ОЦЕНКА ВОЗМОЖНОСТИ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИНАХ ВОСТОЧНО-ТАРКОСАЛИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
10 декабря 2009

Кустышев А.В. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»),

Строганов В.М., Строганов А.М. (ООО «НПФ «Нитпо»),

Магомедова М.К. (ЗАО «НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз»)

 

Восточно-Таркосалинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на севере центральной части Западно-Сибирской низменности на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области.

Геокриологические условия на территории месторождения достаточно сложны и обусловлены, в основном, широким распространением как многолетнемерзлых, так и талых пород. Современная мерзлота встречается отдельными островами на глубинах от 20 до 50 м, при толщине от 30 до 60 м.

В геологическом строении района, на территории которого расположено Восточно-Таркосалинское месторождение, принимают участие породы складчатого палеозойского фундамента, эффузивно-осадочные толщи промежуточного структурного этажа и терригенные песчано-глинистые осадки платформенного мезозойско-кайнозойского осадочного чехла.

В районе работ развиты региональные нефтегазоносные комплексы: нижнесреднеюрский, верхнеюрский, неокомский и апт-сеноманский.

Сеноманская газовая залежь на Восточно-Таркосалинском месторождении приурочена к верхней части покурской свиты. Газонасыщенные коллекторы вскрыты на глубинах 1234-1297 м. Продуктивная часть сеномана представлена песчано-алевритовыми и глинистыми породами. Толщина коллекторов в разрезах отдельных скважин изменяется от 0,4 м до 22,8 м, а прослоев
заглинизированных пород и глин от 0,4 м до 4,0 м. Процент пород-коллекторов в разрезах отдельных скважин изменяется от 66,7 до 100,0 %, в среднем составляя 84,0 %.

Дебиты скважин достигают 737 тыс. м3/сут. на 22 мм шайбе. Среднее пластовое давление в залежи составляет 12,9 МПа, пластовая температура 42 °С.

Продуктивная толща сеноманской залежи в основном, представлена переслаиванием
песчаников, алевролитов и глин, с преобладанием первых двух литологических разностей.
Коллекторами газа являются пески, песчаники, алевролиты.

Открытая пористость пород-коллекторов изменяется от 20,0 % до 35,7 %. Наиболее часто встречаются значения открытой пористости от 30,0 до 34,0 %, характерные для песчаников. Алевролиты играют подчиненную роль и характеризуются значениями пористости около 25,0 %. Средневзвешенная по толщине открытая пористость равна 28,3 %. Проницаемость коллекторов изменяется от 0,001-0,002 мкм2 до 1,351-3,487 мкм2. Проницаемость по керну составляет 0,860 мкм2.

Газоводяной контакт залежи находится на отметке минус 1230,5 м. Залежь газа (ПК1)
пластово-массивная, водоплавающая. Размеры залежи составляют 44 х 34-16 км, высота
залежи 37,4 м.

Воды сеноманского водоносного горизонта хлоридно-кальциевого типа. Минерализация вод изменяется от 16,4 до 19,5 г/л. Плотность пластовой воды 0,001007-0,001009 кг/см3. Наряду с преобладающими ионами Nа + К (0,092–0,098 кг/м3) и Сl (0,093–0,098 кг/м3) в сеноманских водах присутствуют ионы Ca (3–5 %), Mg (2–3 %), НСОз (2–7 %). Сульфат-ионы и нитраты в водах комплекса не обнаружены. Микрокомпоненты присутствуют в следующих концентрациях: бром - 35,2-46,9 мг/л, йод - 11,6-14,9 мг/л, фтор - 0,5-2,5 мг/л, содержание аммония 12,6 мг/л. Растворенный в воде газ метанового состава с содержанием метана 96,9 - 97,8 %. Содержание азота 1,6-2,2 %, углекислого газа - 0,18-0,46 %. Плотность газа по воздуху 0,56-0,572.

Месторождение разрабатывается в основном вертикальными и наклонно направленными скважинами. Однако имеются и горизонтальные скважины.

Конструкция горизонтальных скважин следующая. Кондуктор диаметром 245 мм спущен на глубину 550 м и зацементирован до устья. Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм спущена на глубину 1250 м (по вертикали) или 1530 м (по стволу) и зацементирована до устья. Причем искривление ствола скважины начинается из-под кондуктора. Горизонтальный участок начинается на глубине 1000-1200 м и продолжается по продуктивному пласту на расстояние
150-400 м с небольшим углом снижения к подошве продуктивного пласта.

Для примера рассмотрим скважины № 1, 2 и 3. Эксплуатационная колонна в скважине № 1 проперфорирована в двух интервалах: длина первого интервала 10 м, длина второго интервала
31 м. Эксплуатационная колонна в скважине № 2 проперфорирована в одном интервале, длина
которого составляет 28 м. Эксплуатационная колонна в скважине № 3 проперфорирована в трех интервалах: длина первого интервала 10 м, длина второго интервала 10 м, длина третьего интервала – 10 м. Приток подошвенной воды наблюдается в наиболее удаленных от вертикального
участка ствола интервалах перфорации, которые размещаются от текущего газоводяного контакта на расстоянии 1-2 м.

Изоляцию притока подошвенных вод предлагается осуществлять легко фильтрующимся в пласт водоизоляционным составом, например, АКОР-БН102. При этом закачивание водоизоляционной композиции рекомендуется осуществлять через гибкую трубу колтюбинговой установки, например, диаметром 38 мм. Для надежного прокачивания водоизоляционной композиции по
гибкой трубе необходимо использовать водонаполненный состав АКОР-БН102, в соотношении водой 1:3.

Для селективного закачивания водоизоляционной композиции в обводненный пропласток, в обводненный интервал перфорации, в скважине № 1 необходимо гибкую трубу оборудовать
пакером, например, пакером-пробкой ООО «Югсон-Сервис» [3], установить его в горизонтальном участке ствола скважины перед обводненным интервалом перфорации, запакеровать пакер и закачать в обводненный интервал перфорации водоизоляционную композицию. Не
дожидаясь полного отвердевания водоизоляционной композиции пакер распакеровывают и на гибкой трубе извлекают его на поверхность (рис. 1). 

1–кондуктор; 2–техническая колонна; 3–эксплуатационная колонна; 4–лифтовая колонна; 5–гибкая труба; 6–изоляционный пакер; 7–продуктивный газоносный горизонт; 8–первый интервал перфорации; 9–второй интервал перфорации; 10–водоносный горизонт; 11–газоводяной контакт; 12–водоизолирующая композиция

Рис. 1– Технология изоляции притока пластовых вод в горизонтальной скважине № 1

В скважинах № 2 и № 3 предлагается предварительно через гибкую трубу закачать вязкоупругий состав, например, загущенную порцию АКОР-БН102 или гель, с перемещением гибкой трубы по длине горизонтального участка ствола скважины в направлении вертикального участка таким образом, чтобы в скважине № 3 вязкоупругий состав располагался ниже второго интервала перфорации либо перекрывал первый и второй интервалы перфорации (рис. 2), а в скважине № 2 например, возможно заполнение всего интервала перфорации гелем, с последующим его вымыванием из изолируемого участка интервала перед водоизоляцией

1–кондуктор; 2–техническая колонна; 3–эксплуатационная колонна; 4–лифтовая колонна; 5–гибкая труба; 6–изоляционный пакер; 7–продуктивный газоносный горизонт; 8–первый интервал перфорации; 9–второй интервал перфорации; 10–водоносный горизонт; 11–газоводяной контакт; 12– водоизолирующая композиция; 13 – третий интервал перфорации; 14 – гель

Рис. 2– Технология изоляции притока пластовых вод в горизонтальных скважине № 3 

Вязкоупругий состав представляет собой «жидкий» пакер и предназначен для предотвращения попадания водоизоляционной композиции в необводненный интервал перфорации. Для повышения надежности местоположения «жидкого» пакера возможно создание противодавления в кольцевом пространстве. После этого гибкую трубу перемещают до самого удаленного перфорационного отверстия третьего, обводненного, интервала перфорации. Через гибкую трубу закачивают водоизоляционную композицию АКОР-БН102 и начинают перемещение гибкой трубы по горизонтальному участку ствола скважины в обводненном интервале перфорации. После завершения закачивания водоизоляционной композиции, не дожидаясь ее отвердевания, гибкую трубу извлекают на поверхность.

Предложенная технология ликвидации водопритока путем закачивания водоизоляционной композиции АКОР-БН 102 через гибкую трубу в обводненный пропласток по мнению авторов наиболее оптимальна для ликвидации притока пластовых вод в горизонтальных скважинах. 

Список использованных источников

1. Кустышев Д.А. Особенности расконсервации скважин, длительное время находящихся в консервации или в бездействующем фонде // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2009. - № 3. - С. 19-23.

2. Строганов А.М., Строганов В.М., Кремнийорганические тампонажные материалы АКОР, пути и перспективы развития. // Журнал Интервал. Передовые нефтегазовые технологии. – 2006. - №6 (89). - С. 24-30.

3. Опыт разработки и применения кремнийорганических тампонажных материалов АКОР - Краснодар: ООО «НПФ «Нитпо», 2009, 132 с.

4. Пакер-пробка ППС. Каталог.- Тюмень: ООО «Югсон-Сервис», 2010.

Статья опубликована в:

Опыт разработки и применения кремнийорганических тампонажных материалов группы АКОР. – Краснодар: ООО «НПФ «Нитпо», 2009. –140 с.: ил