°С. Скорость отверждения и прочность получаемого отвержденного материала регулируются количеством отвердителя. Одновременно с отверждением происходит разложение газообразователя (порообразователя) со вспениванием смоляного компонента и увеличением объема до 10 раз; таким образом, происходят отверждение и фиксация вспененного материала. Скорость отверждения и вспенивания критически зависят от температуры – чем выше температура, тем быстрее происходят эти процессы, и тем прочнее конечный отвержденный материал. Вспененный материал образуется как в заколонном пространстве, так и в объеме слабосцементированной породы в результате проникновения (закачки) изоляционной композиции в пласт. При этом происходит закрепление породы пористым связующим материалом, стойким к воздействию пластовых вод, нефти, углеводородов. При необходимости снижения вязкости смоляного компонента (при работе в условиях низких температур окружающей среды) используются полярные высококипящие растворители типа этиленгликоля, этилцеллозольва.Работы по данной технологии ЛПП достаточно просты, легко реализуемы в промысловых условиях и производятся в следующей очередности:
производятся обвязка тампонажной техники с устьем скважины; смена объема на технологическую жидкость без гидрофобизаторов и опрессовывается лифт НКТ; пакер с хвостовиком устанавливаются на заданную глубину (хвостовик 50÷100 м); затворяется дисперсный порообразователь-отвердитель в смоле расчетного объема; закачивается в НКТ на циркуляции расчетный объем (обычно 2,0÷l2,5 м3) начальной буферной оторочки, затем смола с порообразователем-отвердителем, конечная буферная оторочка между средами, прокачивается раствор планового удельного веса; производится посадка пакера и при закрытом затрубном пространстве продавливается изоляционная композиция в интервал пласта, затем срывается пакер и делается промывка обратной циркуляцией; поднимается пакер с хвостовиком на безопасную высоту (150 м). Скважина остается под давлением закачки для прохождения реакции поликонденсации на 24 час. Затем производят дальнейшие работы по спуску глубинно-насосного оборудования, либо геофизические работы согласно плану работ по скважине.
По данной технологии в рамках опытно-промышленных испытаний, согласно решению технического совещания ООО «РН-Юганскнефтегаз», проведены в III квартале 2012 г. обработки на двух скважинах (№№965 и 5691) Приразломного месторождения. Показатели работы данных скважин до обработки были следующими:
№5691 – Qж – 45÷50 м3 , КВЧ – 600÷700 мг/л, средняя наработка на отказ – 60 сут;
№965 – Qж – 55÷60 м3 , КВЧ – более 1300 мг/л, средняя наработка на отказ – 100 сут.
На сегодняшний день показатели работы скважин следующие:
№5691 – Qж – 40 м3 , КВЧ – 300÷400 мг/л, скважина на текущую дату отработала более 230 сут – находится в работе;
№965 – Qж –20 м3 , КВЧ – 700÷800 мг/л, скважина на текущую дату отработала более 148 сут и была остановлена для проведения оптимизации – находится в работе.
В дальнейшем предусмотрено продолжение наработки данной технологии путем тиражирования ее на 20-ти скважинах/кандидатах Приразломного месторождения, обладающих наиболее сложными геолого-техническими характеристиками.
Выводы и рекомендации
Анализируя данные режимов работы скважин, отметим следующее: при проведении работ по технологии ЛПП с применением смолы ФРФ-50 (t-110) происходит снижение дебита скважин по жидкости на 12÷25%, снижается почти в 2 раза КВЧ, наработка увеличивается более чем в два с половиной раза. Таким образом, потеря в суточном дебите нефти не только компенсируется, но и превосходит изначальные показатели – путем увеличения объема добычи нефти за счет количества безостановочных дней работы скважин. Также положительным фактором является сам МРП – снижается количество ремонтов скважин, что, соответственно, снижает затраты на проведение данных работ.Результаты проведения опытно-промышленных испытаний (ОПИ) были представлены на техническом совете ООО «РН-Юганскнефтегаз» и признаны успешными.
Основываясь на лабораторных испытаниях и учитывая результаты ОПИ по ликвидации пескопроявлений, необходимо отметить большой потенциал данной технологии для проведения работ по предупреждению выноса проппанта после проведения работ по гидроразрыву пластов.