Файл: Дипломная работа Анализ характеристик обводнения нефтедобывающих скважин на ЮжноСосновском месторождении Гомель.doc

Температуры водоносного комплекса изменяются от 27,8°С до 42,5°С. Геотермический градиент, по результатам исследования скв.43, составляет 2°С /100м. Геотермическая ступень - 49м/1°С.

Межсолевой гидрогеологический комплекс находится в зоне весьма замедленного водообмена. Межсолевая толща сложена пористыми, мелкокавернозными, трещиноватыми доломитами и известняками.

В процессе бурения водоносный комплекс вскрыли следующие скважины 22, 50, 51, 53, 106, 107, 111, 112, 118, 119. При исследовании этих скважин дебиты изменялись от 1,66 м3/сут (скв.22) до 211 м3/сут (скв.119). Текущее пластовое давление на ВНК в скв.118 составило 33,3 МПа.

По химическому составу воды комплекса хлоридно-кальциевого типа (по классификации Сулина) с минерализацией от 332,7 кг/м3 до 344 кг/м3. Характерно невысокое содержание сульфатов (SO4) 123,4 - 285,9мг/л и преобладанием кальция над натрием. Воды комплекса высокометаморфизованы, на что указывают коррелятивные показатели: Na/Cl - 0,5-0,6; (Cl-Na)/Mg - 4,4-5,6; Cl/Br=101,64-122,5; Ca/Mg=3,8-8,76; SO4×100/Cl - 0,06-0,14.

Исследуемые рассолы содержат промышленные концентрации брома (1718 - 2028мг/л), йода (11,9 - 24,18мг/л), лития (17 - 52мг/л), рубидия (6мг/л), стронция (2300 - 2700мг/л), калия (3600мг/л), аммония (532 - 778мг/л).

Содержание радия в пластовой воде составляет 1,8×10-10г/л. Из редких элементов рассолы содержат: медь (0,6 - 0,8мг/л), цинк (11 - 12мг/л), марганец (27 - 45мг/л), бор (44 - 57мг/л), кобальт (0,4 - 0,5мг/л).

Водорастворенный газ характеризуется углеводородным составом. Содержание суммы предельных углеводородов составляет 45,5%. Основная часть углеводородных газов представлена метаном (91,3%). Тяжелые углеводороды в составе газов содержатся в количестве 4,2%. В неуглеводородной части преобладает азот - 19,3%. Содержание гелия составляет 0,08%, аргона - 0,4%.

Пластовая температура зависит от глубины залегания комплекса и составляет в среднем 62 - 70°С.

Подсолевой водоносный комплекс объединяет отложения от евлановского горизонта верхнего девона до верхнего протерозоя включительно. По литологическому составу он подразделяется на 2 толщи: верхнюю - карбонатную и нижнюю - терригенную.

Водовмещающие отложения карбонатной толщи представлены, в основном, доломитами и реже известняками.

Водовмещающими отложениями терригенной толщи являются песчаники и алевролиты с отдельными маломощными прослоями карбонатных пород.

Водоносный комплекс вскрыт скважинами 18 и 134.

При опробовании подсолевых отложений совместно воронежского и семилукского горизонтов в скв.18, в интервале 3719 - 3782м получен приток пластовой воды с примесью фильтрата глинистого раствора дебитом 16,8м3/сут. Пластовое давление на глубине 3766м составило 44,8МПа.

---

При опробовании семилукского горизонта в скв.134 получен приток пластовой воды дебитом 26,8м3/сут. Пластовое давление на глубине 3700м составило 42,9МПа. Воды комплекса хлоркальциевого типа.

Минерализация рассолов подсолевого водоносного комплекса составляет 406,6кг/м3 (скв.134). Величины коэффициентов Na/Cl - 0,13; (Cl-Na)/Mg - 7,98 указывают на высокую метаморфизацию рассолов подсолевого комплекса.

Формирование химического состава вод происходит, как и в межсолевом комплексе, в основном за счет хлоридов кальция, натрия, магния. Содержание хлора составляет 258843,8мг/л, кальция - 112224,0мг/л, магния - 9720,0мг/л, сульфатов - 72,0мг/л. Коэффициент сульфатности SO4×100/Cl составляет 0,02.

Величина содержания брома - 3789,5мг/л, йода - 7,13мг/л.

. ОБЗОР СУЩЕСТВУЮЩИХ ПРИЧИН ОБВОДНЕНИЯ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН И МЕТОДОВ БОРЬБЫ С ИЗБЫТОЧНЫМИ ВОДОПРИТОКАМИ
2.1 Причины обводнения скважин
Обводненность продукции большинства разрабатываемых месторождений Республики Беларусь является серьезной и распространенной проблемой нефтяной промышленности. Ежегодные расходы на подъем, сепарацию и утилизацию воды, сопутствующие добыче углеводородного сырья на месторождениях в поздней стадии разработки, составляют значительную долю в цене добываемой нефти.

Известно достаточное количество материалов и методов борьбы с обводнением продукции, однако их эффективность остается невысокой. Это связано с недостаточным пониманием причин поступления воды в добывающие скважины и, как следствие, с неправильным подбором материалов и технологий РИР. Достоверная диагностика причин обводнения продукции является ключом к успешному и качественному ремонту скважин. Рассмотрим основные механизмы обводнения продукции скважин.
2.1.1 Негерметичность обсадной колонны, НКТ или пакера

Негерметичность обсадной колонны, НКТ или пакера приводит к попаданию воды из водоносных горизонтов в скважину (рисунок 2.1).



- нефть, 2 - вода, 3 -перфорационные отверстия

Рисунок 2.1 Негерметичность колонны, НКТ или пакера
Определение проблемы и ее решение в большой степени зависит от конструкции скважины. Для диагностики проблемы может оказаться вполне достаточным проведение простейшего эксплуатационного каротажа - с помощью плотномера, термометра и «вертушки». В более сложных скважинах может потребоваться применение методов WFL и TPHL (определение профиля притока воды и объёмного содержания отдельных фаз в многофазном потоке) с помощью прибора для определения объёмного содержания фаз в потоке. Приборы с электрическими пробоотборниками, такие как прибор FlowView, могут замерять небольшие содержания воды в общем потоке жидкости. Стандартным решением является закачивание изолирующих жидкостей и механическая изоляция с использованием пробок, цементных мостов и пакеров. Также могут использоваться пластыри. Основным методом решения проблемы данного типа является применение дешевых внутрискважинных водоизоляционных технологий.

---

---

2.1.2 Заколонные перетоки

Низкое качество цементного камня может привести к тому, что водоносные пласты оказываются соединенными с нефтяными (рисунок 2.2).



- нефть, 2 - вода, 3 - перфорационные отверстия

Рисунок 2.2 Заколонные перетоки
Наличие таких каналов позволяет воде перетекать из заколонного пространства в затрубное пространство. Второй причиной является возникновение «пустот» в заколонном пространстве из-за выноса песка.

Термометрия или кислородно-активационный каротаж WFL для определения заколонных перетоков могут определить данные потоки воды. Основным решением является применение изолирующих жидкостей, например, закачка высокопрочного цемента или смолистых полимеров в затрубное пространство, либо менее прочных жидкостей на гелевой основе, закачиваемых в пласт для остановки притока в затруб. Особенно важным является точное размещение реагентов, которое обычно осуществляется путем применения установок ГНКТ.

2.1.3 Движение водонефтяного контакта

Постоянное движение ВНК вверх, в зону перфорации скважины, в ходе эксплуатации в водонапорном режиме, может привести к нежелательному прорыву воды (рисунок 2.3).



- нефть, 2 - вода, 3 - перфорационные отверстия

Рисунок 2.3 Движение ВНК
Такое явление имеет место при очень низкой вертикальной проницаемости. Поскольку площадь притока (зона дренирования) велика, а скорость движения ВНК вверх мала, то подъем ВНК может происходить и при очень низкой природной вертикальной проницаемости (менее 0,01 мД). В скважинах с более высокой вертикальной проницаемостью (Кв>0,01 Кг) более характерным является конусообразование и другие проблемы, обсуждаемые ниже. На самом деле, движение ВНК можно считать частным случаем конусообразования, но тенденция к конусообразованию настолько мала, что водоизоляция в прискважинной зоне может быть эффективна.

---

В теоретических исследованиях причины обводнения добываемой продукции подошвенной водой сводятся в основном к определению оптимального интервала вскрытия нефтенасыщенной части пласта и к подсчету предельного безводного дебита эксплуатации. Приближенные решения этих задач были получены М. Маскетом, И.А. Чарным, Н.С. Пискуновым, Н.Ф. Ивановым, Д.М. Миллионщиковым, А.П. Телковым и др.

Диагностика данной проблемы не может базироваться только на факте обнаружения воды в нижних перфорационных каналах, поскольку данное явление может быть вызвано и другими причинами. В вертикальных скважинах данная проблема может быть решена путем заглушки нижних отверстий перфорации с использованием механических систем таких, как цементные мосты и пакер-мосты на кабеле. Необходимость в повторной обработке возникает придвижении ВНК выше пробки. Для вертикальных скважин эта проблема является первым примером, когда причина избыточного водопритока не локализуется в прискважинной зоне, а может распространяться за ее пределы. В горизонтальных скважинах любое внутрискважинное или прискважинное воздействие должно распространяться довольно далеко вверх или вниз по стволу от обводненного пропластка для уменьшения горизонтального потока воды мимо зоны обработки и с целью отсрочить последующий прорыв воды. Альтернативным решением может являться зарезка второго ствола, если значение ВНФ превышает экономический предел.
2.1.4 Обводненный пропласток без внутрипластовых перетоков

Широко распространенной проблемой при совместной эксплуатации нескольких пластов является прорыв воды по высокопроницаемому пласту, ограниченному сверху и снизу водоупорами (рисунок 2.4).


- нефть, 2 - вода, 3 - перфорационные отверстия

Рисунок 2.4 Обводнившийся пропласток без внутрипластовых перетоков

В этом случае, источником воды может являться активная законтурная вода либо нагнетательная скважина. Чаще всего обводненный пласт имеет самую большую проницаемость. При отсутствии внутрипластовых перетоков данную проблему можно легко решить путем применения неупругих изолирующих составов или механических изоляторов в нагнетательной или добывающей скважине. Выбор между закачкой изолирующей жидкости (обычно с применением установки ГНКТ) или применением механических изолирующих систем зависит от знания того, какой пропласток обводнился.

---