 |
Особенности геологического строения Приобского месторождения
|
|
|
|
Важнейшей особенностью в геологического отношении является приуроченность месторождения к зоне тектонического разлома, что доказывается повышенным геотермальным градиентом, повышенным газовым фактором по сравнению с соседними месторождениями. Также отмечается наличие тектонических трещин в керновом материале. Геологическое строение продуктивных пластов АС11 представленное керновым материалом не соответствует сданными геофизических исследований, что в силу объективных причин характерно для всего месторождения. Объективные причины - принятый шаг квантования-02м., строение пластов 1÷5см., песчаник нефтенасыщенный + 1÷5см. аргелитов дают результат всю ш
квантования песчаник нефтенасыщенный. В силу указанных причин при разработке месторождения необходимо контролировать вторичное вскрытие продуктивных пластов, контроль отбора флюидов и закачки вод, так как в практике разработки месторождений, находящихся в зоне разломов не резко развивались негативные процессы, связанные со смещением, разформированием залежей, возникновением зон перетоков глубинных вод и обводнением продукции.
В связи с этим возникает необходимость контроля за разработкой методами геофизических исследований скважин и гидродинамических исследований скважин. В методы гидродинамических исследований скважин входят контроль за изменением пластовых давлений, контроль за обводненностью продукции и за продвижением нагнетаемых вод в пласте, количественный анализ отбора и закачки.
Особенности разработки Приобского месторождения связаны с тем, что эксплуатируемые скважины сразу после вторичного вскрытия подвергается гидроразрыву. Предположительно трещина распространяется по высоте на 30-35м. и простирается на расчетную длину в 50-200м. Но судя по строению пласта переслаивали песчаников через мощностью симо от 10 см до 1 см бурых нефтенасыщенных с аргелитами песчаников
|
|
|
Можно предположить, что вторичное вскрытие пласта плотностью перфорации (10-20) отв/м не сможет создать благоприятные условия для раскрытия и развития трещины. А существенное увеличение дебита скважины связано с переэксплуатацией верхней части продуктивного пласта АС11, по всей видимости задействуя сеть первичных тектонических трещин.
В этом случае характеристикой трещины может служить соотношение проектной и реальной высоты трещины, а длину ее распространения можно предположительно вычислить из соотношения объема трещины и е поверхности, единственным инструментом этих исследований являются гидродинамические методы исследования.
В следствии низкой проницаемости пород-коллекторов в эксплуатации скважин с применением гидроразрыва пластов, возникает ситуация связанная с большими дебитами. Это большие депрессии. В результате которых в скважину выносятся продукты разрушения горных пород и продукты разрушения цементного камня и пропант - гранулометрический искусственный заполнитель трещин, расклинив ее как результатом этого является износ оборудования (УЭЦН) уменьшением объема трещины смещение дебитов, поглощение раствора глушения, создание пожароопасной обстановки при смене ЭЦН.
В данной части пояснительной записки предлагается проведение гидродинамических исследований скважин, на требующих дополнительного привлечения технических средств, дополнительных подготовительных и заключительных работ проводимым в настоящее время.
В настоящее время при смене УЭЦН силами УПНП и КРС на Приобском месторождении после проведения глушения скважины и подъема УЭЦН проводится "отбивка забоя" промысловой геофизической партией. В комплекс "отбивки забоя" включается ГК (каротаж естественной γ - активности и локатор муфт) для определения текущего забоя. При недостаточном зумпфе <25м приходится промывать забой, а далее производят спуск ЭЦН.
|
|
|
Приборы используемые для отбивки забоя: КСАТ или КСАМ. Это комплексные приборы, позволяющие регистрировать одновременно следующие методы: ГК - гамма каротаж естественного разрушения горных пород, ЛМ - локатор муфт обсадной колонны, НКТ, высокочувствительная термометрия, термокондуктивные дебитометрия, ВГД - влагометрия (% воды в нефти), резистивиметрия (%, концентрация солей во флюиде), барометрия, манометрия (давление). Запись данных параметров можно проводить по точкам на спуске прибора и на подъеме прибора. Таким образом мы видим, что фактически мы используем наименьшую долю информации, хотя регистрируется вся необходимая информация. Выясним, что необходимо внести в методику измерений для получения максимально необходимой промысловой информации.
Для этого воспользуемся методикой, предложенной Каменским Г.Н. для определения коэффициента фильтрации песков.
Рисунок 5.1
Описание работы системы: скважина - пласт - трещина.
Для определенности примем: трещина имеет определенные параметры: h, 2l,σ, где h-высота трещины (м), l - протяженность трещины, σ-ширина раскрытия трещины.
В следствии низкого пластового давления уровень раствора глушения (обычно техническая вода γ=1.03г/см3) будет постоянно падать. Раствор глушения будет заполнять трещину, вытесняя из нее нефть и незначительно фильтроваться в пласт. После заполнения всей трещины раствор будет фильтроваться непосредственно в пласт. На диаграмме в логарифмических координатах это отразится изломом кривой.
Рисунок 5.2
Вводить с учетом закона Пуазейля
Сравнивая полученный коэффициент фильтрации с эмпирическими формулами для определения коэффициента фильтрации по гранулометрическому составу и пористости (поскольку это вполне допустимо, так как пропант имеет строго колиброванный размер и определенную) по формулам Газена
С - эмпирический коэффициент, зависящий от однородности и отчасти пористости грунта, для пропанта С=1200;
|
|
|
d - действующий диаметр, мм
по формуле
n - пористость грунта в долях единицы,
Θ - суммарная поверхность всех частиц, содержащихся в см3 объема грунта, определяемая по формуле
Θ=6 (1-n), где
N-число фракций,
a1i - доля фракций, полученных при анализе,
δ - средний диаметр фракций, равный
dq - действующий диаметр по Крюгеру, определяемая по формуле:
В качестве первой приближенной модели будем считать, что скорость фильтрации ν в каждый момент времени Т будет равна скорости падения уровня жидкости глушения в скважине, где ds - падение уровня за промежуток времени dT.
По формуле Дарси для этого случая можно написать
Откуда
Обозначив ln (// // // /) через, получим формулу в окончательном виде
Для удобства Г.Н. Каменским составлена таблица 5.1 и график (рисунок 5.1) ряда значений, которой следует пользоваться при выполнении коэффициента фильтрации. Разумеется при проведении расчетов необходимо учитывать t0 фильтрующейся жидкости глушения t0 пласта, выбирая поправочный коэффициент. Необходимо брать из данных по термометрии скважины. Поправку по формуле Цункера при температуре фильтрации воды t0 формула имеет вид, где С - коэффициент формы зерен.
Заниженные значения коэффициента фильтрации по давлению с расчетными уже укажут на то, что высота трещины гидроразрыва не соответствует расчетной, а меньше ее.
Расчет времени восстановления уровня в скважине с момента остановки откачки описывается в методе Харнера.
S-величина восстановления уровня от динамического перед остановкой;
Q - дебит скважин перед остановкой;
T - продолжительность откачки перед остановкой
τ-время восстановления от момента остановки скважины.
уравнение прямой с условным коэффициентом β (рисунок 5)
Метод Хорнера позволяет так же определять отметку статического уровня воды в скважине, не дожидаясь полного заводнения у // // / наблюдений за восстановлением. Для этого прямолинейный участок графика продолжается до пересечения с осью ординат.
|
|
|
Разумеется падение давления в скважине и восстановление давления-зеркально подобны при отсутствии возмущающих скважин и апериодичной закачки. Поэтому теоретически модели "падения уровня - восстановления уровня" подобны, и все расчеты проводятся по падению уровня, где отбивается: первоначальный уровень, отбивка забоя, уровень на подъеме прибора // // //, что позволит определить:
1. параметры жидкости или системы глушения в любой момент времени;
2. время оптимальной смены УЭЦН;
3. оптимальные объемы жидкости или пенной системы глушения, а также ее состав;
4. объем твердой фазы, выносимой из пласта по изменению текущего забоя скважины.
Время дополнительного исследования скважины по отношению к стандартной отбивке забоя увеличится на 50: 200м/час=0.5час=30мин., что вряд ли явится существенным, если учесть, что для полного глушения скважины требуется n·100м3/сут. раствора глушения, для ее последующего извлечения из пласта n·10 час. работы УЭЦН. Нарушение техники безопасности по глушения скважин непредсказуемо по последствиям.
Необходимо отметить, что практически на Приобском месторождении при смене УЭЦН и глушении скважин раствором ρ=1.03г/см3 после подъема УЭЦН при ГИС отмечались уровни жидкости от 500 до 1800м (в зависимости от депрессии и угла наклона скважины), т. е довольно часто на забое скважины пласта АС2-311 наблюдаются давления 10-12 Мпа, вместо необходимых 25-27 Мпа.
Рассмотрим теперь модель работы пласта, подверженного гидроразрыву при проведении ГИС по " отбивке забоя" и смятию "профиля приемистости" поглощающего интервала.
Наиболее интенсивное изменение температуры будет происходить в зоне активного движения флюида, т. е скважина - пласт, с распространенной в нем вертикальной трещиной. Ниже распространения трещины, движения жидкости не будет и будет происходить быстрее восстановления температуры до естественной. Таким образом мы можем точно выяснить по термометрии и скважинному термометру-дибитометру нижнюю границу распространения трещины.
Дополнительное время исследования с повторением (дублем записи) на спуске прибора составит (50+50) м: 200м/ч=0.5часа, что значительно меньше // // затраченных на // // // // / перфорацию, фрезерование колонны и попытку создать трещину там, где ее развитие невозможно.
Рассмотрим возможность проведения гидродинамических исследований по определению соотношений объемов трещины и площади ее поверхности.
Библиография
1. Карнаухов М.Л. Гидродинамические исследования скважин испытателями пластов Москва "Недра" 1991
2. Гаттенбергер Ю.П., Дьяконов В.П. Гидрогеологические методы исследований при разведке и разработке нефтяных месторождений. М., Недра, 1979, 207с.
3. Технологические схемы разработки Приобского месторождения.1,2,3,4 тома.
|
|
|
