Влияние обводнения на продуктивность пластов
Основные разведанные запасы Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна приурочены к терригенным отложениям сеноманского продуктивного комплекса. Толщина пород коллекторов сеноманских продуктивных отложений составляют 0,4-25 м, максимальная газонасыщенная толщина пород в сводовой части месторождений достигает 300 м. Суммарное содержание проницаемых пород в общей мощности толщи уменьшается по направлению с востока на запад от 80 до 20 %. С увеличением глубины залегания происходит глинизация и уплотнение горных пород, что приводит к уменьшению их ФЕС. В целом, ФЕС коллекторов изменяются в широких пределах: пористость от 0,10 до 0,45, проницаемость от 0,0001 до 3-10-12 м2, коэффициент газонасыщенности от 0,20 до 0,96.
Запасы газа в сеноманских отложениях приурочены к различным фациальным толщам: на Медвежьем и Уренгойском месторождениях - это отложения морского мелководья и авандельты; на Ямбургском, Вынгапуровском и Восточно-Тарксалинском месторождениях - это отложения аллювиально-дельтовой равнины. В разрезе сеноманских отложений наблюдается неоднократное повторение комплексов аллювиальных отложений мощностью от 10 до 50 м. Многоярусность является следствием внутренней динамики процесса аллювиальной аккумуляции, а не тектонических движений. Неоднородность продуктивной толщи осложняет гидродинамическую систему сеноманских залежей.
Анализ изменения во времени динамики ГВК сеноманских залежей Западной Сибири свидетельствует о том, что в зонах отбора происходит активное внедрение дифференцированной контурной и подошвенной вод в газовую часть пласта. В процессе снижения пластового давления и дебита газа ухудшаются условия выноса жидкости с забоев скважин. Появление жидкости в скважине обусловлено подтягиванием подошвенных и контурных вод, недостаточной герметичностью цементного камня, конденсацией паров воды в стволе скважины и ПЗП [24-26]. Одним из главных отрицательных последствий обводнения продуктивных интервалов является разрушение призабойной зоны скважин вследствие размыва глинистого цементирующего материала и выноса матричной породы. В большинстве взятых для анализа скважин отмечено наличие так называемой «псевдо-сжиженной» пробки ниже башмака НКТ, место образования которой зависит от режима эксплуатации скважины [16, 23-26].
|
|
|
Параметры режимов в процессе промысловых исследований скважин задавались, исходя из анализа их предыстории и изменялись в следующем диапазоне: дебит газа - 179-1003 тыс. м3/сут; скорость у башмака лифтовой колонны - 3,9-14,5 м/с; скорость в эксплуатационной колонне – 1,4-8,2 м/с; депрессия - 0,003-1,24 МПа. Минимальные скорости потока, при которых были зафиксированы выносы воды и механических примесей из газовых скважин Уренгойского и Ямбургского месторождений, составили 1,4-1,6 м/с.
|
|
|
Результатами промысловых исследований, лабораторными экспериментами и теоретическими оценочными расчетами для различных моделей и размеров частиц было установлено, что минимально необходимые скорости потока для устойчивого выноса жидкости и механических примесей должны быть более 2 м/с, а для полного очищения забоя скважины от «псевдосжиженной» песчаной пробки - более 5 м/с [23].
Скорости потока в лифтовой колонне при исследованиях скважин были выше минимально необходимых, в отличие от скоростей потока в эксплуатационной колонне. По этой причине отметки текущих забоев в скважинах с «высокой» подвеской НКТ свидетельствуют об их подъеме во времени. Этот процесс предотвратить технологическими мероприятиями не удается в связи с уменьшением дебитов скважин и применением метода распределения скоростей - уменьшением их до нулевого значения в зоне нижних отверстий интервала перфорации.
При этом, по результатам газогидродинамических исследований ни в одной скважине не наблюдалось продолжительного «обвального» выноса продуктов разрушения породы коллектора призабойной зоны. Это доказывает тот факт, что при существующих и контролируемых режимах работы скважин, а также в связи с тем, что эксплуатации скважин проводится через фильтр, этот процесс маловероятен. Значительный вынос «песка» при кратковременных испытаниях обусловлен выносом шлама из зумпфа скважины, где скопились продукты предшествующего разрушения. В пользу данного утверждения свидетельствуют результаты замеров положения текущих забоев и уменьшение количества выносимых механических примесей при переходе на более интенсивный режим работы скважины.
|
|
|
Как правило, из скважин выносится водо-глино-песчаная смесь в виде пульпы, в которой количество абразивных компонентов незначительно, а негативное их воздействие на износ оборудования частично компенсируется присутствием жидкой фазы. Поэтому одним из объективных факторов, определяющих рациональный технологический режим эксплуатации газовой скважины, является скорость потока, обеспечивающая устойчивый вынос жидкости и механических примесей, которая в итоге определяет значение допустимой депрессии на пласт.
Дата добавления: 2018-02-18; просмотров: 354; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!