Проектирование технологии СКО на добывающей скважине № 1040 Харьягинского месторождения

     Изучение  разрезов пласта D₃-III приводит к выводу о значительной его морфологической неоднородности. Для доказательства такого утверждения изучался характер распределения прослоев коллекторов по разрезу этого продуктивного объекта. С этой целью использовались диаграммы акустического метода. Экспериментально полученная зависимость скорости пробега волны от пористости в пластовых условиях позволяет при надлежащем качестве записи кривой скорости надежно оценить пористость пород. Даже если качество кривых акустического метода оставляет желать лучшего, то относительный вид кривой АК позволяет дать качественную оценку пористости.

     

     Рисунок 3 – Изменение пористости пород пласта D₃-III по глубине. 

     Исходя  из этого предположения, все имеющиеся  разрезы скважин пласта D₃-III были разделены на три типа.

     Монолитный  тип разреза – пористые части  разреза представлены мощной монолитной толщей до 30 м проницаемых разностей карбонатных пород, в основном эти монолитные проницаемые прослои приурочены к пачке В, но иногда встречаются в пачке С и очень редко в пачке D. Коллекторские свойства таких монолитных прослоев максимальны для коллекторов изучаемого пласта. Наличие таких монолитов не исключает присутствия в той же скважине маломощных пористых пропластков, часто общая толщина таких пропластков сравнима с монолитами разреза. Между скважинами наблюдается уверенная корреляция этих монолитных пропластков.

     Второй  тип разреза представлен тонкими  проницаемыми прослоями толщиной не более 3-5 м, в среднем 1-2 м, которые в хаотическом порядке встречаются по всей толщине разреза. Общая толщина эффективной части таких пропластков может быть значительна, но главное в том, что они изолированы друг от друга плотными разностями и практически невозможно уверено коррелировать эти пропластки между скважинами.

     Коэффициенты  относительной толщины (К_от) и расчленённости (К_р) в целом по объекту составили соответственно 0,20 и 21,2. Примечательно, что все выделенные пачки в составе пласта характеризуются высокой степенью геологической неоднородности.

     Среди литологических пачек наилучшими емкостно-фильтрационными  свойствами по данным ГИС обладают пачки В и D – средние величины пористости по ним составили 11,4%, проницаемости – 40 и 62·10^-3 мкм², пачек С и А соответственно – 9,9 % и 30·10^-3 мкм², 9,2 % и 14·10^-3 мкм².

     Для пласта D₃-III характерна значительная неоднородность, это касается как морфологических, так и фильтрационных свойств коллекторов. По скважине 1019 отобран керн с 100 %-ным выносом, анализы керна проведены через 10 – 15 см разреза. Продуктивный интервал соответствует глубине 2680 – 2695 м. Характерными являются два обстоятельства. Диапазон изменения горизонтальной и вертикальной проницаемости продуктивной части разреза является одним и тем же, что свидетельствует о гомогенности, проницаемости проницаемых разностей пород. С другой стороны наблюдается сильная изменчивость проницаемости на уровне образцов керна в пределах продуктивной части разреза. Такое частое чередование проницаемых и непроницаемых микропрослоев обусловливает сильную анизотропию разреза по проницаемости, и, как следствие, незначительную вертикальную проницаемость продуктивного разреза. Для изучаемого объекта наблюдается разница в давлениях для пачек В и С - 1,5 МПа, причем давление верхней части пачки С соответствует пластовому давлению нижней части В. Это свидетельствует о хорошей вертикальной сообщаемости коллекторов нижней пачки В и верхней части пачки С, нижняя часть пачки С практически не сообщается не то что с пластом В, а даже с верхней частью той же пачки С. На основе изложенного, можно предполагать отсутствие вертикальной сообщаемости проницаемых интервалов для всей продуктивной толщи пласта D₃-III.

     Таким образом, имеющийся геолого-геофизический  материал позволяет говорить о высокой  геологической (морфологической и  фильтрационной) неоднородности продуктивной части разреза рассматриваемого объекта Харьягинского месторождения. Залежь характеризуется высокой прерывистостью пластов-коллекторов, отсутствует значимая вертикальная сообщаемость проницаемых интервалов по всей толщине залежи.

     1.5 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов.

 

     Физико-химические свойства и компонентный состав нефти  пласта D₃-III были изучены по анализам 15 глубинных и 24 поверхностных проб, отобранных из 10 скважин. В пластовых условиях эта нефть недонасыщена газом (давление насыщения составило 19,5 МПа при пластовом – 30,2 МПа), плотностью от 0,702 до 0,739 кг/м³, вязкостью от 0,9 до 1,7 мПа·с, при среднем газосодержании 164 м³/т и объёмном коэффициенте – 1,408, средняя пластовая температура составляет 61 °С.

     Сепарированная  нефть лёгкая (средняя плотность 0,836 кг/м³ при диапазоне изменения от 0,819 до 0,879 кг/м³), повышенной вязкости (6,0 мПа·с при диапазоне от 3,3 до 12,6 мПа·с), малосмолистая (4,7%), малосернистая (0,4% по весу), высокопарафинистая (18,3%). Температура застывания нефти + 20°С.

     Растворенный  в нефти газ залежи пласта D₃-III относительно тяжелый, в основном метанового типа, его состав в пределах основной залежи выдержанный: содержание метана составляет 64-65,9 %, этана – от 11,9 до 14,4 %, в среднем – 13,03 %, пропана – от 7,7 до 9,1 % при среднем 8,29 %. Характерным для газа является присутствие агрессивных компонентов – сероводорода и СО₂ в средних количествах 1,81 и 1,85 % по объему. Содержание гелия ниже кондиционного значения – 0,022 % объема.

     Пластовые воды пласта D₃-III, входящие в состав водоносного комплекса верхнедевонских отложений, представляют собой хлоридно-натривые рассолы с минерализацией 131,4 – 191,3 г/л. Основные солеобразующие компоненты в них представлены ионами хлора, натрия, кальция, магния, хлора, из микрокомпонентов присутствуют бром (414-511 мг/л) и йод (до 33,8 мг/л). Воды характеризуются повышенной сульфатностью – содержание сульфат-иона достигает 1227,9 мг/л.

     Плотность пластовой воды изменяется от 1,095 до 1,131 г/см³, составляя в среднем 1,108 г/см³, вязкость – принята равной 0,6 мПа·с. Растворенный газ метанового состава (72,3-76,2 %), негорючая часть представлена в основном азотом (9,6-14,8 %). Газосодержание составляет порядка 1,52 м³/м³, давление насыщения 11,8-12,3 МПа.

     Подстилающим водоупором для рассмотренного комплекса служит региональная толща кыновско-саргаевских глин, перекрывающим – толща визейских глин нижнего карбона.

     Для хозяйственно-питьевого водоснабжения  наиболее пригодными признаны воды четвертичных верхней части мезозойских отложений. Осложняющим фактором использования  пресных вод является наличие  многолетней мерзлоты.

     Наряду  с этим определённый интерес представляет юрский водоносный комплекс как потенциальный  источник получения жидкости для  её закачки в пласты для поддержания  пластового давления. Воды этого комплекса  характеризуются весьма низкой минерализацией (4,5-4,7 г/л) и вязкостью порядка 1 мПа·с, а главное, обладают хорошей совместимостью не только с пластовыми водами рассмотренных  выше пластов, но и со слагающими их породами.

 

1.6 Конструкция скважины. 

     Конструкцией скважины называется схема её устройства, в которой указывается начальный, промежуточные и конечный диаметры применяемого породоразрушающего инструмента, диаметры и длина обсадных колонн, глубина скважины, места и способы тампонирования.

     Конструкция скважины зависит от:

• физико-механических свойств горных пород, слагающих геологический разрез;
• конечного диаметра и глубины скважины;
• цели и способа бурения.

     Таким образом, при выборе конструкции  скважины определяющими факторами  служат геологические условия и  номенклатура технических средств.

     Диаметры  скважины выбираются из условия обеспечения  эффективного решения поставленной задачи (получение качественной пробы  в необходимом количестве, проведение комплекса намеченных наблюдений, исследований и пр.). При разведке твёрдых полезных ископаемых минимальный диаметр  керна обусловливается необходимостью обеспечения надежной массы пробы, которая устанавливается с учетом требований к опробованию в зависимости  от типа месторождения и распределения  в полезном ископаемом ценного компонента.

     Разработано множество рекомендаций по минимальным  диаметрам керна, обеспечивающим представительное опробование различных генетических типов месторождений руд. Однако при проектировании конструкции  геологоразведочных скважин указанные  рекомендации нельзя считать универсальными и стандартными для всех случаев  опробования рудной зоны. В каждом конкретном случае, ориентируясь на рекомендации, необходимо учитывать специфику  геологических условий месторождения, цели и задачи разведки, а также  возможность использования имеющейся  в наличии скважинной геофизической  аппаратуры.

     Необходимо  учитывать, что возможность сохранения керна и получения его в  необходимом количестве в значительной мере зависит от вида полезного 
ископаемого, способа бурения и типа породоразрушающего инструмента.

     Для снижения материальных и финансовых затрат скважину следует бурить при  возможно меньших диаметрах. Самую  простую конструкцию имеет скважина одного диаметра без крепления стенок обсадными трубами.

     Конечный  диаметр гидрогеологической скважины определяется диаметром устанавливаемого в ней фильтра и габаритами водоподъемника, которые, в свою очередь, зависят от расчетной производительности скважины.

     Разработку  конструкции скважины начинают с  конечного диаметра, причем стараются  всегда выбрать наиболее простую, но вместе с тем надежную конструкцию, которая обеспечила бы бурение до проектной глубины без каких-либо осложнений. Одним из главных вопросов является определение минимально допустимого  диаметра керна и скважины при  перебуривании полезного ископаемого. В табл. 6 приведены величины минимально допустимых диаметров керна и скважины.

     Приняв  конечный диаметр, намечают участки  скважины для закрепления обсадными  трубами. После определения количества колонн обсадных труб становится ясным, какого диаметра должна быть скважина при забуривании. Обсадные трубы необходимы для:

• закрепления устья скважины, придания ей первоначального направления и отвода выходящей из нее промывочной жидкости в циркуляционную систему;
• перекрытия неустойчивых и разрушенных пород с целью предупреждения их обвалов;
• разобщения водоносных горизонтов, которое для большей надежности выполняется с тампонированием, т. е. заполнением затрубного пространства глиной или цементным раствором;
• предохранения полезного ископаемого на забое от загрязнения осыпающимися породами, залегающими выше;
• перекрытия трещиноватых пород, зон тектонических разломов, горных выработок, пустот с целью прекращения поглощения промывочной жидкости.

     Колонны обсадных труб устанавливаются в  скважине концентрично, и обычно каждая из них выводится на поверхность. Первая с поверхности, наибольшая по диаметру колонна, служит для закрепления  устья скважины, предохранения его  от размывания, а также для отвода промывочной жидкости из скважины.

     Таблица 1 – Колонны обсадных труб скважины № 1040.

Наименование  колонны	Диаметр, мм.	Интервал, м.
Направление	426	0-20
Кондуктор	324	0-451
Техническая колонна	245	0-1387,7
Эксплуатационная  колонна	168	0-2748,4
НКТ	73	0-2694
Интервал  перфорации		2683-2693

 

1.7 Порядок проведения СКО. 

     Технология  проведения обычной СКО заключается в последовательном выполнении следующих операций:

     1. Промывка скважины (прямая, обратная  или комбинированная). Выполняется  при открытых задвижках на  устье и затрубном пространстве. Жидкость, заполняющая скважину, и жидкость промывки поступают в емкость на поверхности. В процессе этой операции скважина очищается не только от грязи, но и от отложений смол, парафинов и асфальтенов, которые могут отлагаться в ПЗС, в перфорационных каналах и на стенках скважины. При этом в качестве жидкостей промывки используются: керосин, дизельное топливо, пропан-бутановая фракция, конденсат и др. растворители. После промывки добывающая скважина заполняется, как правило, нефтью. Если скважина расположена в зоне ВНК и есть опасение, что после СКО вода может подняться, нижнюю часть продуктивного пласта не обрабатывают. В этом случае после промывки нижняя часть скважины на расчетную величину толщины продуктивного горизонта заполняется жидкостью — бланкетом. В качестве бланкета обычно используют концентрированный раствор хлористого кальция. Транспортировка бланкета на забой осуществляется нефтью после расчета времени, в течение которого расчетный объем бланкета достигает положенной глубины.