СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ
ВНК - водонефтяной контакт;
ГНК - газонефтяной контакт;
ГВК - газо-водяной контакт;
ГДИ - гидродинамические исследования скважин;
ГИС - геофизические исследования скважин;
ДР - дифференциальное разгазирование;
НКТ - насосно-компрессорные
трубы;
ВВЕДЕНИЕ
Призабойная зона пласта подвержена наиболее интенсивному воздействию различных процессов, сопровождающих строительство скважины и ее последующую эксплуатацию и нарушающих первоначальное равновесное механическое и физико-химическое состояние пласта.
Основная причина низкой продуктивности скважин наряду с плохой естественной проницаемостью пласта и некачественной перфорацией - снижение проницаемости ПЗП.
Само бурение вносит изменения в распределение внутренних напряжений в окружающей забой породе. Снижение продуктивности скважин при бурении происходит также в результате проникновения бурового раствора или его фильтрата в ПЗП. При взаимодействии фильтрата с пластовой минерализованной водой может происходить образование нерастворимых солей и выпадение их в осадок, набухание глинистого цемента и закупоривание порового пространства, образование стойких эмульсий и снижение фазовой проницаемости для нефти.
Причиной низкой продуктивности скважин может быть и некачественная перфорация вследствие применения маломощных перфораторов, особенно в глубоких скважинах, где энергия взрыва зарядов поглощается энергией больших гидростатических давлений.
Снижение проницаемости ПЗП происходит и при эксплуатации скважин, сопровождающейся нарушением термобарического равновесия в пластовой системе и выделением из нефти свободного газа, парафина и асфальтосмолистых веществ, закупоривающих поровое пространство коллектора. Интенсивное загрязнение ПЗП отмечается и в результате проникновения в нее рабочих жидкостей при проведении в скважинах различных ремонтных работ.
Для увеличении проницаемости призабойной зоны используются различные методы воздействия на ПЗП. Применяя тот или иной метод можно добиться очистки поровых каналов и трещин от различного рода материалов, отложившихся в них (смолы, асфальтены, парафин, глина, соли и др.), а также расширения и создания новых трещин и каналов, улучшающих гидродинамическую связь пласта со скважинами.
По характеру воздействия на ПЗП все методы делятся на химические, механические, тепловые и комплексные (физико-химические). Выбор конкретного метода воздействия осуществляется на основе комплекса исследований, направленных на изучение состояния призабойной зоны пласта, состава пород и жидкостей, а также систематического обобщения и изучения геолого-промыслового материала по рассматриваемому объекту.
Кислотные обработки скважин, составляющие основу химических методов, нашли наиболее широкое применение вследствие своей сравнительной простоты, дешевизны, доступности реагентов и часто встречающихся благоприятных условий для их проведения. На Южно-Шапкинском месторождении этот метод воздействия на ПЗП является основным, так как продуктивные отложения представлены карбонатными породами.
В данной работе проектируется
кислотная обработка ПЗП в скважине №23 Южно-Шапкинского месторождения. Целью
работы являлось определение расчетных показателей процесса СКО в выбранной
скважине.
1. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ
ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
1.1
Общие сведения о месторождении
Южно-Шапкинское месторождение расположено в Ненецком национальном округе Архангельской области. Ближайшим населенным пунктом является г.Нарьян-Мар - речной порт на р.Печора, расположенный в 75 км к северо-западу, г.Усинск - основная база нефтедобычи в северной части Тимано-Печорской провинции находится в 185 км к юго-востоку, имеет железнодорожное сообщение, аэропорт. Прилегающие нефтяные месторождения Пашшорское, Верхнегрубешорское, Южно-Юрьяхинское находятся, соответственно, в 30, 40 и 55 км южнее, причем расположены Пашшорское месторождение частично, а остальные полностью на территории Усинского района Республики Коми.
Площадь освоения расположена в западной части Большеземельской тундры в бассейне рек Шапкино, Серчею, Лая. Местность представляет собой слабо всхолмленную, сильно заболоченную тундру покрытую мелкими кустарниками и мхами с отдельными возвышенностями, с отметками от +70 до +190 м над уровнем моря. Болота, в основном труднопроходимые, глубиной до 1,5 м, со множеством озер. В южной части наблюдается появление обширных редколесий и небольших лесных массивов. Берега рек высокие обрывистые.
Климат района континентальный, холодный, с избыточным увлажнением. Среднегодовая температура воздуха составляет минус 1,3 - 6,8 °С, среднегодовое количество осадков 340 - 420 мм. Устойчивый снежный покров держится от 200 до 205 суток. Ледостав на реках обычно продолжается с ноября по май. Толщина снегового покрова составляет от 0,7 до 2 м. Продолжительность светового дня в декабре - январе от 3 до 5 часов, апреле - июле от 18 до 22 часов.
В пределах территории Южно-Шапкинского месторождения установлено наличие двух слоев многолетнемерзлых пород (ММП). Первый (верхний) слой мерзлоты имеет преимущественно массивно-островное распространение.
Зона массивно-островного распространения ММП занимает от 10% в южной до 40% северной части территории. Здесь мерзлые породы встречаются на крупных массивах плоско- и выпукло-бугристых торфяниках и оторфованных приподнятых водораздельных пространствах, сложенных с поверхности морскими и ледниково-морскими отложениями. Нижняя граница мерзлых отложений фиксируется на глубинах от 15-20 до 50-70 м. Глубина сезонного оттаивания на безлесных пространствах составляет от 0,9 до 2,0 м. Близкие к нулевым температуры присущи периферийным частям мерзлых массивов. Наибольшие среднегодовые температуры грунтов плюс 2,7 - 4,4 °С наблюдаются в пределах полос стока.
Многолетнемерзлые породы второго слоя развиты повсеместно. В целом, в районе работ верхняя граница 2-го слоя многолетнемерзлых работ залегает на глубине 100 м и более, а нижняя граница - на глубине от 200 до 350 м. Общая толщина многолетнемерзлых и переохлажденных пород равна от 130 до 265 м.
В 85 км к востоку от месторождения расположено ближайшее разрабатываемое Харьягинское месторождение, которое связано с городом Усинском бетонированной шоссейной дорогой и нефтепроводом с магистральным нефтепроводом Усинск-Ухта-Ярославль. Завоз грузов может быть осуществлен от Харьягинского месторождения в зимнее время с декабря по март по зимнику или воздушным транспортом - вертолетами.
На территории рассматриваемого
района выявлены пески и песчаные грунты, распространенные в виде широких полос
по долинам рек. Их толщина от 2 до 4м, по отдельным обнажениям от 10 до 15м.
1.2 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов
Месторождение открыто в 1970 г. поисковой скважиной №21, заложенной в сводовой части антиклинальной складки. В скважине была выявлена непромышленная залежь легкой нефти в доломитах серпуховского яруса нижнего карбона, массивная залежь нефти в карбонатах среднего - верхнего карбона и газовая залежь в карбонатах артинского яруса нижней перми. Годом позже поисковой скважиной № 23 на Южно-Шапкинском куполе установлено наличие еще двух скоплений нефти и газа в карбонатных отложениях ассельского и сакмарского ярусов нижней перми. Всего на поисково-разведочном этапе, завершившемся в 1976 году, на Южно - Шапкинском месторождении выявлено 4 промышленных скоплений нефти и газа.
Газонефтяная залежь II в С2+3 - массивная сводовая. Глубина залегания в своде 1859 м. Размеры залежи 12 х 1,9 км. Общий этаж нефтегазоносности II залежи составляет 187 м, в том числе по нефтяной части -158 м и газовой - 29 м. Покрышкой залежи является пачка глинистых и плотных известняков, мощностью от 9 до 39 м.
Залежь вскрыта 11 скважинами (№№ 21 - 24, 27 - 29, 31 и 34 - 36). В контуре нефтеносности расположено 7 скважин, одна (№ 22) оказалась прямо на ВНК и 3 скважины (№№ 24, 27 и 29) за контуром нефтеносности. Промышленные притоки безводной нефти получены из 11 объектов.
Притоки нефти с водой получены в скважинах №№ 23, 35 и 36, вскрывших водонефтяной контакт. По результатам опробования скважин и данным ГИС водонефтяной контакт в целом по месторождению принят на отметке минус 1919 м, за исключением крайней северо-западной части (район скважины № 22), где по результатам опробования уровень контакта нефть - вода поднят до отметки минус 1900 м.
Продуктивная часть разреза сложена пористыми и кавернозными, органогенно-детритовыми известняками с трещинно-поровым типом коллекторов. Эффективные нефтенасыщенные толщины достигают 107,4 м, газонасыщенные 6,4 м. Коэффициенты гранулярности и расчлененности в среднем составляет 0,50 и 18 в нефтяной части и 0,23 и 6 в газовой.
Пористость нефтенасыщенных коллекторов составляет: по керну 16,5% (7,2 - 29%), по ГИС -16,7%, газонасыщенных по ГИС - 13,8%. Остаточная нефтенасыщенность определена по керну и составляет 14,4%.
Коэффициенты нефте и газонасыщенности приняты по зависимости между остаточной водо-насыщенностью и проницаемостью, полученной на керне, равными 0,78 и 0,52.
Проницаемость нефтенасыщенных коллекторов по данным исследования керна изменяется в пределах от 0,001 до 86 мкм2 , составляя в среднем 0,0311 мкм2.
Продуктивность пластов определена при исследовании 11 нефтяных объектов. Средний коэффициент продуктивности по скважинам и объектам по залежи составляет 76 т/(сут*МПа). Для устранения скин-эффекта с целью интенсификации притоков применялись солянокислотные обработки пластов. В результате достигнуто увеличение дебитов в 1,6 - 6 раз, коэффициентов продуктивности в 4 - 4,7 раза.
Проницаемость по гидродинамическим расчетам изменяется от 0,0167 до 0,529 мкм2, при среднем значении 0,321 мкм2. Максимальный дебит нефти получен при работе скв. 23, который составил 293,1 т/сут. Дебит свободного газа по скв.21 составил 28,9 тыс. м3/сут на 5 мм штуцере. Залежь подстилается активными напорными водами, дебиты которых достигают 367 м3/сут при коэффициенте продуктивности 83 м3/(сут*МПа).
Нефтяная залежь III в Pls - пластовая сводовая. Кровля проницаемых известняков вскрыта на глубине 1792 м (а.о. минус 1666 м). Покрышкой для залежи служит терригенно - карбонатная пачка толщиной от 3 до 30 м. Залежь подстилается плотными глинистыми известняками. Размеры залежи 5,5 × 0,9 км, высота 56 м. Уровень ВНК по площади принят по результатам опробования скважин и данным ГИС на отметке минус 1732 м.
Залежь вскрыта 11-ю скважинами, однако в контуре нефтеносности находятся только 4 скважины: №№ 21, 23, 28 и 35. Промышленные притоки нефти получены в двух скважинах (№№ 21 и 23) из четырех объектов на разных гипсометрических уровнях.
Продуктивная часть разреза сложена пористыми биоморфно-детритовыми неравномерно доло-митизированными известняками с трещинно-поровым типом коллекторов. Общая толщина пласта достигает 58,4 м, эффективная нефтенасыщенная 35,4 м. Коэффициенты гранулярности и расчлененности в среднем составляет 0,74 и 4,8.
Проницаемость нефтенасыщенных коллекторов по данным исследования керна изменяется в пределах от 0,001 до 0,406 мкм2, составляя в среднем 0,0331 мкм2. По промысловым исследованиям проницаемость выше, чем по керну и составляет в среднем 0,5558 мкм2 при изменении от 0,0117 до 1,020 мкм2.
Пористость нефтенасыщенных коллекторов составляет: по керну 17,3% (16,9 - 26,9%), по ГИС -17%.
Остаточная нефтенасыщенность определена по керну и составляет 15,6%.
Коэффициент нефтенасыщенности принят по зависимости между остаточной водонасыщенностью и проницаемостью, полученной на керне, равным 0,78.
Продуктивность пластов определена при исследовании 6 нефтяных объектов по 3 скважинам. Средний коэффициент продуктивности по скважинам и объектам по залежи составляет 147 т/(сут×МПа), при изменении от 70 до 286 т/(сут×МПа).
Проницаемость по гидродинамическим расчетам изменяется от 0,117 до 1,020, при среднем значении 0,5558 мкм2. Максимальный дебит нефти составил 206,2 т/сут.
Залежь подстилается активными напорными водами, дебиты которых достигают 417 м/сут при коэффициенте продуктивности 50 м3/(сут×МПа).
Нефтегазоконденсатная залежь IV в Pla+s - массивная сводовая и приурочена к мощной карбонатной толще ассельско-сакмарских отложений нижней перми. Кровля проницаемых известняков в сводовой части залежи вскрыта на глубине 1681 м (а. о. минус 1554 м). Размеры залежи составляют 10×1,4 км. Общий этаж нефтегазоносности IV залежи составляет 109 м, в том числе по нефтяной части 30 м и газовой 79 м. Покрышкой для залежи служит пачка глинистых, плотных известняков в подошве артинского яруса нижней перми толщиной до 100 м. Залежь подстилается активными напорными водами. Уровень ВНК по площади принят по данным опробования скважин и ГИС на отметке минус 1663 м, ГНК - минус 1635 м. В контуре продуктивности располагаются 7 скважин. Покрышкой залежи является мощная толща глинистых известняков, мергелей и глин мощностью от 146 до 200 м.
Продуктивная часть разреза сложена пористыми и кавернозными, биоморфно-детритовыми слабо доломитизированными известняками с трещинно-поровым типом коллекторов. Эффективные нефтенасыщенные толщины достигают 22,2 м, газонасыщенные 39 м.
Коэффициенты гранулярности и расчлененности в среднем составляет 0,69 и 3,9 в нефтяной части и 0,34 и 9,2 в газовой.
По данным исследования керна проницаемость нефтенасыщенных коллекторов изменяется в пределах от 0,001 до 0,015 мкм2, составляя в среднем 0,0302 мкм2, газонасыщенных коллекторов - изменяется в пределах 0,0001 - 0,531 мкм2, составляя в среднем 0,0059 мкм2. Пористость нефтенасыщенных коллекторов составляет: по керну 18,3% (8 - 28,8%), по ГИС 16,9%, газонасыщенных по керну 14,9% (5 - 23%), по ГИС 14,4%.
Остаточная нефтенасыщенность определена по керну и составляет 16% для нефтенасыщенной части и 3,6% для газонасыщенной.
Коэффициенты нефти и газонасыщенности приняты по зависимости между остаточной водо-насыщенностью и проницаемостью, (для газонасыщенной за вычетом остаточной нефтенасыщенности) полученной на керне, равными 0,78 и 0,50.
Продуктивность пластов определена при исследовании одного нефтяного и двух нефтегазовых объектов. Средний коэффициент продуктивности по скважинам достигает 51,7 м /(сут×МПа) в нефтяной части и 9 м3/(сут×МПа) в газонефтяной.
Проницаемость по гидродинамическим расчетам изменяется от 0,0167 до 0,529, при среднем значении 0,1027 мкм2. Максимальный дебит нефти составил 56,3 т/сут. Дебит свободного газа по скважине № 21 составил 76 тыс. м3/сут на 9 мм штуцере.
Залежь подстилается активными напорными водами, дебиты которых достигают 474 м /сут при коэффициенте продуктивности 185 мЗ/(сут×МПа). Режим залежи смешанный.
Газовая залежь в PlarV - массивная сводовая и приурочена к пачке известняков артинских яруса нижней перми. Кровля проницаемых известняков в сводовой части залежи вскрыта на глубине 1526 м (а. о. минус 1400 м). Высота залежи составляет 44 м при общей мощности пласта 65,4 м. Размеры залежи 5,2 × 0,9 км, этаж газоносности 44 м. Залежь подстилается глинистыми, плотными известняками, служащими покрышкой для нижележащей залежи. Уровень ГВК на площади принят на отметке минус 1444 м. В контуре продуктивности располагаются две скважины. Покрышкой для залежи служит мощная толща глинисто-алевролитовых пород нижней-верхней перми.
Продуктивная часть разреза сложена пористыми и кавернозными, биоморфно-детритовыми участками доломитизированными известняками с трещинно-поровым типом коллекторов. Эффективные газонасыщенные толщины достигают 41,4 м. Коэффициенты гранулярности и расчлененности в среднем составляет 0,77 и 3,0.
Проницаемость газонасыщенных коллекторов по данным исследования керна изменяется в пределах от 0,0001 до 0,027 мкм2, составляя в среднем 0,00055 мкм2.
Пористость коллекторов составляет по керну 14,8% (7,2 - 24,2%), по ГИС 15%.
Остаточная нефтенасыщенность определена по керну и составляет 12%.
Коэффициент газонасыщенности принят по зависимости между остаточной водонасыщенностью и проницаемостью, полученной на керне, за вычетом остаточной нефтенасыщенности равным 0,38.