|
УДК 532.311.8 |
К вопросу корректировки текущих пластовых давлений в точке вскрытия продуктивного пласта скважиной
Н.А. ДЕМЯНЕНКО, Б.П. МИНЕЕВ (Укргипрониинефть)
Повышение качества вскрытия продуктивных горизонтов и испытания скважин остается важнейшей задачей для буровых организаций. Один из основных факторов, оказывающих преобладающее влияние на качество вскрытия продуктивных горизонтов, - репрессия бурового раствора на пласт [1,2], которая в значительной мере определяет степень кольматации околоствольной его зоны, продолжительность процесса испытания продуктивных объектов [3], а также последующую производительность скважин [2]. В связи с этим одной из главных задач улучшения технологии вскрытия продуктивных пластов считается снижение репрессии бурового раствора.
Анализ влияния репрессии буровых растворов на качество вскрытия карбонатных каверново-трещинных коллекторов месторождений Белоруссии показал, что наименьшие изменения фильтрационных характеристик околоствольной зоны происходят при вскрытии с репрессиями на пласт менее 1-2 МПа [4]. Однако вскрытие продуктивных горизонтов при таких репрессиях требует тщательного определения оптимальной плотности бурового раствора. Последнее возможно только при повышении корректности прогнозирования пластового давления на участке пласта, вскрываемого скважиной.
За годы ведения поисково-разведочных работ на нефть и газ в Припятской впадине накоплен обширный материал по начальным пластовым давлениям. Его анализ позволил выявить основные закономерности изменения пластовых давлений по глубине [5, 6] и по площади [7, 8].
Отмечено, что при вскрытии залежей первыми поисковыми и разведочными скважинами репрессия на пласт либо соответствует оптимальной, либо несколько превышает ее. В то же время при вскрытии разрабатываемых продуктивных горизонтов эксплуатационными скважинами репрессия, как правило, значительно превышает допустимые пределы.
Анализ изменения во времени средних значений репрессий буровых растворов при вскрытии залежей показал (таблица), что если в первых поисковых и разведочных скважинах на Южно-Сосновском (1977-1978 гг.), Южно-Александровском (1980-1981 гг.), Дубровском (1980-1981 гг.), Малоду-шинском (1977 г.) месторождениях репрессии составляли от 3-5 до 20-25 % текущего пластового давления, то в последующих эти величины возросли до 30-60 %. Вскрытие продуктивных горизонтов на разрабатываемых месторождениях Барсуковском, Восточно-Первомайском, Березинском, Давыдовском, Тишковском эксплуатационными скважинами проводилось с репрессиями на пласт, составляющими в основном 40-80 % текущих пластовых давлений, что во много раз превышало допустимые.
Согласно требованиям Единых технических правил ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях (1983 г.), максимально допустимая репрессия на пласт для задонской залежи Березинского месторождения составляет 2,5 МПа, а для остальных месторождений, приведенных в таблице, - 3,5 МПа. Данные таблицы показывают, что в более чем 90 % случаев репрессия бурового раствора на пласт при его вскрытии превышала допустимые пределы.
Применяющиеся в настоящее время при разбуривании месторождений Белоруссии техника и технология позволяют вскрывать продуктивные горизонты инвертно-эмульсионными и пресными с невысоким содержанием твердой фазы растворами с минимальной плотностью 1000-1020 кг/м3. Дальнейшее снижение плотности буровых растворов ограничено технологическими возможностями бурового оборудования. При вскрытии продуктивных горизонтов в большинстве из рассматриваемых случаев плотность буровых растворов превышала 1020 кг/м3. Исходя из этой минимально возможной плотности были рассчитаны технологические возможности снижения репрессии (ТВС) (см. таблицу).
Данные таблицы показывают, что в 54 % случаев вскрытия продуктивных горизонтов с репрессией на пласт, превышающей допустимые пределы, ее можно было избежать путем уменьшения плотности буровых растворов.
Одна из причин, приведших к высоким репрессиям, - ошибки при прогнозировании текущих пластовых давлений на разбуриваемых участках разрабатываемых месторождений, не позволяющие правильно определять плотности буровых растворов.
Для выяснения причин низкой точности прогнозирования пластовых давлений мы изучили характер распределения текущих пластовых давлений по разбуриваемым залежам месторождений Белоруссии. В результате установлено, что основные причины этого - отсутствие по многим скважинам регулярных замеров пластовых давлений, значительные колебания текущих пластовых давлений как по площади, так и во времени, небольшие размеры залежей и расчлененность их тектоническими нарушениями на отдельные блоки.
В связи с этим по многим залежам практически невозможно построить карты изобар, а из-за отсутствия по ряду скважин регулярных замеров пластовых давлений достоверность имеющихся карт невысокая. Кроме того, карты изобар фактически не отражают характера, направления и интенсивности изменения текущих пластовых давлений во времени. Все это снижает точность прогноза текущих пластовых давлений, особенно на длительный период.
Детальный анализ характера изменения текущих пластовых давлений на месторождениях БССР показал, что при отсутствии постоянных регулярных замеров пластовых давлений и сложном строении залежей точность прогнозирования на длительный период (3-6 мес.) можно повысить, учитывая распределение пластовых давлений по площади вскрываемого участка, характер изменения пластовых давлений по окружающим скважинам во времени, изменение во времени отбора жидкости по залежи или по ее участку. Для корректировки прогнозируемых давлений за 1-3 мес. до вскрытия участка залежи новой скважиной необходимо замерить пластовые давления в нескольких окружающих скважинах.
Сопоставление графиков изменения пластовых давлений во времени с графиками изменения отбора жидкости на вскрываемом новой скважиной участке позволяет выявить характер гидродинамической связи между скважинами, направление изменения пластового давления в течение прогнозируемого периода (рост или уменьшение) и интенсивность этого изменения, а соответственно определить и возможные его значения на 1-6 мес. вперед.
Рассмотрим возможность прогнозирования пластовых давлений по предлагаемой схеме на примере прогнозирования пластовых давлений в точке вскрытия семилукского горизонта скв. 34 Малодушинской и задонского горизонта скв. 57 Давыдовской. Схема расположения новых и существующих скважин, а также последние значения замеренных пластовых давлений по ним приведены на рис. 1, а характер изменения пластовых давлений и отбора жидкости во времени - на рис. 2, рис. 3.
Рассматривая поведение текущих пластовых давлений во времени, следует отметить, что они претерпевают значительные изменения как в сторону снижения, так и в сторону увеличения в зависимости от характера и интенсивности расхода жидкости. Так, при преобладании отборов жидкости пластовые давления снижаются, а при преобладании нагнетания жидкости в залежь пластовые давления возрастают (на рис. 2, б, 3, б преобладание отборов соответствует отрицательным расходам, а преобладание нагнетания - положительным).
Характер изменения текущих пластовых давлений во времени по семилукской залежи Малодушинского месторождения свидетельствует о том, что между скважинами, несмотря на значительное расстояние, существует хорошая гидродинамическая связь, так как текущие пластовые давления в них изменяются весьма синхронно, интенсивность изменения давлений почти одинакова, а значения, как правило, различаются не более чем на 0,5-1 МПа. Скважины практически одновременно отвечают на изменение расхода жидкости в залежи (см. рис. 2). В то же время наблюдается некоторое отставание (3-5 мес) в изменении давления в зоне отборов по сравнению с изменением расхода жидкости. Поэтому, учитывая взаимное расположение скважин, значения текущих пластовых давлений по ним в октябре 1982 г. (см. рис. 1, a), а также то, что во второй половине 1982 г. наблюдается преобладание положительных расходов жидкости, которые увеличиваются во времени с интенсивностью, примерно равной интенсивности предыдущего падения, можно было предположить, что в декабре 1982 г., в период вскрытия семилукского горизонта скв. 34, снижение пластового давления прекратится и начнется его рост с интенсивностью, близкой к ранее наблюдаемой. Принимая во внимание, что гидродинамическая связь между скважинами хорошая, а скв. 34 расположена в непосредственной близости к скв. 24 и 35, заключаем, что текущее пластовое давление в районе скв. 34 будет близким к текущим пластовым давлениям в скв. 24 и 35. Выделив в соответствии с изложенными соображениями на графике (см. рис. 2, a) зону прогнозируемых давлений, получим, что в декабре 1982 г. текущее пластовое давление в районе скв. 34 должно было быть 29,4-30,6 МПа. Исходя из этого и следовало выбирать плотность бурового раствора для вскрытия продуктивного горизонта.
Фактически в связи с неточным прогнозированием пластового давления семилукский горизонт скв. 34 Малодушинской вскрывался на пресном буровом растворе плотностью 1120 кг/м3 при репрессии 8,5 МПа, приведшей к его поглощению. Поглощение ликвидировали закачкой 100 м3 полиакриламидной пасты с опилками и уменьшением плотности бурового раствора до 1040 кг/м3 за счет добавки нефти.
Приведенные данные показывают, что неправильный выбор оптимальной плотности бурового раствора для вскрытия семилукского горизонта привел к непроизводительному расходованию химреагентов и времени, а пласту нанесен значительный ущерб, что, возможно, в последующем скажется на нефтеотдаче этого участка залежи.
Отметим, что пластовое давление, замеренное в скв. 34 Малодушинская 11/V 1983 г., было равно 31,7 МПа, что фактически соответствует прогнозируемому по предлагаемой схеме на эту дату (см. рис. 2, а).
Анализ характера взаимосвязи между текущими пластовыми давлениями и динамикой изменения расходов жидкости на северо-восточном участке задонской залежи Давыдовского месторождения свидетельствуют о том, что на формирование пластовых давлений на данном участке оказывает влияние в основном объем нагнетаемой жидкости в скв. 67, а не объемы отборов из добывающих скважин, так как последние по сравнению с объемом нагнетаемой жидкости малы (см. рис. 3, б). Гидродинамическая связь между скважинами низкая, так как, несмотря на небольшие расстояния между ними (см. рис. 1, б), изменение пластовых давлений в них происходит асинхронно. Кроме того, максимумы текущих пластовых давлений по отношению к максимумам положительных расходов жидкости смещены почти на год. Первой на увеличение объемов закачиваемой жидкости отвечает скв. 59, затем через 2-3 мес. скв. 17 и еще позже на 3-4 мес. скв. 55 (см. рис. 3, a). Причем значения текущих пластовых давлений различаются на 2-6 МПа. Минимальные различия пластовых давлений характерны для периодов минимальных текущих давлений, максимальные - для периодов максимумов.
В начале 1983 г. значения текущих пластовых давлений на рассматриваемом участке задонской залежи Давыдовского месторождения отвечали периоду падения, а затем - периоду стабилизации. Различия их значений минимальны. Учитывая это, а также то, что объемы нагнетаемой жидкости в конце 1982 г. максимальны, можно было предположить, что в мае - июне 1983 г. падение давления на рассматриваемом участке залежи прекратится и начнется его рост. Поэтому, анализируя характер распределения давления по площади участка (см. рис. 1, б) и принимая во внимание сделанное выше заключение о характере изменения пластового давления во времени, мы выделили зону возможных пластовых давлений в районе скв. 57. В период вскрытия продуктивного горизонта этой скважиной (май - июнь 1983 г.) возможные значения пластовых давлений должны были составлять 18,8-20,6 МПа. Приняв за прогнозируемое пластовое давление максимальное (20,6 МПа), была выбрана соответствующая плотность бурового раствора.
Пластовое давление, замеренное в скв. 57 Давыдовская 13/VII 1983 г., составило 21,5 МПа, что на 3,5 % превышает прогнозируемое на этот период (см. рис. 3, а).
Таким образом, комплексный подход к анализу изменения пластовых давлений в зависимости от расхода жидкости из пласта позволяет выявить характер и направление изменения пластового давления во времени и своевременно корректировать плотность бурового раствора для обеспечения минимальной репрессии при вскрытии пласта очередной скважиной.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. М., Недра, 1978.
2. Влияние величины противодавления на пласт при бурении и цементировании на качество вскрытия продуктивных горизонтов / И.Б. Хейфец, В.И. Токунов, И.М. Клименко, Э.С. Сенкевич, PHTC ВНИИОЭНГ. Сер. бур. М„ 1975, вып. 4, с. 16-19.
3. Влияние различных факторов на продолжительность освоения скважин / М.Г. Газимов, Ю.А. Имамаликов, Н.И. Рыльков и др. PHTCВНИИОЭНГ. Сер. бур. М., 1983, вып. 2, с. 14-16.
4. Демяненко Н.А. Влияние буровых растворов на качество вскрытия каверново-трещинных коллекторов.- Тезисы докл. VII науч. конф. Внедрение технических разработок молодых ученых и специалистов, содействующих техническому прогрессу в XI пятилетке (18-19 октября 1983 г.), Светлогорск, 1983, с. 31-32.
5. Рынский М.А., Семенов Ю.В., Пахольчук А.А. Опыт работы по вскрытию, испытанию и оценке параметров карбонатных коллекторов. Минск, изд. БелНИИНТИ, 1971.
6. Кудельский А.В., Бурак В.М. Газовый режим Припятского прогиба. Минск, Наука и техника, 1982.
7. Завгородний А.Л., Порошин В.Д. Связь аномальных пластовых давлений с зонами нефтегазонакопления в Припятском прогибе.-. В кн.: Вопросы методики и некоторые результаты нефтепоисковых работ в Припятском прогибе. Минск, 1981, с. 107-110.
8. Порошин В.Д., Завгородний А.Л., Михалев В.А. Нефтепоисковое значение аномальных пластовых давлений (на примере межсолевого и подсолевого комплексов Припятского прогиба).- Геол. и географ., 1984, № 6, с. 57-64.
Таблица Сопоставление фактической репрессии и технологических возможностей снижения ее по годам при вскрытии пластов бурением
|
Месторождение, горизонт |
1977 |
1978 |
1979 |
1980 |
1981 |
1982 |
1983 |
|||||||
|
DPp,МПа |
ТВС, МПа |
DPp,МПа |
ТВС, МПа |
DPp,МПа |
ТВС, МПа |
DPp,МПа |
ТВС, МПа |
DPp,МПа |
ТВС, МПа |
DPp,МПа |
ТВС, МПа |
DPp,МПа |
ТВС, МПа |
|
|
% от Рпл |
% от Рпл |
% от Рпл |
% от Рпл |
% от Рпл |
% от Рпл |
% от Рпл |
||||||||
|
Барсуковское, семилукский |
17,4 |
2,5 |
16,8 |
8,9 |
17,6 |
3,6 |
7,8 |
3,4 |
11,5 |
6,3 |
15,6 |
9,1 |
18,9 |
6.3 |
|
87,1 |
66,2 |
97,6 |
25,3 |
44,1 |
57,9 |
106,1 |
||||||||
|
Восточно-Первомайское, семилукский |
17,3 |
7,8 |
|
- |
|
- |
13,8 |
6,8 |
18,3 |
16,0 |
7,2 |
3,2 |
3,4 |
2,5 |
|
55,5 |
|
|
43,5 |
37,9 |
18,4 |
7,3 |
||||||||
|
Березинское, задонский |
5,9 |
5,2 |
|
- |
6,6 |
2,2 |
4,6 |
2,2 |
6,2 |
2,0 |
4,9 |
4,3 |
6,2 |
1,5 |
|
32,2 |
|
38,6 |
26,4 |
37,5 |
20,5 |
39,9 |
||||||||
|
Давыдовское, задонский |
10,3 |
9,9 |
11,5 |
10,2 |
10,2 |
9,5 |
8,5 |
8,2 |
10,8 |
8,5 |
8,6 |
6,2 |
12,3 |
4,1 |
|
41,8 |
45,4 |
40,4 |
31,4 |
43,3 |
45,4 |
57,0 |
||||||||
|
Тишковское, семилукский |
|
- |
5,1 |
5,1 |
11,1 |
4,8 |
4,6 |
4,6 |
11.4 |
4,7 |
17,0 |
2,2 |
19,3 |
5,8 |
|
|
12,2 |
39,4 |
8,2 |
41.7 |
80,4 |
85,9 |
||||||||
|
Южно-Александровское, задонский |
|
- |
|
- |
|
- |
8,1 |
8,1 |
4,7 |
4,1 |
|
- |
9,6 |
7,2 |
|
|
|
|
24,0 |
14,9 |
|
40,5 |
||||||||
|
Южно-Сосновское, задонский |
3,4 |
3,4 |
5,1 |
5,1 |
13,4 |
13,4 |
8,2 |
8,2 |
5,3 |
5,3 |
5,4 |
2,0 |
11,4 |
5,5 |
|
6,8 |
9,6 |
33,6 |
21,5 |
14,6 |
17,8 |
40,3 |
||||||||
|
Дубровское, семилукский |
|
- |
|
- |
|
- |
5,3 |
5,3 |
8,5 |
8,5 |
11,3 |
9,9 |
20,9 |
15,1 |
|
|
|
|
12,1 |
20,6 |
30,8 |
61,4 |
||||||||
|
Дубровское, задонский |
|
- |
|
- |
|
- |
1,0 |
1,0 |
9,6 |
9,6 |
4,3 |
4,3 |
3,5 |
3,5 |
|
|
|
|
2,6 |
28,3 |
13,1 |
10,8 |
||||||||
|
Малодушинское, семилукский |
2.2 |
2,2 |
14,8 |
13,3 |
8,4 |
2,0 |
|
- |
5,2 |
5,2 |
10,9 |
6,3 |
8,6 |
4,2 |
|
5,0 |
41,1 |
27,4 |
|
12,3 |
36,0 |
27,9 |
||||||||
Рис. 1. Схема расположения скважин на Малодушинском (а) и северо-восточном участке Давыдовского месторождения (б).
Скважины: 1 - добывающая (в знаменателе - номер, в числителе - пластовое давление, МПа); 2 - нагнетательная; 3 - вскрывающая продуктивный горизонт; 4 - начальный контур нефтеносности; 5 - тектоническое нарушение
Рис. 2. Динамика изменения текущих пластовых давлений (а) и расхода жидкости (б) по семилукской залежи Малодушинского месторождения во времени.
1 - интервал возможных значений Рпл в зоне, вскрываемой скв. 34; 2 - замеренное значение Рпл в скв. 34
Рис. 3. Динамика изменения текущих пластовых давлений (а) и расхода жидкости (б) по северо-восточной части задонской залежи Давыдовского месторождения во времени.
1 - интервал возможных значений Рпл в зоне, вскрываемой скв. 57; 2 - замеренное значение Рпл в скв. 57