ВЫБОР ИНТЕРВАЛА ПЕРФОРАЦИИ ПРИ НАЛИЧИИ ПОДОШВЕННОЙ ВОДЫ
Проблема эксплуатации нефтяных и газовых залежей в тех случаях, огда имеется подошвенная вода, приобретает все большее значение. Подошвенная вода может проникать в нефтяную часть залежи в результате онусообразования, по заколонному пространству вследствие неплотностей или отсутствия цементного кольца или негерметичности цементного стакана в колонне.
Приближенная теория Маскета — Парного, позволяющая рассчитывать предельный безводный дебит и ординату вершины конуса, исходит из допущения, что отклонение поверхности раздела двух фаз от плоской формы не влияет на распределение потенциала скоростей фильтрации в продуктивной части пласта.
Как известно, образование водяных или газовых конусов в нефтяных пластах вызывается градиентами давления, возникающими вокруг работающей скважины. При этом в пластах с газовой шапкой в окрестностях скважины проявляется тенденция к понижению газонефтяного контакта, а в пластах с подошвенной водой — к его поднятию.
Равновесию поверхностей раздела способствует стремление газа оставаться выше нефтяной зоны по причине небольшой плотности и тенденции воды оставаться ниже нефтяной зоны вследствие большей плотности воды по сравнению с нефтью.
Когда градиенты давления начинают превосходить гравитационные силы, появляется возможность прорыва конуса газа или нефти. Для определения предельных безводных дебитов нефти и газа скважин с подошвенной водой необходимо знать отношение проницаемостей kvl kB, т.е. характеристику анизотропии пласта к. Здесь &ги/гв — коэффициенты абсолютной проницаемости соответственно по горизонтали и по вертикали. Для анизотропных пластов с увеличением к предельные безводные дебиты увеличиваются.
В природных условиях в пластах в большинстве случаев встречаются глинистые прослойки или низкопроницаемые пропластки, которые способствуют снижению проницаемости в вертикальном направлении, что Ведет к увеличению к. Безводный период в таких скважинах продолжи-ельный. Скважины, где продуктивный пласт литологически однороден, обводняются гораздо быстрее.
Совершенно очевидно, что предельные дебиты и полнота вытеснения 'АУт увеличиваться: с ростом анизотропии пласта, с уменьшением вяз-сти вытесняемой жидкости, с увеличением разности объемных весов "Меняющей и вытесняемой жидкостей, с улучшением нефтевымыва-способности воды.
61
Важная проблема заключается в определении наивыгоднейшего ги жения интервала перфорации для получения наибольшего пределы-оГ(, безводного дебита нефти и газа в залежах с подошвенной водой, а та'->Е наиболее полной выработки залежи.
Опыт разработки Ромашкинского месторождения нефти покатая что на скорость подъема ВНК существенно влияет литолого-фациали-tot строение пласта "г" — "д" (горизонт flj Ромашкинского месторождения, На участках, где этот пласт представлен хорошо проницаемым моно литным песчаником, происходит более интенсивный подъем ВНК. В 7С же время, если в пласте есть прослои глинистых алевролитов, скород подъема замедляется и зависит от толщины и площадного распространи ния малопроницаемых прослоев. Предполагается, что если скважща расположена на участке, где происходит подъем ВНК, для продления безводного периода ее эксплуатации следует перфорировать лишь кро вельную часть пласта
По анализу работы 23 эксплуатационных скважин водонефтянои зоны на Зайкаратайской площади Ромашкинского месторождения было установлено, что независимо от расположения скважин на площади в первую очередь обводняются те, в которых расстояние от нижних перфо рационнных отверстий до ВНК небольшое. В девяти скважинах это оас стояние составляло 0,4 — 3,2 м. Безводный период их эксплуатации изменялся от 0,4 до 1 года. В десяти скважинах, которые в течение двух трех лет давали безводную нефть, расстояние от нижних перфорационных отверстий до зеркала воды равнялось 3,8 — 7,8 м. Четыре скважины обводнились сразу после ввода их в эксплуатацию вледствие плохого цементирования обсадной колонны.
Пласт Ац башкирского яруса на Кулешовском месторождении пред ставлен чередованием плотных и проницаемых разностей известняков Толщина нефтенасыщенной части в сводовых скважинах достигает 100м Подстилающий водоносный горизонт, представляющий с нефтяной за лежью единую гидродинамическую систему, также представлен извест няками, слагающими отложения намюрского и серпуховского ярусов В эксплуатационных скважинах нижние отверстия перфорации находятся на 2 — 10м выше текущего попожения ВНК.
Большие работы по анализу подъема ВНК выполнены по пласту угленосного горизонта Мухановского месторождения. Было показано что вода, вытесняя нефть из отдельных песчаных прослоев, обтекает многочисленнее глинистые пропластки. В высокопроницаемых интерв? лах ВНК быстро перемещается, при этом скорость перемещения резко уменьшается у пропластков с низкой проницаемостью. Было также устэ новлено, что линзы заглинизированного песчаника и маломощные гли нистые пропластки, являясь хорошим экраном, не способствуют процесс образования конусов и в то же время не оказывают большого препят ствия вытеснению нефти водой из нижней неперфорированной нефтенагь щенной части пласта.
При высокой монолитности р^крываемого пласта нижние перф°° ционные отверстия располагают на большем отдалении от ВНК, чем гс
62
цлененности пласта глинистыми пропластками. В последнем случае ^Э ние отверстия обычно пробивают у нижнего изолирующего пропласт-Н Расстояние от нижнего перфорационного отверстия до начального ка жения ВНК составляло от 7 до 32 м.
П На примере пласта I было показано, что характер расчлененности кол-ктора, обусловливающий степень анизотропности пласта, играет боль-Л VK> роль при разработке нефтяных залежей, подстилающихся подошвенной водой.
На первом этапе разработки Угерского и Бильче-Волицкого газовых месторождений интервалы вскрытия пластов перфорацией были выбраны необоснованно. В разведочных скважинах интервалы перфорации составляли по несколько метров и часто оказывались вблизи газоводяного контакта (ГВК). В эксплуатационных скважинах интервалы перфорации охватывали почти всю толщину пласта без учета длительной безводной эксплуатации.
На указанных месторождениях продуктивны верхнемеловые залежи, приуроченные к толще однородных песчаников проницаемостью от 0,4 до 1,5 мкм2. Этаж газоносности составляет 125 м (Бильче-Волицкое) и 190м (Угерское).
Основным продуктивным горизонтом этих месторождений является залегающий на глубинах 900 — 1070 м мощный песчаный комплекс, относимый к сеноману (XVI горизонт) . Скопления газа в XVI горизонте представляют собой массивные залежи, подстилаемые подошвенной водой. Первоначальное положение ГНК по обеим залежам находилось на одинаковой абсолютной отметке, равной в среднем 798 м.
Анализ промысловых исследований показал, что в большинстве скважин интервалы вскрытия пласта перфорацией намного превышают оптимальные. Так, в скв. БВ-18, в которой 127-мм колонна перфорирована в интервале 987 — 1037 м, при проверке ниже 1002 м (глубина установки насосно-компрессорных труб) была обнаружена глинистая пробка. Исследование показало, что уменьшение интервала перфорации с 50 до 15 м не снизило производительность скважины.
В скв. М-100 продуктивный горизонт вскрыт перфорацией в интерзале 1053 — 1054 м. При производительности скважины 430 тыс. м3/сут газа депрессия составляла 0,45 МПа. После дострела интервала 996 —1050 м депрессия при том же дебите уменьшилась лишь до 0,3 МПа.
Было установлено, что при литологической однородности продуктивного разреза в скважинах, эксплуатирующих залежи с подошвенной во-ЙСЧ продуктивный пласт следует вскрывать перфорацией в кровельной части минимальным интервалом.
° частности, для условий Бильче-Волицкого и Угерского месторож-нии было рекомендовано интервал перфорации принять не более 20 - 30 м
ВЫБОР ИНТЕРВАЛА ПЕРФОРАЦИИ ПРИ НАЛИЧИИ ОДНОВРЕМЕННО ГАЗОВОЙ ШАПКИ И ПОДОШВЕННОЙ ВОДЫ
При наличии газовой шапки и подошвенной воды выбор интервала префорации имеет исключительно важное значение. При эксплуатации, скважин, пробуренных на такие пласты, возможен прорыв газа из газово^ шапки и подошвенной воды.
Каково же должно быть положение интервала перфорации по OTHQ шению к ВНК и ГНК в этих условиях? Что может быть оптимальным расположение интервала перфорации ближе к ВНК или ГНК? Толщин, перфорированной части при этом будет зависеть, естественно, от эффе^ тивной нефтенасыщенной части пласта.
В этом отношении показателен опыт разработки Анастасиевско-Троиц кого месторождения в Краснодарском крае. Нефтегазовая залежь IV мэотического горизонта месторождения считается уникальной. Особен ность ее строения заключается в огромной по размерам газовой шапке этажом более 150 м при сравнительно небольшом слое нефти высотои 22 м, подпираемом снизу активной подошвенной водой. Коллекторы горизонта представлены чередованием рыхлых песков, алевролитов алевритов с прослойками песчаников и глин пористостью 25 % и про ницаемостью 0,3 — 2,6 мкм2.
Первоначальное пластовое давление на ВНК (1524 м) составлял) 15,8 МПа, на ГНК (1502 м ) — 15,6 МПа. Депрессии при безводном пери оде были 0,05 — 0,2 МПа при отборах 30 — 35 т/сут и газовых факторах 60м3/т.
Первоначальный газонефтяной контакт занимал горизонтально положение на изогипсе 1502 м. Водонефтяной контакт наклонен с се веро-запада на юго-восток от изогипсы 1522 rfi до 1530 м.
В большинстве скважин, эксплуатирующих основную песчаную часть IV горизонта, нижние отверстия интервала перфорации, как правило располагаются на расстоянии 5 м от водонефтяного и в 10 — 14 м — от газонефтяного контактов. Ширина интервала перфорации составляет 2,4м
Подтягивание конуса воды к забою скважины происходит при опре деленных депрессиях на забое, снижение которых приводит к опускз нию конуса воды значительно ниже интервала перфорации, чем обеспечь вается безводная эксплуатация скважин. Имеющиеся в разрезе основно песчаной части глинистые и малопроницаемые разделы бесспорно оказы вают влияние на процесс конусообразования. Чем выше степень анизс тропии пласта под интервалом перфорации, тем меньше размер конус воды. Отсюда в ряде скважин, имеющих высокую степень анизотропии вода может появиться через длительный период времени лишь при зи^ читальном приближении водонефтяного контакта к интервалу перФс рации.
Огромное значение для рациональной разработки нефтяной зале1" IV горизонта имеет вопрос о прорывах газа к забоям нефтяных скваЖ1 который происходит при опускании газового конуса, образовавшегося время эксплуатации скважины, до интервала перфорации. Совершен"
64
Н0; что скорость,прорыва газа зависит не только от расстояния верх-х отверстий интервала перфорации до газонефтяного контакта, но и т депрессии на забое скважины и степени анизотропии пласта над ин-тервалом перфорации.
g большинстве эксплуатационных скважин расстояние от верхних тверстий интервала перфорации до газонефтяного контакта превышает Ю м. Здесь прорывов газа не отмечалось, но в 13 скважинах интервалы ерфорации расположены ближе 7 м от газонефтяного контакта. В пяти из них, перфорированных в 1,8 — 3 м от газонефтяного контакта, при освоении был получен газ с небольшим количеством нефти. В четырех скважинах, имеющих интервалы перфорации в 4 — 6 м от контакта газ — нефть, газ появился в процессе эксплуатации. В остальных четырех скважинах, перфорированных на таком же расстоянии от газонефтяного контакта, но содержащих глинистые разделы между интервалом перфорации и контактом газ - нефть, прорывов газа не было.
Практика разработки IV мэотического горизонта Анастасиевско-Тро-ицкого месторождения свидетельствует, что при расположении интервала перфорации в 2 — 3 м от ГНК прорыв газа происходит в первые часы работы скважины (например, скв. 26, 27, 30); при расположении интервала перфорации в 4 —5 м от ГНК — в течение первых 3 — 4 мес работы (скв. 9, 23).
Чтобы показать целесообразность расположения интервала перфорации ближе к ВНК и дальше от ГНК, были проведены эксперименты по переносу интервала перфорации ближе к ГНК.
Для примера интересно рассмотреть работу скв. 137, 208, 388 до переноса интервала перфорации и после.
Скв. 137 до переноса интервала перфорации эксплуатировалась 6 лет с дебитом нефти 25 т/сут при 5—7 %-ной обводненности (расстояние от нижних отверстий до ВНК составляло 5,2 м) . Скв. 208 работала около 8 лет с дебитом 17 т/сут при 2—3 %-ной обводненности (расстояние от нижних отверстий до ВНК составляло 5,3 м). Скв. 388 также около 8 лет работала с дебитом нефти 15 т/сут при 2—4 %-ной обводненности (интервал перфорации расположен в 5,2 м от ВНК) .
В порядке эксперимента интервал перфорации по этим скважинам перенесли вверх к ГНК. Расстояние от верхних перфорационных отверстий до ГНК составляло: в скв. 137 - 4,4 м; в скв. 208- 5 м; в скв. -388 — 6,6. Эти скважины вступили в эксплуатацию с дебитом нефти 26 - 30 т/сут.
В табл. 14 приведены результаты изменения скорости опускания ГНК зависимости от расположения интервала перфорации по указанным скважинам.
После четырех месяцев работы со средним дебитом 28 т/сут (после переноса интервала перфорации) в скв. 137 начался интенсивный рост
атРУбного давления. Такие же результаты были получены по скв. 208 и ^88.
Таким образом, было доказано, что приближение интервала перфора-и к ГНК по скважинам IV горизонта Анастасиевско-Троицкого место-
65
Таблица -ц
Номер скважины До переноса интервала перфорации После переноса интервала перфорации
расстояние скорость расстояние скорость
от верхних перфорационных отверстий до ГНК, м опускания ГНК, м/год от верхних перфорационных отверстий до ГНК, м опускания ГНК, м/год
137 208 388 14,4 15,0 16,6 0,53 0,51 0,18 4,0 5,0 6,6 2,16 1,92 1,80
рождения способствует увеличению скорости опускания ГНК при отсут ствии достаточно надежных экранирующих глинистых прослоев. Опуска ние ГНК происходит тем быстрее, чем ближе к нему расположен интер вал перфорации. Длительный опыт разработки нефтяной залежи IV мэоти ческого горизонта подтвердил правильность принятой системы располо жения интервала перфорации в 5 — 6 м от ВНК и дальнейшей поэтапно* эксплуатации нефтяного слоя. Ширина интервала перфорации при этсм составляет 2 — 3 м.
Высокая проницаемость коллектора (1,8 — 2,0 мкм2^позволил; эксплуатировать скважины с установленными дебитами 25 — 30 т/cyi при депрессиях 0,05 — 0,15 МПа. Поскольку пласт сложен из слабо сцемен тированных песков, то при указанных депрессиях было предотвращенс разрушение призабойной зоны.
Таким образом, определение оптимального расположения и ширинь интервала перфорации и установление строгого режима отбора нефт» позволили в весьма сложных условиях обеспечить рациональную раз работку Анастасиевско-Троицкого месторождения.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛОТНОСТИ ПЕРФОРАЦИИ
В промысловой практике обычно плотность перфорации принимаю! по установившейся традиции — 20 отверстий на 1 м толщины пласта По данным промысловой практики такую плотность, почти повсеместно применяемую на всех месторождениях без учета геолого-физически> свойств коллектора, нельзя признать целесообразной. Известно, что Е ряде случаев скважины длительное время фонтанируют при наличие всего одного-двух перфорационных отверстий. Можно предполагать что за время эксплуатации скважины размеры перфорационных отвер стий существенно увеличиваются за счет эрозии и коррозии метал"' эксплуатационной колонны. Поэтому в принципе следует значительН' сократить число перфорационных отверстий.
При определении плотности перфорации, по-видимому, следует ис* дить из следующих основных условий: предотвращение деформации э
66
О'
пуатационной колонны и цементного кольца за колонной в интервале про-У«тивной части пласта; учет проницаемости коллектора. Во избежание ос-ожнений плотность перфорации в зависимости от проницаемости пластов и послоев не должна превышать 5—12 отверстий на 1 м толщины продуктив-Ого пласта. Этого принципа следует придерживаться также при перфорации ластов с высокой степенью неоднородности по проницаемости, объеди-енных в единый объект эксплуатации. Например, для пластов с прони-емостьк> 0,5 мкм2 и более плотность можно принять в пределах 5 —7 отверстий на 1 м; для пластов с проницаемостью до 0,3 мкм2 — 8—10 отверстий на 1 м; для пластов с проницаемостью до 0,1 мкм2 и менее — 10- 12 отверстий на 1 м толщины пласта.
Разумеется, в каждом конкретном случае окончательное решение о выборе плотности перфорации должно основываться на тщательном изучении накопленного опыта и на данных специальных промысловых испытаний. Такого рода испытания следует проводить как на этапе разведочных работ, так и на скважинах, вводимых в эксплуатацию из бурения.
На основании изложенного можно сделать некоторые выводы и рекомендации.
1. Вскрытие продуктивного пласта перфорацией следует проводить при условиях, исключающих снижение естественной проницаемости коллектора при проникновении в призабойную зону промывочной жидкости. Оставление скважины на длительное время под давлением гидростатического столба промывочной жидкости после вскрытия продуктивного пласта перфорацией, практикуемое иногда на промыслах, нельзя признать целесообразным. Если после перфорации и кратковременного опробования скважину невозможно ввести в эксплуатацию, то следует перфорированную часть пласта изолировать от столба промывочной жидкости, которая по своим свойствам и качеству не может обеспечить естественную проницаемость коллектора.
2. При определении оптимального положения интервала перфорации по отношению к газовой шапке и подошвенной воде необходимо прежде всего исходить из литолого-фациального строения пласта.
В условиях массивных залежей при литологической однородности продуктивного пласта его следует вскрывать в верхней части минимальным интервалом перфорации. Это относится к газоносному и нефтяному пластам, подстилаемым подошвенной водой. Нефтяной ппаст с газовой шапкой, но без подошвенной воды в указанных условиях, разумеется, нужно вскрывать в нижней части также при минимальном интервале еРфорации, так как легче перфорировать дополнительные отверстия, м изолировать часть перфорационных отверстий.
- В большинстве случаев природные коллекторы имеют глинистые лсм, которые препятствуют преждевременному прорыву подошвен-воды или газа из газовой шапки. В этих услових нижние перфора-ра ННЬ|е отверстия (в случае подошвенной воды) или верхние перфо-п И°ННЬ|е отверстия (при наличии газовой шапки) располагаются у ог° относительно мощного и непроницаемого пропластка. По мере
67
подхода воды и сильного обводнения скважины переносят филы учетом наиболее полной выработки залежи.
4. Наиболее сложно определить наивыгоднейшее положение интерЕ перфорации при наличии одновременно большой газовой шапки и подоц, венной воды, причем когда нефтенасыщенная часть пласта невели^
На основании опыта разработки IV мэотического горизонта Анаст» сиевско-Троицкого месторождения можно рекомендовать следующее
интервал перфорации, исходя из стремления увеличить суммарны^ отбор нефти из скважины до прорыва газа и воды, должен быть минималь ным;
принятый интервал перфорации должен обеспечить получение задаи ного дебита нефти из скважины при минимальных депрессиях без су щественного выноса песка в случае слабо сцементированных кол лекторов;
, интервал перфорации следует расположить ближе к ВНК и дальще от ГНК; нижние перфорационные отверстия при этом, должны быть на расстоянии не менее 25 % толщины нефтенасыщенной части пласта а ширина интервала перфорации — не более 15 % этой толщины.
Приведенные рекомендации основаны на практике разработки лишь одного месторождения. Накопление опыта разработки аналогичных месторождений позволит, вероятно, уточнить некоторые положения
Однако, по нашему мнению, бесспорно, что при условии, когда нефтя ная залежь заключена между газовой шапкой и подошвенной водой толщина интервала перфорации должна быть небольшой и его следует располагать ближе к ВНК и дальше от ГНК при минимальных депрессиях
При разработке такого типа залежей возникает вопрос о возмож ности отбора некоторого количества газа из газовой шапки.
Чтобы правильно решить этот вопрос, надо прежде всего располагат» фактическими данными разработки залежи без отбора газа из газовой шапки. Если в процессе отбора нефти существующими и дополнительно пробуренными скважинами на отдельных участках залежи не удается обеспечить равномерное опускание газовой шапки и кое-где имеется тен денция прорыва газа, то, по-видимому, целесообразно регулировать продвижение ГНК некоторым отбором газа из газовой шапки.
Таким образом, при отборе некоторого количества газа из газовой шапки следует учитывать режим работы нефтяной залежи. При этом должны быть выполнены по крайней мере три условия: предотвращен^ прорыва газа из газовой шапки в нефтяную залежь; предотвращение попадания нефти в газовую шапку вследствие высоких отборов газа обеспечение вытеснения нефти газом вследствие равномерного и небояь шого опускания ГНК.
Для всех рассмотренных случаев огромное значение имеет величии депрессии. Неправильное определение ее обычно служит причиной преж? временного прорыва подошвенной воды или газа из. газовой шапк Промысловая практика показывает, что для рассматриваемых слуна< депрессия должна быть минимальной от начала ввода скважины в эК плуатацию и в продолжение всего периода ее работы.
68
Таким образом, правильный учет геолого-физических свойств кол-
ора и физико-химической характеристики насыщающих его жид-
ПВ тей при определении положения интервала перфорации и оптимального
* ения депрессии может существенным образом повлиять на полноту
3 паботки нефтяной и газовой залежей.
Sb 5 Выбор плотности перфорации должен основываться на недопу-нии деформации эксплуатационной колонны и цементного кольца интервале продуктивной части пласта и на учете неоднородности пласта по проницаемости.
В зависимости от проницаемости коллектора число перфорационных отверстий следует принять в пределах 5—12 отверстий на 1 м толщины пласта.
