Технология ремонтно-изоляционных работ на примере СНПХ-9633

Границы 302 и 303 залежей, приуроченных к данным отложениям, проведены по линии ВНК на отметках –540,1 м (скв.410) в северной части и -540,0 м (скв.533) в южной части. ВНК имеет наклонную плоскость с юга на север. Средняя абсолютная отметка ВНК по залежам составляет -543м. При определении положения ВНК, главным образом, использовались данные испытания скважин. По большинству из них, с учетом характера распределения пористо-проницаемых пропластков в интервале перфорации и диапазона нефтеносности по данным геофизических исследований, этаж нефтеносности залежей достигает 70-90 метров.

Начальная средняя нефтенасыщенная толщина по 302 залежи – 6,4 м, по 303 – 12 метров.

Запасы нефти в башкирско-серпуховских отложениях распределены неравномерно и, в основном, сосредоточены в серпуховских отложениях.

Коллекторские свойства по пористости и проницаемости представлены в таблице 1.

Таблица 1

Геолого-промысловые параметры залежи 302-303

2.5 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды

Исследование физико-химических свойств пластовых нефтей проводилась по пластовым пробам в отделе исследования нефтей ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ТГРУ. Пробы отбирались глубинными пробоотборниками типа ПД-3 и исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость нефти определялась вязкозиметром ВВДУ (вязкозиметр высокого давления универсальный) и капилярным типа ВПЖ. Плотность сепарированной нефти определялась пинкометрическим способом. Состав нефти и газа после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался на хромотографах типа ЛХМ-8М, ХРОМ-5.

Поверхностные пробы исследовались в нефтесырьевой лаборатории ВНИИУСа согласно следующим ГОСТам: плотность нефти-ГОСТ-3900-85, сера-ГОСТ-377-75, вязкость-ГОСТ-377-66, содержание в нефти парафина определялось по методике ВНИИНП.

Всего по залежам по состоянию на 2002 год отобрано и проанализировано: пластовых - 239 проб, поверхностных - 59 проб. По горизонтам отобранные пробы распределились следующим образом. (табл.2)

Таблица 2

Распределение отбора проб по залежи

При расчете средних значений параметров проводилось отбраковка данных анализов в результате некачественного отбора проб. Ниже приводится краткая характеристика нефти, воды и газа по ярусам.

Башкирский ярус

Исследование свойств нефти башкирского яруса в пластовых условиях проводилось по 148 пробам, отобранным из 38 скважин. Среднее значение основных параметров нефти, полученных по результатам анализов проб следующие: давление насыщения - 1,4МПа, газосодержание – 5,9 м3/т, объемный коэффициент – 1,034, динамическая вязкость составляет 43,63 мПа*с. плотность пластовой нефти – 877 кг/м3, пластовая температура – 230С. По данным анализов поверхностных проб нефти башкирского яруса относятся к группе тяжелых нефтей – плотность в поверхностных условиях составляет 908,6 кг/м3. По содержанию серы – 3,11%масс и парафина – 3,0%масс нефть является высокосернистой, парафинистой. Кинематическая вязкость при 200С составляет 109,9 мПа*с.

По химическому составу подземные воды башкирских отложений хлоркальциевого типа. Общая минерализация вод колеблется от 7,5 до 258,6 г/л, плотность 1005,0-1180,0 кг/м3,вязкость 1,03-1,84мПа*с. (табл.3)

Состав газа – азотный. Газонасыщенность 0,08-0,9 м3/т. Присутствует сероводород в количестве 0,006 м3/т, объемный коэффициент – 1,0001.

Серпуховский ярус

Исследования свойств нефти серпуховского яруса в пластовых условиях проводилось по 91 пробам, отобранным из 22 скважин. Среднее значение основных параметров нефти, полученных по результатам анализов проб следующие: давление насыщения – 1,3 МПа, газосодержание – 4,72 м3/т, объемный коэффициент – 1,032, динамическая вязкость составляет 52,87 мПа*с. Плотность пластовой нефти – 883,8 кг/м3, сепарированной – 906,8 кг/м3, пластовая температура 230С. По данным анализов поверхностных проб нефти серпуховского яруса относятся к группе тяжелых нефтей – плотность в поверхностных условиях составляет 917,3 кг/м3. По содержанию серы – 2,6%масс и парафина – 5%масс нефть является высокосернистой, парафинистой. Кинематическая вязкость при 200С составляет 109,4 мПа*с. Подземные воды серпуховских отложений представлены двумя типами: сульфатно-натриевыми и хлоркальциевыми (по В.А.Сулину). Сульфатные воды в основном связаны с процессами выщелачивания гипсов и ангидритов. Общая минерализация колеблется от 12,6 до 23,0 г/л, плотность 1009,6-1175,0 кг/м3, вязкость 1,03-1,8 мПа*с. (табл.5)

Также присутствует сероводород в количестве 0,008 м3/т. Состав газа – азотный. Газонасыщенность 0,09-0,12 м3/т. объемный коэффициент – 1,0003.

Из-за наличия в водах серпуховских и башкирских отложений серы и сероводорода необходимо предусмотреть защиту нефтепромыслового оборудования от коррозии.

Наиболее полные результаты исследований свойств нефти в пластовых и поверхностных условиях, физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти, физико-химические свойства пластовых вод, содержание ионов и примесей в пластовых водах представлены в таблицах 3-7, по каждому из горизонтов даны средние значения параметров, диапазон их изменения.

Общая минерализация подземных вод серпуховских и башкирских отложений изменяется в течение года от 0,7 до 258 г/л, удельный вес – с 1005,0 до 1180,0 кг/м3. Из всего вышеизложенного можно сделать вывод, что пластовые воды этих залежей неоднородны.

Свойства пластовых нефтей и газа практически не оказывают влияния на выбор марки реагента по ограничению водопритока. При выборе состава закачиваемого реагента наиболее важным является пластовая температура, минерализация (плотность) попутно извлекаемой воды.

Из-за отсутствия результатов поверхностных и пластовых проб воды отобранных на изучаемых участках, нет возможности обнаружить различие между ними.

Таблица 3

Физические свойства пластовых вод 302 залежеи

Таблица 4

Содержание ионов и примесей в пластовых водах 302 залежи

Таблица 5

Физические свойства пластовых вод 303 залежеи

Таблица 6

Содержание ионов и примесей в пластовых водах 303 залежи

Таблица 7

Свойства пластовой нефти

2.6 Режим залежи

Подземные воды серпухово-башкирских отложений приурочены в основном к пористым и трещиновато-кавернозным породам. Водоупором в пределах этого комплекса служат глины и аргиллиты башкирского яруса и нижней части верейского горизонта. В этом комплексе начинается смена хлоридных вод на сульфатные.

Глубина залегания водоносных горизонтов колеблется в пределах 640-1000 м. Статические уровни устанавливаются на положительных абсолютных отметках, дебиты скважин, давших при опробовании воду, в основном составляют 0,7-20 м3/сут., начальное пластовое давление – 6,8-7,9 МПа.

По данным многих исследователей описываемая территория относится в геоморфологическом отношении к Бугульминско-Шугуровскому плато и является областью питания не только пермских, но и каменноугольных отложений.

Тектонические движения и зоны разломов обусловили глубокую инфильтрацию поверхностных вод (вплоть до протвинских отложений). По некоторым оценкам, влияние инфильтрации сказывается на глубине 800-900 м. Это подтверждается значительно меньшей минерализацией подземных вод среднекаменноугольных и серпуховских отложений, более низким положением верхней границы зоны распространения рассолов хлоркальциевого типа, меньшим содержанием микрокомпонентов (кроме сероводорода) по сравнению с водами тех же отложений близлежащих районов и другими данными. Раскрытость структур в этом районе подтверждается и преобладанием азота в составе водорастворенного газа.

По данным К.Н.Доронкина, распределение пластового давления в палеозойских отложениях Татарстана с глубиной близко к линейному. Это свидетельствует об отсутствии в разрезе аномально высоких или низких давлений. Тектонические движения и зоны разломов, вероятно, послужили причиной стравливания избыточного давления и тем самым проникновения хлорид кальциевых вод из отложений девона и карбона. Поднятие хлорид кальциевых вод так же возможно по затрубному пространству скважин при отсутствии цементного камня за колонной.

Некоторые исследователи считают, что хлорид кальциевые рассолы проникли в серпуховско-башкирские отложения снизу вместе с нефтью, в процессе формирования этих залежей и залегают линзами среди сульфатных вод, не перемешиваясь с ними. Этому способствует наличие вязких нефтей, невыдержанность коллекторских свойств пород, а также наличие сильно развитой, в основном вертикальной, системы трещин.

Из вышеизложенного можно сделать вывод, что вода на участках может быть различна по составу, а это должно повлиять на выбор марки реагента по ограничению водопритока.

В пределах Бугульминского плато, по данным В.Г.Герасимова, областью разгрузки подземных вод пермских, верхне- и нижнекаменноугольных отложений является долины реки Шешмы и ее притоков. Региональный сток направлен в сторону Камско-Кинельской системы прогибов.

Таким образом, существует гидродинамическая связь водоносных горизонтов серпуховско-башкирских отложений как между собой, так и с выше и ниже лежащими водоносными горизонтами. Степень этой гидродинамической связи на разных участках различна, что подтверждается разнообразием вод по общей минерализации и содержанию основных компонентов, и зависит от степени трещиноватости и кавернозности карбонатных пород, наличия водоупоров и других причин.

Приуроченность залежей нефти к областям питания подземных вод, высокие коллекторские свойства продуктивных пластов, гидродинамическая связь серпуховских и башкирских отложений предопределили водонапорный характер их режима, а также интенсивное обводнение скважин. Несмотря на продолжительный период эксплуатации месторождения, пластовое давление изменилось незначительно (6,6-7,0 МПа).

2.7 Конструкция скважины

Рассмотрим основные конструкции скважин, применяемые при строительстве на залежах 301-303.

Первый способ – это строительство скважины в один этап:

- направление 426(324) мм, глубина спуска 60-90 м;

- кондуктор 324(245) мм, глубина спуска 250-300 м;

- эксплутационная колонна 168(146)мм, глубина спуска - до забоя скважины.

Второй способ - это строительство скважин в два этапа:

- спуск 146 мм (168 мм) э/колонны до кровли продуктивного пласта;

бурение открытого ствола диаметром 124(144) мм. В случаях наличия неустойчивых пород - мергелей, глин, гипсов в открытый ствол спускается хвостовик диаметром 104(114)мм.

Для обеспечения нормальных условий бурения, заканчивания и эксплуатации скважин, а также защиты обсадных колонн от наружной коррозии, выполнения требований охраны недр, тампонажный раствор поднимается до устья, а за эксплуатационной колонной – как минимум с перекрытием башмака кондуктора.

По типу используемой при проводке скважины промывочной жидкости интервалы бурения можно разделить на несколько участков:

участок бурения под направление и кондуктор, применяется ЕВС (естественная водная суспензия) или глинистый раствор для предотвращения размыва верхних неустойчивых пород;

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6