Г.Г. Гилаев, В.П. Потапкин (ОАО «НК «Роснефть»-Краснодарнефтегаз»)
Большинство месторождений Краснодарского края находится на завершающей стадии разработки. Перспективы стабилизации и увеличения добычи нефти связаны с доразведкой эксплуатируемых объектов, интенсификацией притока в скважинах, подключением в разработку невыработанных пластов. Наряду с этим в крае продолжается ввод в разработку новых месторождений, одним из которых является Западно-Морозовское. Оно входит в состав СладковскоМорозовского нефтегазоносного региона, открытого в конце 1996 г.
Особенность геологического строения месторождения – аномально высокие давления продуктивного и расположенного ниже водоносного пластов. Продуктивный пласт находится на глубине 3000 м, имеет среднее пластовое давление 41,0-46,0 МПа. Он отделен от нижележащего водоносного пласта глинистой перемычкой мощностью 20 м. Пластовое давление водоносного горизонта – порядка 58,0 МПа. Пласты, обладающие емкостнофильтрационными свойствами, имеют алевро-песчаный состав. Средняя проницаемость продуктивного пласта – 95,33 мД, коэффициент пористости – 25,6 %, пластовая температура – 124 °С.
При выводе скважин в разработку из бурения столкнулись с проблемой обводнения продукции. В ряде случаев вода по заколонному перетоку поступала из нижележащего водоносного пласта. На двух скважинах Западно-Морозовского месторождения в декабре 2003 г. и августе 2004 г. проведены ремонтно-изоляционные работы (РИР) по ограничению водопритока с применением кремнийорганического тампонажного материала АКОР БН 102 (ТУ 2458-001-01172772-99), разработанного специалистами ООО «НПФ «Нитпо». В декабре составом на основе АКОР БН проведена селективная изоляция притока воды на скважине №1 Западно-Морозовского месторождения ОАО «Роснефть-Краснодарнефтегаз».
Геолого-физические условия № 1 Западно-Морозовской скважины: глубина залегания продуктивного пласта – 3000 м, эффективная мощность – 4,3 м, пластовая температура – 124 °С, пластовое давление – 460 атм.; глубина залегания водоносного пласта – 3020 м, пластовое давление – 567 атм. Между пластами расположен низкопроницаемый глинистый пропласток мощностью 20 м.
Первым стволом скважины был пробурен нижележащий водоносный пласт. После добычи порядка 40 тыс. т нефти, скважина обводнилась. Решили пробурить второй ствол скважины, но ошиблись в расчетах и также захватили бурением кровлю водоносного горизонта. При проведении ремонтных работ произошел обрыв нижних труб НКТ, и ствол, как и первый, решили ликвидировать. Расстояние от третьего ствола на глубине продуктивного пласта до второго 4-5 м и 180 м – до первого, глубина забоя – 3009 м.
При освоении была получена нефть, но через две недели, произошел резкий прорыв воды до 100 % обводненности продукции. Проведенные гидродинамические исследования показали, что приток воды происходит через интервал перфорации. Пластовое давление, измеренное в остановленной скважине на глубине 2958 м, составило 564,8 атм. Резкий прорыв воды предположительно произошел через рядом пробуренный (4-5 м) второй ствол из нижележащего (20 м) водоносного пласта. Приняли решение о проведении РИР водоизоляционным составом на основе материала АКОР БН 102. Закачку состава проводили через существующий интервал перфорации. Схема работы скважины до и после обработки представлена на рис. 1.
Рисунок 1 – Работа скважины №1 Западно-Морозовского месторождения до и после проведения РИР.
Показатели работы скважины после обработки представлены в табл. 1 и на рис. 2.
Таблица 1 – Показатели работы скважины №1 Западно-Морозовского месторождения после проведения РИР.
Месяц
Дебит, т/с
% воды
добычагаза,
м3/сут,
газовыйфактор,м3/т
нефть
воды
жидк.
январь
7,0
31,0
38,0
80,8
6323
960
февраль
18,0
7,3
25,3
29,0
10209
571
март
22,0
2,1
24,1
8,8
12493
571
апрель
23,0
1,7
24,7
6,7
13933
805
май
12,0
1,5
13,5
11,2
12935
1058
июнь
47,0
4,3
51,3
8,3
34243
722
июль
57,0
1,4
58,4
2,4
54806
967
август
56,0
2,5
58,5
4,3
56774
1019
сентябрь
53,0
2,0
55,0
3,4
62067
1238,8
октябрь
52,0
2,0
54,0
3,5
61419
1171
ноябрь
66,0
2,0
68,0
2,7
74540
1135
декабрь
64,0
0,9
64,9
0,8
79097
1229
2005 год
январь
64,0
1,61
65,61
1,8
81161
1259
февраль
71,0
2,11
73,11
2,8
81335
1145
март
64,0
1,77
65,77
2,4
75258
1172
апрель
57,0
2,27
59,27
3,7
75333
1320
Всего
22217 т
23993×103 м3
Эффект продолжается.
Рисунок 2 – Показатели работы скважины № 1 Западно-Морозовского месторождения в 2004 году после проведения РИР составом АКОР БН.
Резкое увеличение дебита нефти в июне произошло вследствие смены штуцера с 2,5'' на 4,8'', как видно, при такой депрессии дебит воды не увеличился.
Аналогичные геологические условия отмечены и на скважине № 8. Эта скважина вышла из бурения в июле 2004 г. При испытании через штуцер в 6'' была получена вода с дебитом 345,6 м3/сут. По забойному давлению: предположительно заколонный переток из нижележащего пласта. РИР в августе 2004 г. проводили материалом АКОР БН 102 с докреплением цементом по технологической схеме, предложенной специалистами ООО НПФ «Нитпо» и ОАО «Роснефть-Краснодарнефтегаз». Схема проведения РИР представлена на рис. 3.
а) скважина до РИР; б) скважина во время РИР; в) скважина после РИР
Рисунок 3 – РИР на скважине №8 Западно-Морозовского месторождения.
Было принято решение об установке цементного моста в зоне перфорации продуктивного пласта, его разбуривании, простреле специальных отверстий напротив водоносных интервалов. Закачка состава на основе материала АКОР БН 102 для создания водонепроницаемого экрана проводилась через специальные отверстия с последующим докреплением цементным раствором.
После перестрела старого интервала перфорации и освоения параметры работы скважины показали, что переток воды снизу ликвидирован. Результаты работы скважины после РИР представлены в табл. 2 и на рис. 4.
Таблица 2 – Показатели работы скважины №8 Западно-Морозовского месторождения после проведения РИР.
Месяц
Дебит, т/с
% воды
добычагаза,м3/сут,
газовыйфактор,м3/т
нефть
воды
жидк.
август
41,0
0,8
41,8
2,0
34590
844
сентябрь
73,0
0,0
73,0
0,6
69292
948
октябрь
71,0
1,0
72,0
1,4
71226
1004
ноябрь
80,0
2,0
82,0
2,2
84600
1061
декабрь
83,0
1,0
84,0
1.2
92419
1117
2005
год
январь
81,2
1,1
82,3
1,2
94433
1109
февраль
79,4
1,7
81,1
1,2
93357
991
март
85,0
2,3
87,3
2,7
89240
1044
апрель
77,0
1,7
78,7
2,1
95199
1232
Всего
20094 т
21263×103 м3
Эффект продолжается.
Рисунок 4 – Показатели работы скважины № 1 Западно-Морозовского месторождения в 2004 году после проведения РИР составом АКОР БН.
ВЫВОДЫ
1. Предупреждающие обработки водоносных пластов (установка водоизоляционных экранов) в схожих геологических условиях (наличие водоносного пропластка отделенного от продуктивного слабопроницаемой перемычкой) позволят практически полностью предотвратить преждевременное обводнение продукции скважины.
2. Кремнийорганические тампонажные материалы АКОР БН могут быть рекомендованы для проведения РИР в сложных геологических условиях (высокая температура призабойной зоны – 124 °С, высокое пластовое давление – до 60,0 МПа). Составы на их основе обеспечивают создание достаточных блок-экранов для изоляции притока воды в данных геологических условиях.
