+7 (84639) 2-16-25

Опыт вторичного вскрытия пластов в протяженных горизонтальных стволах.


Высокая степень неопределенности коллектора Верхнечонского месторождения обуславливает необходимость бурения сложных горизонтальных скважин с длиной горизонтального участка до 500 м и применения технологии вторичное вскрытие пластов. Инновационное для России решение, предложенное специалистами ООО «ТНГ-Ижгеофизсервис», позволило не только выполнить уникальные по сложности прострелочно-взрывные работы, но и добиться отличных производственных результатов.

Эффективность применяемых технологий вторичного вскрытия пластов во многом определяет успешность строительства скважин и конечную продуктивность объектов разработки . При выборе типов перфосистем и оценке их ожидаемой эффективности, в первую очередь, учитываются следующие факторы:

  • пробивная способность зарядов;
  • фугасность перфосистемы;
  • возможность выбора оптимальной плотности перфорации;
  • минимизация количества спуско-подъемных операций (СПО);
  • условия проведения прострелочно-взрывных работ (ПВР).

Принимая во внимание перечисленные параметры, при планировании ПВР на Верхнечонском нефтегазоконденсатном месторождении было решено использовать корпусные перфосистемы одноразового применения КПО-102 с зарядами ЗКПО-102ПП-30 производства ООО «Промперфоратор» (г. Самара). Пробивная способность этих зарядов достигает 1 000 мм, фазировка – 60°, выбранная плотность перфорации – 16 отверстий на метр.

Геологические условия проведения работ

Основным объектом разработки на месторождении являются нефтенасыщенные терригенные пласты Вч1, Вч2 и зона совместного залегания Вч1+Вч2 Верхнечонского горизонта. Пласт Вч1 прослеживается по площади месторождения повсеместно . Его общая толщина колеблется от 2,5 м до 22 м . В разных блоках месторождения коллектор замещен непроницаемыми глинистыми породами. Песчаники пласта Вч1 по сравнению с пластом Вч2 более отсортированы. Покрышкой служит толща аргиллитов, выдержанная по площади месторождения и являющаяся региональным репером. Засолонение коллекторов в продуктивных пластах является одним из важнейших факторов, определяющих локализацию углеводородных скоплений . В связи с вторичным заполнением порового пространства терригенного коллектора галитом, реже ангидритом и карбонатами, в продуктивных пластах присутствуют целики с ухудшенными фильтационно-емкостными свойствами . Содержание галита в песчаниках неравномерно по площади месторождения . Наибольшее засолонение наблюдается в песчаниках пласта Вч1 и приурочено к высокопористым разностям.

Общая толщина пласта Вч2 меняется от 0 м до 23 м . В разных блоках месторождения коллектор пласта замещен плотными непроницаемыми породами . Покрышкой для продуктивного пласта пласта Вч2 служат аргилли-ты, выдержанные в восточной части месторождения как по площади, так и по разрезу . В западном направлении, где глинистый раздел приобретает островной характер, отмечается зона совместного залегания пластов: в этой части пласт индексируется как Вч1+2 . По составу пласт Вч2 неоднороден, плохо отсортирован, представлен переслаиванием полевошпатово-кварцевых песчаников различной зернистости, гравелитов, алевролитов, аргиллитов . Границы пласта в зоне раздельного залегания определяются уверенно . В западной части месторождения пласт Вч2 выклинивается.

Диапазон изменения коэффициента расчлененности для пласта Вч1 составляет от 5,9 до 7,0, для Вч2 – от 9,5 до 11,5, для Вч1+2 – от 11,0 до 47,5; коэффициент песчанистости составляет 0,41 – 0,67, 0,45 – 0,61 и 0,54 – 0,62 соответственно.

Высокая неоднородность коллекторов наблюдается как по разрезу, так и по площади. С учетом геологических особенностей, разработка Верхнечонского месторождения ведется кустовым бурением горизонтальными скважинами с длиной горизонтального участка по пластам до 500 м . При этом добывающие скважины эксплуатируются открытым забоем, в нагнетательных скважинах горизонтальный ствол обсаживается 7”-ой эксплуатационной колонной, цементируется, после чего производится вторичное вскрытие пластов.

Уникальные прострелочно-взрывные работы

Обсадка горизонтального участка с последующей перфорацией пластов рассматривается как один из вариантов повышения эффективности разработки расчлененных песчаников Верхнечонского горизонта . Это обусловлено тем, что при перфорации обеспечивается соединение пропластков, залегающих выше и ниже горизонтального участка ствола . Очевидно, что проведение ПВР в протяженных горизонтальных стволах возможно только с применением перфосистем, спускаемых в скважину на трубах (буровой инструмент, НКТ).

С 2008 года вторичное вскрытие пластов в горизонтальных скважинах на Верхнечонском нефтегазоконденсатном месторождении производится специалистами ООО «ТНГ-Ижгео физсервис», дочернего предприятия ООО «ТНГ-Групп» . В ходе этих работ с применением отечественных перфосистем КПО-102 впервые в Иркутской области были проведены уникальные по сложности ПВР в 19 горизонтальных скважинах.

Перфорация всего горизонтального ствола длинной до 500 м производится за две СПО в условиях заполнения скважины пресной водой (без создания значительной репрессии на пласты) и при контролируемом устье . Максимальная длина компоновки за одну СПО составила 248 м (76 корпусов условной длиной 3 м), максимальная вскрытая эффективная толщина – 188 м (3 004 заряда), максимальная вскрытая толщина по одной скважине – 421 м (6 730 зарядов) . Общая вскрытая толщина по 19 скважинам составила 4 074 м.

Технология проведения работ сводится к следующему . В нижней части перфорационной компоновки, спускаемой в скважину на НКТ, устанавливает- ся комплексный автономный прибор, состоящий из 16-канального локатора муфт, каналов манометра и термометра . Эта разработка специалистов ООО «ТНГ-Ижгеофизсервис» не имеет аналогов в России . Через неснаряжен- ный корпус КПО-102-демпфер прибор монтируется к компоновке КПО-102, состоящей из отдельных секций – корпусов КПО-102 условной длиной 3 м, снабженных центраторами, – соединенных между собой через переводники . Прибор производит запись при спуске (фоновый замер) и при подъеме ком- поновки (регистрация перфорационных отверстий).

Спозиционированный по глубине перфоратор приводится в действие от гидравлической головки при создании избыточного давления в полости НКТ . В качестве иллюстрации возможностей описанного автономного прибора рассмотрим примеры по скв . 988 Верхнечонского месторождения . На Рис . 1 приведен пример контроля интервала вскры- тия верхнего объекта 2 105 – 2 305 м по каналу локатора муфт и перфорационных отверстий . При этом определяется не только общий интервал перфорации, но и каждое отверстие, находящееся на нижней образую- щей перфоратора.

На Рис. 2 представлены результаты регист- рации каналом манометра при первом и вто- ром залпах . По каналу манометра фиксируется как факт срабатывания перфосистемы и вели-чина избыточного давления (фугасности) при отстреле, так и энергия (мощ- ность) взрыва . Регистрируемые величины избыточных давлений при первом и втором залпах составили 16,5 МПа и 15,3 МПа соответственно . Несмотря на значительное увеличение количества зарядов (2 948 против 872) и законо- мерное увеличение энергии взрыва при втором залпе, отмечается уменьшение величины избыточного давления, что связано с частичным поглощением (гаше- нием) энергии взрыва уже вскрытым нижним интервалом 2 340 – 2 528 м при первом залпе . Измеренные в идентичных условиях значения избыточных давле- ний при применении зарядов типа ЗПК в корпусных перфораторах многоразово- го использования и зарядов ЗПКО-89ПП и ЗПКО-102ПП-30 в корпусных перфо- раторах одноразового использования составили соответственно, 23,4 МПа, 15,1 МПа и 10,5 МПа, что свидетельствует о достаточно низкой фугасности последних.

Таким образом, выбранные при планировании ПВР плотность перфорации, перфорационная система КПО-102 с зарядами ЗКПО-102ПП и, конечно же, значительная протяженность интервалов, вскрываемых за один залп, позво- лили снизить величины избыточных давлений (фугасности) при отстреле и, соответственно, обеспечить щадящее воздействие перфорации на цемент- ную крепь.

Результаты ПВР, проведенных на Верхнечонском месторождении, свидетель- ствуют о высокой эффективности перфосистем КПО-102 производства ООО «Промперфоратор» . Их применение позволяет обеспечивать высокое гид- родинамическое совершенство скважин, эффективность подтверждается гидро- динамическими исследованиями (отрицательный скин-фактор -4 / -6).

Скачать в формате PDF


« к списку новостей