Испытание скважин по добыче высоковязкой нефти пласта ПК2 Тарасовского месторождения | Статья в журнале «Молодой ученый»

Автор:

Рубрика: Технические науки

Опубликовано в Молодой учёный №27 (131) декабрь 2016 г.

Дата публикации: 12.12.2016

Статья просмотрена: 44 раза

Библиографическое описание:

Пасечник В. С. Испытание скважин по добыче высоковязкой нефти пласта ПК2 Тарасовского месторождения // Молодой ученый. — 2016. — №27. — С. 131-133. — URL https://moluch.ru/archive/131/36502/ (дата обращения: 25.05.2018).



Основным объектом разработки Тарасовского месторождения является нефтегазовая залежь пласта ПК2. Ее нефтяная часть представляется собой относительно тонкий, протяженный по площади слой высоковязкой (до 100 Мпа*с) нефти, толщиной до 20м, повсеместно подстилающийся подошвенной водой и перекрытый газовой шапкой, толщиной до 40м.

ОАО «Транснефть» приступила к испытанию двух скважин по добыче высоковязкой нефти пласта ПК2 Тарасовского месторождения. Компания проводит опытную эксплуатацию горизонтальных скважин, построенных с применением лучших практик в области контроля притока и борьбы с выносом механических примесей. Средний запускной дебит скважин составляет 75т/сут, потенциал добычи нефти оценивается в более 100 т/сут на скважину. При испытании скважин компании планируют провести комплекс исследований, включающий в себя гидродинамические и трассерные исследования. Кроме того, будут осуществлены лабораторные испытания поверхностных проб нефти. Полученные данные будут использованы для актуализации геологического строения залежи пласта ПК2 и дальнейшего формирования стратегии полномасштабной разработки Тарасовского.

Тарасовское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на территории Ямало-Ненецкого автономного округа. Основной объект разработки- пласта ПК2 с геологическими запасами более 700 млн тонн нефти и 120 млрд м3 газа по категориям АВС1+С2 характеризуется сложным геологическим строением, ассоциируемым с нефтяной оторочкой высоковязкой нефти и наличием обширной газовой шапки.

Опытный (пилотный) участок расположен в приделах юго-восточной части южного крыла нефтегазовой залежи ПК2. Состоит из 3-х кустовых 9-точечных скважинных элементов с расстояниями между забоями скважин примерно 250 м. В участок входят три вертикальных — нагнетательных скважины, 21 добывающая — наклонно — направленная скважина и 1 контрольная. Кроме того, запроектировано бурение 3-х горизонтальных скважин. в том числе одной нагнетательной и двух добывающих.

В значительной степени выбор местоположения участка опытных работ определился исходя из наличия промысловых коммуникаций (дорога, ЛЭП, нефтепровод), а также с учетом весьма сложной орогидрографии района работ (наличие плотной сети озер, речек и ручьев).

Основными целевыми задачами проведения опытно-промышленных работ явились:

– отработка техники и технологии освоения скважин и подъема высоковязкой нефти в условиях эксплуатации пласта ПК1 на естественном режиме вытеснения;

– осуществление комплекса лабораторных и промысловых исследований с целью изучения характера фильтрации и режимов вытеснения, условий образования конусов подошвенной воды и газа, их экранирования, пескопроявлений и методов их предотвращения. А также борьбы с другими возможными осложнениями;

– отработка параметров технологии и технических средств паротеплового воздействия на стадии ПТОС;

– отработка технологий теплового воздействия в условиях стационарного режима вытеснения.

Результаты исследования образцов керна, отработанного из вертикальной скважины 938, а также данные ГИС про пробуренным по ОПУ скважинам показатели, что по сравнению с ранее имевшимися представлениями (на стадии разведки и подсчета запасов нефти и газа), пласта ПК2, имеет весьма сложную геолог петрофизическую характеристику.

Установлено и это характерно для большинства разрезов скважин, что породы пласта ПК2 имеют не фиксируемую методам ГИС, сильно развитую слоистую микро неоднородность. Она выражена, в основном, в частом чередовании миллиметровых и сантиметровых (от единиц до десятков сантиметров) прослоев и слойков песка и глин, составивших в целом весьма рыхлую толщину, представленную преимущественно алевритами и алевролитами (44 %), мелкозернистыми песчаниками (37 %) и глинами (18 %).

При этом предварительное изучение шлифов по керну из продуктивной части пласта позволяет сделать вывод о значительном участии самой вязкой пластовой нефти в качестве пород связывающего материала.

Более того, как показала обработка геолого-геофизических данных, помимо резкой литологической изменчивости пород, по-видимому, повсеместно развитой в пределах всего южного крыла месторождения, скважины 2-го и, частично, 3-го кустов вскрыли пласт ПК2 в условиях сокращенных эффективных нефтенасыщенных толщин (менее 7,0 м) — предельных (6м) с точки зрения реализации процессов теплового воздействия.

Все это создало серьезные проблемы, связанные с перетоками газа и подошвенной воды по заколонному пространству, освоением скважин, выносом породы, отсутствием безводных притоков и т. д.

Из-за предельно низких нефтенасыщенных толщин на площади 2 куста и осложнений, связанных либо с закалёнными поступлениями воды или газа, либо с некачественной перфорацией, не удалось во всех скважинах обеспечить вызов протока безводной нефти в условиях естественного режима вытеснения, создать и внедрить эффективные пескозащитные технологии и технические средства, предотвращающие вынос породы из призабойной зоны пласта.

И это несмотря на крайне малые интервалы перфорации (1,5–3,0 м), заданные для большинства скважин. В этой связи необходимо отметить, что на сегодня неясным остается вопрос об изолирующих (или проводящих) свойствах прослоев и пропластков толщиной 0,8–3,0 м, условно выделяемых по данным ГИС в качестве «плотных».

Исследовать литологию и изолирующие характеристики, а также пространственные распространение таких прослоев по керновому материалу пока не удалось, поскольку разрез скважины пробуренной со сплошным отбором образцов, плотных прослоев не содержит.

Поэтому, выделение по данным ГИС в разрезах отдельных скважин «плотных» прослоев на границах нефтяного слоя с ГНК и ВНК продолжает оставаться условным.

В процессе освоения и опытной эксплуатации скважин в шести из них получены притоки нефти с дебитом жидкости:

– 3- 4 /сут, содержание воды до 10–90 %;

– 7–17 /сут, содержание воды до 30–50 %;

– до 90 /сут, содержание воды до 1 %;

– 3–4 /сут, содержание воды от 0 % до 6 %.

Практически все скважины куста № 2 осваивались по нескольку раз, в основном из-за необходимости проведения в них ремонтно-изолирующих работ. Из 13 прошедших стадию освоения 8 скважин имеют заколонные перетоки, что является главной проблемой в закачивании скважин.

Освоение и краткосрочная эксплуатация сопровождались частными остановками по технологическим, техническим и организационным причинам (изменение параметров откачки, нарушение герметичности обвязки, переполнение сборной емкости).

Даже краткосрочные простаивание скважин (более 5–6 часов) приводит к прекращению подачи, заклиниванию насосов и необходимости проведения восстановительных ремонтов.

Прокачки скважин с целью восстановления подачи обычно не давали положительных результатов.

Каждый ремонт сопровождался глушением скважин большими объемами водного раствора КС1, что приводило к необходимости длительного отбора закаченной воды и снижению фильтрационных свойств призабойной зоны.

К таким же результатам приводили промывки скважин, иногда при открытом интервале перфорации, в результате чего пласт излишне насыщался водой. Глушение скважин жидкостями на углеводородной основе не осуществлялось.

Накопленный опыт освоения и эксплуатации скважин пилотного участка подтвердил обоснованное в технологической схеме ОПР пласта ПК2 Тарасовского месторождения положение о невозможности эффективной разработки залежи на естественном режиме вытеснения.

Литература:

  1. Байбаков Н. К., Гарушев А. Р., Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 2008. — 343 с.
  2. Билалова Г. А., Билалова Г. М., Применение новых технологий в добыче нефти. Учебное пособие. Волгоград: Издательский Дом Ин-Фолио, 2012. — 272 с.
  3. Николин И. В., Методы разработки тяжелых нетей, 2013. — 135 с.
  4. Ипатов А. И., Кременецкий М. И. Геофизический и гидродинамический контроль за разработкой месторождений углеводородов. — М.: НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика»; Институт компьютерных исследований, 2006. — 780 с.
  5. Кудинов В. И. Основы нефтегазопромыслового дела. — Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика»; Удмурский госуниверситет, 2008. — 720 с.
  6. Уолш М., Лейк Л. Первичные методы разработки месторождений углеводородов. — Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2008. — 672 с.
Основные термины (генерируются автоматически): пласта ПК2, горизонтальных скважин, пласта ПК2 Тарасовского, высоковязкой нефти, эксплуатации скважин, содержание воды, нефти пласта ПК2, ПК2 Тарасовского месторождения, эксплуатацию горизонтальных скважин, естественном режиме вытеснения, запускной дебит скважин, технологии освоения скважин, испытании скважин компании, 3-х горизонтальных скважин, Институт компьютерных исследований, скважин «плотных» прослоев, большинства разрезов скважин, опытной эксплуатации скважин, забоями скважин, эксплуатации скважин пилотного.


Обсуждение

Социальные комментарии Cackle
Задать вопрос