ДЗ опыт
Ремонтно-изоляционные работы по временной изоляции пластов перед проведением ГРП на Приобском месторождении
Н.А. МОГУТОВ,
начальник сектора ОТКРС
ООО «РН-Юганскнефтегаз»
MogutovNA2@yangjsc.com
Исследуются проблемы щадящей изоляции пластов для технических нужд с последующим возвратом изолированного пласта в эксплуатацию на Приобском месторождении.
REMEDIAL CEMENTING ON A TEMPORARY LAYERS wRAPPING BEFORE CARRYING OUT OF HYDRAULIC FRACTURING AT THE PRIOBSKOYE FIELD
N. MOGUTOV, «RN-Yuganskneftegaz» LLC
Explores the problems of gentle wrapping of the layers for technical purposes with the subsequent return of an wrapped formation to operation at the Priobskoye field.
Keywords: «Rosneft», «RN-Yuganskneftegaz», Remedial cementing, RIRs, wrapping of the layers, Priobskoye field
АНАЛИЗ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ПРОВЕДЕНИЯ РИР
Приобское нефтяное месторождение является одним из крупнейших в России, расположено в Ханты-Мансийском автономном округе и было открыто в 1982 г, разделено рекой Обь на две части — лево- и правобережную. Характеризуется сложным строением продуктивных горизонтов, как по площади, так и по разрезу. Коллекторы горизонтов АС10 и АС11 относятся к средне- и низкопродуктивным, а АС12 - к аномально низкопродуктивным. Главными особенностями Приобского месторождения являются высокая пластовая температура и массированный гидравлический разрыв пласта, который в геолого-физических условиях рассматриваемых продуктивных коллекторов стал обязательным условием рентабельной разработки. Практически все добывающие и нагнетательные скважины (в период отработки на нефть) подвергались стимуляции. Кроме того, большинством скважин одновременно вскрыты два или три пласта. В табл. представлена краткая геологическая характеристика основных пластов.
Геологический разрез Приобского месторождения нефти сложен мощной (от 3100 до 3300 м) толщей осадочных пород мезозойского и кайнозойского возраста. На всей обширной территории Приобского месторождения геологический разрез осадочного чехла однотипен. Наибольший интерес здесь представляют отложения меловой системы. на изучаемой территории развиты повсеместно и в возрастном отношении
Характерной особенностью Приобского месторождения является эксплуатация двух и более пластов в большинстве скважин (65 % фонда).
представлены двумя отделами: нижним и верхним. В геологическом разрезе нижнего отдела снизу вверх выделяются отложения ахской, черкашинской, алымской, викуловской и ханты-мансийской свит. Верхний отдел слагается осадками верхов ханты-мансийской, уватской, кузнецовской, березовской и ганькинской свит Пласты группы АС и ачимовская толща входят в состав черкашинской и ахской свит.
Разработка Приобского месторождения начата в 1988 г С 1997-го месторождение разрабатывается единым эксплуатационным объектом АС10-АС12 при одновременно-раздельной закачке воды в продуктивные горизонты. Характерной особенностью Приобского месторождения является эксплуатация двух и более пластов в большинстве скважин (65% фонда).
ПРИМЕНЕНИЕ ГРП НА ПРИОБСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
Первые операции ГРП в ООО «РН-Юганскнефтегаз» были проведены в 1992 г К настоящему времени на Приобском месторождении проведено около 6000 таких операций. Абсолютное большинство их были успешными - как с точки зрения кратности приростов дебитов жидкости и нефти, так и по темпам обводнения.
опыт 1
На рис. 1 показаны доли выполненных на Приобском месторождении ГРП по пластам.
Как видно из рис. 1, с годами объемы ГРП на пластах АС10 и АС12 увеличиваются (84% от всех ГРП 2012 г). Эти объекты являются наименее выработанными по сравнению с АС11. Продолжительный период эксплуатации существующих скважин с ГРП и наличие больших остаточных запасов делает актуальным проведение повторных ГРП.
ТЕХНОЛОГИИ ПРОВЕДЕНИЯ РИР В УСЛОВИЯХ НАЛИЧИЯ ТРЕЩИН ГРП
Технология ремонтно-изоляционных работ (РИР) по отключению пласта выбирается в зависимости от величин удельной приемистости объекта изоляции, ожидаемой депрессии на пласт после РИР и толщины отключаемого пласта. Диапазон изменения толщины пластов обосновывается практикой проведения РИР методами тампонирования, однозначно свидетельствующей о снижении их успешности с увеличением толщины отключаемого пласта. Здесь следует отметить, что успешность РИР может быть повышена путем создания равномерного блокирующего экрана по всей толщине пласта. Это может быть достигнуто путем закачивания в пласт легкофильтрующегося тампо-нажного раствора радиусом не менее 1 м. Для исключения разбавления и размывания растворов в заколонном пространстве их докрепляют цементным раствором. Простые расчеты показывают, что для создания экрана радиусом 1 м количество продавливаемого в пласт тампонажного раствора должно быть не менее 0,6 м3 на 1 м его толщины. Учитывая неравномерность поглощения тампонажного раствора по периметру и толщине пласта, указанный объем должен оцениваться как минимальный.
Отключение пластов обеспечивается путем изоляции интервалов перфорации. При этом отключение нижних пластов не представляет особых трудностей. Эти трудности возникают при отключении верхних пластов, что вызвано требованиями полной герметичности отключенного пласта во времени, обеспечения возможности нормальной эксплуатации нижнего пласта. При этом в изолируемом пласте сохраняются остаточные извлекаемые запасы нефти.
До 2007 г. в добывающих скважинах для отключения верхних пластов использовалась технология установки металлических пластырей «ДОРН». Технология предусматривала закачивание цементных растворов в интервал изоляции, разбуривание цементного моста и
Первые операции ГРП в □□□ «РН-Юганскнефтегаз» были проведены в 1 992 г. К настоящему времени на Приобском месторождении проведено около BDDD таких операций. Абсолютное большинство их были успешными - как с точки зрения кратности приростов дебитов жидкости и нефти, так и по темпам обводнения.
100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0%
2008
2009 АС10
2010 2011 АС11 л АС12
2012
Рис. 1. Доли пластов с ГРП
проработка эксплуатационной колонны гидравлическим скрепером в заданном интервале с последующей установкой пластыря из расчета перекрытия пласта на 2 - 3 м ниже и выше интервала перфорации. Максимальная длина металлического пластыря составляла 50 м, наращивание производилось путем сваривания секций пластыря на устье скважины. Успешность этих работ составила около 90%, основным недостатком данной технологии является трудоемкость операции.
Другим направлением для отключения верхних пластов была технология тампонирования с использованием цементных растворов класса G с высокой проникающей способностью. Технология предусматривала многократное задавливание цементного раствора в интервал изоляции до полного его отключения.
Сегодня основным методом для изоляции верхних и промежуточных пластов является спуск двухпакер-ных компоновок и компоновок обычного пакера совместно с глубинно-насосным оборудованием (ГНО), данный вид РИР проводится примерно в 20 скважинах Общества ежегодно.
Однако в последнее время возникла необходимость временной изоляции пластов АС10 и АС11 с целью последующего проведения ГРП на аС12, при этом должна обеспечиваться минимальная потеря продуктивности изолируемых пластов. Задача изоляции пластов осложняется тем, что в большинстве из них было проведено ГРП.
С учетом вышеуказанных геолого-промысловых условий Приобского месторождения и проведенного
Табл. 1. Краткая геологическая характеристика основных пластов Приобского месторождения
Параметры
Средние значения геолого-физических параметров пластов
АС,„ АС.. АС,„
Тип залежи Литологически ограниченная
ЧНЗ
Глубина залегания, м; наличие ППД 2410 | 2450 | 2560
с ППД
Нефтенасыщенная толщина, м 5,8 7,3 7,6
Проницаемость, мкм2 0,005 0,012 0,002
Содержание глин, % <15
Начальная нефтенасыщенность, % 72,0 74,0 72,0
Вязкость пластовой нефти, мПас 1,52 1,36 1,36
Массовое содержание серы, % 1,18 1,25 1,18
парафинов, % 2,47 2,48 2,52
Общая минерализация воды, г/л 10
Температура пласта, оС 88 89 89
Пластовое давление, МПа 23,9 24,8 25,0
Текущая обводненность, % 15,9 8,8 11,6
Требование к конструкции скважин Трехколонная конструкция скважин
Щ опыт
В последнее время возникла необходимость временной изоляции пластов АС10 и АС11 с целью последующего проведения ГРП на АС12, при этом должна обеспечиваться минимальная потеря продуктивности изолируемых пластов.
обзора мирового опыта проведения РИР по отключению пластов к лабораторному тестированию на пред-метподборарецептурвкачествевременно-блокирующих составов были предложены тампонажные составы, минимально снижающие продуктивность пласта:
- блокирующий состав БСГ-МК;
- пеноцементные растворы, растворимые в кислоте.
- из технических средств - стеклопластиковая колонна «летучка», отличающаяся возможностью последующего разбуривания, что позволит обеспечить эксплуатацию пласта АС11 после проведения ГРП на пласт АС12 (в данной работе мы ее не рассматриваем).
ЛАБОРАТОРНЫЕ ИСПЫТАНИЯ
В качестве образца для исследования выбран пе-ноцемент по рецептуре с большим содержанием мела как наиболее растворимый в кислоте. В качестве кислоты взяли соляную кислоту как наиболее эффективную, доступную и не вызывающую вторичного осадкообразования при реакции с солями кальция. В раствор соляной кислоты добавляли ингибитор коррозии ИКУ-118 (0,1% мас.).
Проведенные эксперименты показали:
• наличие в составе пеноцемента мела делает его более чувствительным к действию соляной кислоты;
• растворимость цементных образцов выше в более концентрированной кислоте;
• растворимость пеноцемента в растворах соляной кислоты в 2 - 4 раза выше по сравнению с традиционным цементом.
Наибольшее растворение отмечено для образца пеноцемента в 15%-м растворе соляной кислоты (50% мас.), причем наиболее интенсивное растворение наблюдается в первые часы контакта (43% мас. за первые два часа). На основании полученных результатов было сделано предположение о возможности восстановления проницаемости проппантной пачки в трещине ГРП после временной изоляции ее
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.