Исследование процессов разрушения слабоконсолидированного пласта и разработка технологии предотвращения пескопроявлений тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Жихор, Павел Сергеевич

• Жихор, Павел Сергеевич
• кандидат наук
• 2014

Оглавление диссертации кандидат наук Жихор, Павел Сергеевич

СОДЕРЖАНИЕ

СОДЕРЖАНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ АНАСТАСИЕВСКО-ТРОИЦКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ. ИСТОРИЯ БОРЬБЫ С ВЫНОСОМ ПЕСКА

1.1 Геологические и физико-механические особенности месторождения

1.1.1 Географическое расположение месторождения

1.1.2 Геологические условия залегания IV горизонта

1.1.3 Физико-химические свойства насыщающих породу флюидов

1.1.4 Физико-механические свойства нефтесодержащих пород

1.1.5 Краткий анализ геолого-технических условий эксплуатации скважин

1.2 Развитие методов предотвращения выноса песка на Анастасиевско-Троицком месторождении

1.2.1 Методы, основанные на связывании зерен породы в призабойной зоне пласта скважины

1.2.2 Методы основанные на применении механических фильтров

1.2.3 Комбинированный метод

1.2.4 Метод крепления призабойной части пласта скважин полимеризованным проппантом

ГЛАВА 2 ИССЛЕДОВАНИЕ ПРИЧИН И МЕХАНИЗМА РАЗРУШЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА

2.1 Оценка возможных причин выноса песка и определение механизма разрушения пород призабойной зоны скважин

2.1.1 Увеличение обводненности добываемой продукции

2.1.2 Суффозия

2.2 Механизм разупрочнения пород призабойной зоны скважин

ГЛАВА 3 ОБРАЗОВАНИЕ И РАЗВИТИЕ РАЗУПЛОТНЕННЫХ ЗОН

3.1 Анализ накопленного опыта размещения расклинивающего агента в пласте

3.2 Определение оптимальных значений параметров, влияющих на успешность операции крепления пород призабойной зоны скважин

3.3 Подтверждение возможности существования разуплотненных зон

3.4 Состояние призабойной зоны пласта с учетом существования разуплотненной зоны

ГЛАВА 4 МОДЕЛЬ РАЗВИТИЯ УПЛОТНЕННОЙ ЗОНЫ В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ ПЛАСТА СКВАЖИН

4.1 Процесс уплотнения разуплотненной породы призабойной зоны скважин

4.2 Обзор существующих моделей уплотнения породы призабойной зоны пласта скважины

4.3 Постановка задачи моделирования

4.4 Разработка простейшей модели уплотнения разуплотненной зоны

4.4.1 Условия и исходные данные задачи моделирования

4.4.2 Оценка радиуса разуплотненной зоны

4.4.3 Допустимое давление закачки

4.4.4 Учет условной формы разуплотненной зоны

4.4.5 Перспективы применения модели

ГЛАВА 5 РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЙ С УЧЕТОМ РАЗУПЛОТНЕНИЯ ПОРОДЫ

5.1 Обзор существующих способов уплотнения разуплотненных пород призабойной зоны скважин с целью предотвращения выноса песка

5.2 Разработка способа предупреждения пескопроявлений с учетом

разуплотнения породы

5.3 Результаты промышленного внедрения технологии

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ А

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

ATM - Анастасиевско-Троицкое месторождение

ВНК - Водо-нефтяной контакт

ВП - Вынос песка (породы)

ВПГЧ - Верхняя песчано-глинистая часть

ГЕК - Газо-нефтяной контакт

ГРП - Гидроразрыв пласта

КВЧ - Количество взвешенных частиц

КИН - Коэффициент извлечения нефти

КПЗП - Крепление призабойной зоны пласта

МРП - Межремонтный период

НИОКР - Научно-исследовательские и опытно-

конструкторские работы

НКТ - Насосно-компрессорные трубы

ОПЧ - Общая песчано-глинистая часть

ПЗП - ПризабоЙная зона пласта

ППФ - Противопесочный фильтр

РЗ - Разуплотненная зона

ФЕС - Фильтрационно-емкостные свойства

ЭЦН Электроцентробежный насос

ШГН Штанговый глубинный насос

ЭДН Электродиафрагменный насос

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование процессов разрушения слабоконсолидированного пласта и разработка технологии предотвращения пескопроявлений»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы

Проблема выноса песка с продукцией скважины всегда сопутствовала разработке месторождений. Поиск ее решения имеет давнюю историю. Со времен строительства первых водяных колодцев люди задумывались над тем, как продлить срок их работы, обеспечить стабильность дна и стенок. С этой целью их стали укреплять камнями. Уже тогда вынос породы и песка определялся как негативный фактор, сопутствующий эксплуатации колодцев. Наличие взвешенных в воде песчинок ухудшало ее качество, ограничивало применение в быту, требовало ее дополнительной очистки. Естественная потребность человека в повышении комфортности жизни заложила основу для поиска решения проблемы выноса песка, и делает ее актуальной.

С развитием нефтедобычи, с увеличением глубины бурящихся скважин эта проблема получила еще большую актуальность, о чем свидетельствует огромное число публикаций и технологий на тему предотвращения выноса песка с продукцией скважин.

Вынос песка (ВП) из призабойной зоны скважин при эксплуатации сопровождается образованием каверны. Существуют теоретические предпосылки, позволяющие считать это явление положительным фактором, способствующим повышению гидродинамического совершенства скважины. Однако, образование каверны вызывает и ряд отрицательных явлений, таких как нарушение герметичности заколонного пространства, смятие и порыв эксплуатационной колонны. К негативным последствиям выноса песка из скважин можно добавить и закупоривание пор прилегающей к стенкам скважины части нефтенасыщенного коллектора мелкими взвешенными частицами песка.

При низких скоростях подъема жидкости по насосно-компрессорным трубам (НКТ) наблюдается гравитационное осаждение частиц песка на оборудование и забой скважины. Это приводит к преждевременному выходу из строя оборудования и образованию песчаных пробок, вызывает прихваты НКТ, приводит к ус-

ложнению и удорожанию ремонта. Возникает необходимость проведения внеплановых ремонтов, а следовательно, и дополнительных экономических затрат.

Вынос песка наиболее характерен для молодых третичных отложений: плиоценовых и, особенно, миоценовых. За рубежом эта проблема актуальна для нефтедобывающих районов Калифорнии и Мексиканского залива (США), Канады, Венесуэлы, Западной Африки.

В той или иной степени ВП сопутствует разработке любого месторождения. Особенно остро проблема проявляется на завершающей стадии разработки, когда обводненность продукции и степень разуплотнения породы коллектора высоки. На балансе ООО «РН-Краснодарнефтегаз» находится более 60 нефтяных месторождений, большинство из которых разрабатываются с 50-60-х годов прошлого века. Характерной особенностью эксплуатации этих месторождений является массовый вынос песка с продукцией работающих скважин. Проблема имеет такую же давность, как и сама история их эксплуатации. Именно поэтому с самого начала эксплуатации данных месторождений появилась крайняя необходимость борьбы с ВП с целью предотвращения преждевременного выхода из строя внут-рискважинного и поверхностного оборудования, уменьшения числа внеплановых ремонтов скважин и сокращения расходов, с ними связанных. По этой причине на постоянной основе осуществлялся подбор новых и совершенствование существующих методов и технологий предотвращения или уменьшения выноса песка с продукцией действующих добывающих скважин. Некоторые месторождения по праву можно назвать «испытательными полигонами» борьбы с пескопроявления-ми, к их числу относятся Анастасиевско-Троицкое, Ахтырско-Бугундырское, Ключевое и др. На рисунке 1 приведена круговая диаграмма, на которой показано среднее значение количества взвешенных частиц (КВЧ) по некоторым месторождениям Кубани.

■ Убеженское;

■ Ключевое,

■ Дыш (Майкоп),

■ Шептал ьское;

■ Северо-нефтяное • Западно Анастасиевское;

■ Анастасиевско Троицкое;

■ Холмское;

т Ахтырско-Бугундырское,

■ Абино-У крайне кое

■ Зыбза Глубокий яр; Николаевское; Ново Дмитриевское;

Рисунок 1 - Среднее значение количества взвешенных частиц (КВЧср, мг/л) на литр добываемой жидкости по некоторым месторождениям Кубани на 01.01.2012г.

В настоящее время данная проблема является особенно актуальной. Значительная выработка запасов нефти, высокая обводненность добываемой продукции, малая нефтенасыщенная толщина существенно усложняют и удорожают процесс добычи нефти, повышают требования к эффективности и экономической рентабельности методов предотвращения или уменьшения выноса песка.

С научной и экономической точек зрения, учитывая текущее состояние пород пласта коллектора и ценность добываемого сырья, значительный интерес вызывает решение проблемы выноса песка из скважин Анастасиевско-Троицкого месторождения (ATM).

Месторождение имеет широкую известность благодаря уникальному составу пластовой нефти, особенным геологическим условиям и богатой истории борьбы с выносом песка - основной проблемой, сопутствующей разработке данного месторождения. В последнее время геологические и геомеханические условия месторождения существенно изменились по сравнению с первоначальными, поэтому результаты применения современных методов борьбы с ВП нестабильны. Анализ результатов применения способов крепления призабойной зоны, основанных на представлении о пласте как об упругой среде, показывает, что в последнее время

380 476 643

доля неуспешных операций растет, ввиду чего возникает необходимость в разработке новых или в усовершенствовании существующих способов борьбы с ВП, которые смогли бы учесть текущее состояние пород пласта, прекратить либо значительно уменьшить вынос песка, быть технически простыми и экономически эффективными.

Несмотря на то, что с подобными геолого-физическими характеристиками пласта существует множество месторождений, аналогов по составу и физико-химическим свойствам нефти у Анастасиевско-Троицкого месторождения нет. Данный факт повышает важность решения проблемы выноса песка и продолжения эксплуатации месторождения с добычей нефти из IV горизонта.

Целью выполненной работы является разработка способа крепления приза-бойной зоны пласта (ПЗП) скважины для предотвращения или уменьшения выноса песка с добываемой продукцией скважинами Анастасиевско-Троицкого месторождения, учитывающего текущее состояние пород коллектора.

Исходя из поставленной цели, и в результате анализа состояния проблемы, сформулированы следующие основные задачи исследования:

1. Определить причины и механизм разрушения пород ПЗП скважин, выноса песка, а также пластовые условия, способствующие этому на IV горизонте ATM;

2. Разработать модель текущего состояния ПЗП скважин и способ оценки ее параметров;

3. Разработать способ крепления ПЗП скважин с учетом новой модели текущего состояния ПЗП скважин;

4. Провести промышленные испытания нового способа.

Методика решения поставленных задач основана на изучении и обобщении теоретических знаний по рассматриваемой проблеме, статистическом анализе промысловых данных, использовании методов математического моделирования, проведении опытно-промысловых испытаний и анализе их результатов.

Научная новизна

1. Впервые выявлена и доказана возможность существования в призабойной зоне эксплуатационных скважин IV горизонта ATM разуплотненных зон.

2. Разработана новая модель состояния и развития разуплотненной зоны, которая дает возможность оценить ее геометрические параметры (авторское свидетельство № 201402797 от 28.01.2014г.).

3. Разработан новый способ крепления слабосцементированного пласта с целью предотвращения выноса песка (авторское свидетельство № 2014123076 от 05.06.2014г.).

Практическая значимость работы

Практическая ценность работы определяется соответствием направлений исследований, а также составляющих ее частей, содержанию научно-технических программ, в т.ч. отраслевых программ НИОКР в области капитального ремонта нефтяных и газовых скважин.

На основании обобщений теоретических и промысловых исследований, проведенных автором, разработаны рекомендации, используемые в отчете по выполнению НИР «Создание новых технологий предупреждения и ограничения пес-копроявлений механическими, химическими и комбинированными методами в скважинах на основе анализа работы месторождений нефти и газа Краснодарского края» (тема 2.2, № гос.рег. 2160912/0399Д от 01.05.12г.), проводимых в ООО «РН-Краснодарнефтегаз» и направленных на уменьшение выноса песка из скважин на месторождениях предприятия.

В процессе проводимых исследований были получены следующие основные результаты:

- изучены основные причины разрушения слабосцементированных горных пород при эксплуатации скважин, доказана возможность образования разуплотненных зон в призабойной части скважин, вскрывающих слабосцементированные породы;

- разработана математическая модель текущего состояния ПЗП скважин, учитывающая пластичность пород разуплотненной призабойной зоны и позволяющая оценить ее геометрические параметры, а также оптимальные объемы и давления закачки уплотняющего и укрепляющего агентов при операции крепления призабойной зоны пласта скважины (КПЗП);

-разработан способ крепления ПЗП с учетом разуплотненного состояния.

Практическая значимость основных результатов диссертационной работы подтверждена актами использования и промышленного испытания разработанного способа.

По разработанному способу были выполнены пять операций КПЗП, экономический эффект по ним составил около 5 млн. рублей (с учетом дисконтирования 15 %- 188,7 тыс. руб.).

Полученные автором модель и способ рекомендованы к использованию на месторождениях ООО «РН-Краснодарнефтегаз» и других месторождениях с аналогичными условиями, в целях уменьшения выноса песка из призабойной зоны скважин.

Обоснованность и достоверность результатов, научных положений и выводов, содержащихся в диссертационной работе, обеспечивается использованием стандартных общепринятых методик проведения исследований и подтверждается согласованностью с существующими известными теоретическими и экспериментальными данными.

Личный вклад автора заключается в постановке цели и задач исследования, выборе методов решения поставленных задач, в выполнении основного объема теоретических и практических исследований, изложенных в диссертационной работе, анализе и обобщении существующего теоретического материала и промысловых данных по рассматриваемой проблематике, проведении опытно-промысловых испытаний и анализе их результатов, формировании обоснованных выводов при подготовке научных работ по теме диссертации.

Основные защищаемые положения

1. Результаты исследований возникновения и развития разуплотненных зон в призабойной зоне скважин Анастасиевско-Троицкого месторождения. Доказано пластическое поведение породы в разуплотненной зоне.

2. Методика оценки параметров разуплотненной зоны пласта.

3. Способ крепления слабосцементированного пласта, учитывающий пластическую деформацию пород разуплотненной зоны скважины.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на следующих научно-практических конференциях: I научно-техническая конференция молодых специалистов ООО «НК «Роснефть»-НТЦ» (Краснодар,

2008); II научно-техническая конференция молодых специалистов ООО «НК «Роснефть»-НТЦ» (Краснодар, 2009); IX научно-практическая конференция «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (Небуг,

2009); III научно-техническая конференция молодых специалистов ООО «НК «Роснефть»-НТЦ» (Краснодар, 2010); III кустовая научно-техническая конференция молодых специалистов ОАО «НК «Роснефть» (Самара, 2010); V межрегиональная научно-техническая конференция молодых специалистов ОАО «НК «Роснефть» (Москва, 2010).

Публикации результатов работы

По материалам диссертационной работы опубликованы 11 научных работ, в том числе 8 научных статей, 5 из которых в рецензируемых журналах, входящих в перечень ВАК при Минобрнауки России, 3 тезиса докладов на всероссийских конференциях. По материалам диссертационного исследования были поданы 2 заявки на изобретение в Роспатент.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, 5 глав, заключения, списка используемой литературы. Материал диссертации изложен на 121 странице текста, содержит 33 рисунка, 7 таблиц, 1 приложение. В списке используемой литературы 56 наименований.

ГЛАВА 1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ АНАСТАСИЕВСКО-ТРОИЦКОГО

МЕСТОРОЖДЕНИЯ. ИСТОРИЯ БОРЬБЫ С ВЫНОСОМ ПЕСКА

1.1 Геологические и физико-механические особенности месторождения 1.1.1 Географическое расположение месторождения

Анастасиевско-Троицкое месторождение расположено в юго-западной части России на западе Краснодарского края в 120 км к юго-западу от города Краснодара. Рекой Кубань площадь месторождения делится на два участка: Троицкий - на юго-востоке и Анастасиевский - на северо-западе. Ближайшие районные центры -г. Крымск и г. Славянск-на-Кубани, с ними месторождение связано шоссейными дорогами. В пределах месторождения хорошо развита сеть промысловых дорог. На рисунке 1.2 показано географическое расположение Анастасиевско-Троицкого месторождения.

Месторождение находится в разработке в течение 60 лет, имеет развитую инфраструктуру, сеть внешних и внутренних коммуникаций, обустроено системами водоснабжения, подачи газа для газлифта, сбора и подготовки нефти и газа.

В настоящее время на ATM ведется промышленная добыча нефти, газа и конденсата. По начальным извлекаемым запасам нефти месторождение классифицируется как крупное. Промышленная нефтегазоносность связана с объектами залежей терригенных миоценовых отложений, в разрезе которых выделяется шесть продуктивных горизонтов, представленных породами смешанного песчано-алевролитового состава: IV, IVa, V, VI, Via, VII. На рисунке 1.3 показана седиментационная колонка пород Анастасиевско-Троицкого месторождения.

РОССИЯ

раеноармелекая

С-Губернат!

Славя

Ю-Войсковая Башта^яаЛужШЯ Семи^одная Становая —

Чумаковское

Кур1 тиская

Анастасиевско-Троиш«

О Рроицкая

О Варениковекйя

..О Киевская

Варавенское *

Ачусво

ПроШягд

Прибрежное

З-Морозовско^ ф Ю-^орозовское

.Илиатм/лв ^^^ ^ЦН^^д

В-Мерноерковсоке

Черноерковекая Кулики Фрунзенское

З-Войсковая

Дончики

З-Мечетское Песчаное ф

^З-Великовское ерноватое \

юмг Грушаная с.Рисовая

акниск~на-к\оани

г. *>№»<»

Крымск

Условные обозначения

Нефте-газоконденсатное 0 Районный центр

месторождение _ „

• итзница

'— Газовое месторождение

ШШ Нефтяное месторождение ~ Река

- Дорога

Рисунок 1.2- Географическое расположение Анастасиевско-Троицкого

месторождения

Л итол orí i ч е с кая характеристика

Палеонтологическая характеристика

Нефте газоносность

Глины серые известковистые неяснослоистые

более или менее песчанистые

В средней части залегают пески светлосерые

мелкозернистые кварцевые составляющие

два горизонта - И и II):

На 30-40 м выше подошвы яруса

прослеживается пачка

(около 20 м) глин почти черных, слоистых.

неизвестковистых (т.н.. Лонтический репер)

В глинах обычно присутствуют Paradacna abichi R Ноет. Dreissensía anisoconcha Andrus . Dr. rostriformis Desh . Valenaennesia sp и др.;

в песках II и III горизонтов, кроме того, отмечены Congéna subhomboidea Andrus

I а» во И п Ш горизонта

Верхние 20 метров -неизвестковистые серые глины

IV горизонт - массивные мелкозернистыепески песчаники и алевролиты, часто косослоистые. по направлению к подошве размер зерен увеличивается до крупного. В IVa - VIII горизонтах наблюдается переслаивание мелкозернистых персчанников с глинам Мощность отдельных горизонтов колеблется от 0,5 до 60 метров

В интервале IV горизонта обнаружены Congéna subnovorossica Ossaul. С/ panticapaca Andrus.. Abra tellinoides (Sinz.), Hydrobia sp обедненный комплекс микрофауны ниже встречается разнообразная фауна полносоленного типа Dosima maco tica Andrus. Venerupis abichi Andrus.. мелкие спириаписы. из форзминифер - Nodobacula-riella obscura bogd. Articulinatenella maeotica Bogd. и др

Ht;tywau>Bt.»e ¡ал ежи и IV гори »он те Нефтяные залежи в IVa.V. VI. Via и VI трюошах

Условные обозначения

5" — ¡3 Глнны

Алевриты, пески и пссчаникн

I '.чинистые пееча

¡ Доломиты и

лолромити шрованнме мергели | Сндершы

Рисунок 1.3 - Седиментационная колонка пород Анастасиевско-Троицкого

месторождения

Основная часть запасов нефти сосредоточена в залежи IV горизонта и составляет 87% от извлекаемых запасов месторождения. Начальные извлекаемые запасы IV горизонта составляли около 100 млн. т. нефти. По состоянию на 01.01.2012г. накопленный коэффициент извлечения нефти (КИН) равен 60 %. Запасы выработаны на 95 процентов, остаточные извлекаемые запасы нефти составляют около 5 млн. тонн. В настоящее время доля добываемой из залежи IV горизонта нефти составляет 28 % от балансовой добычи нефти ООО «РН-Краснодарнефтегаз». Нефть IV горизонта ATM обладает уникальными свойствами и является ценным сырьем для оборонной промышленности, т.к. используется в производстве ракетного топлива. В последнее время наблюдается активизация эксплуатации газовой шапки с целью ее промышленной разработки.

Поэтому сегодня, как и на протяжении всего периода эксплуатации месторождения, разработке IV горизонта уделяется значительное внимание.

1.1.2 Геологические условия залегания IV горизонта

Геологическая структура ATM представляет собой ассиметричную антиклинальную складку, вытянутую в направлении с северо-запада на юго-восток. По изогипсе -1600 метров (кровля меотического яруса) длина месторождения составляет 28 км, а ширина - 3-4 км. На рисунке 1.4 представлена геологическая структура IV горизонта.

-1400

1450

1500

б)

-1400-

•j

-145а

I Нефть Вода

Нефть

I Всидя

858 1828307 872 i 111

693 1295 1481 1 i i

а) - структурная карта IV горизонта; б) - вертикальный разрез IV горизонта по линии I-I Рисунок 1.4 - Геологическая структура IV горизонта

По литологическому составу IV горизонт делится на две части: верхнюю -песчано-глинистую (ВПГЧ) и основную - песчанистую (ОПЧ). Верхняя часть сложена чередованием невыдержанных по площади, изменяющихся по толщине,

обычно тонких, реже до 3 - 5м толщиной, прослоев алевролитов, рыхлых песчаников и глин. Общая мощность ВГТГЧ изменяется в пределах от 20 до 25м. Среднее значение пористости в этой части равно 29 %. Проницаемость коллектора достигает значений в 0,198 мкм2.

Основная песчаная часть сложена, главным образом, мелкозернистыми рыхлыми песками и алевролитами с редкими прослоями глин, алевролитов и крепких известковистых песчаников. Толщина основной части IV горизонта достигает 100м. Пористость уплотненных пород ОПЧ составляет в среднем 30,7 %. Средняя проницаемость равна 1,076 мкм2 (достигает значений в 1,500 мкм2).

Средняя начальная толщина нефтяного слоя залежи составляла около 22 метров и плавно увеличивалась по направлению от Анастасиевского к Троицкому участку. Высота газовой шапки достигала 156 метров. С момента ввода месторождения в эксплуатацию толщина нефтенасыщенного слоя уменьшилась до 1 -4м (в некоторых случаях до 0 метров). Водонефтяной контакт (ВНК) в залежи наклонен в юго-восточном направлении. Изначально его значения составляли 1521м на Анастасиевском участке и 1532м на Троицком. Газонефтяной контакт (ГНК) практически горизонтален и ранее отбивался на отметках 1501-1502м.

С началом промышленной добычи газа из газовой шапки ВНК и ГНК стали стремительно перемещаться вверх, и на 01.01.2013 г. их отметки составляют в среднем по горизонту: ВНК - 1469м, ГНК - 1468м.

Характерной особенностью залежи IV горизонта является наличие активного аквифера и массивной газовой шапки, которые на протяжении более чем 50 лет обеспечивают залежь необходимой для фонтанирования скважин пластовой энергией.

1.1.3 Физико-химические свойства насыщающих породу флюидов

Нефть четвертого горизонта обладает низкой температурой застывания — ниже -45°С. Нефтепродукты, полученные из нее, застывают при температурах ниже -60°С. Поэтому она является ценным сырьем для получения арктического дизельного топлива, высококачественного масла и керосина.

Нефть ATM тяжелая, высокосмолистая, малосернистая и малопарафинистая. Давление насыщения равно 14,5 МПа. Газовый фактор изменяется в пределах от

3 3

47 до 62 м /м при движении от юго-восточного периклинального окончания к центральной части Анастасиевского свода. Растворенный в нефти газ, как и газ газовой шапки - метановый.

Пластовая вода IV горизонта щелочная, слабоминерализованная, гидрокар-бонатно-натриевого типа. Минерализация воды варьирует и достигает значений от 700 до 11 ООмг/л.

Хорошие коллекторские свойства, гомогенность пород IV горизонта в совокупности с огромным энергетическим потенциалом водонапорного режима и режима газовой шапки обеспечивают достижение высоких показателей разработки и значения накопленного КИН, а большие запасы нефти и газа - высокие уровни добычи, осложненные значительным выносом песка при работе скважин.

1.1.4 Физико-механические свойства нефтесодержащих пород

Учитывая богатую историю, а также научный и производственный интерес к разработке месторождения, можно смело утверждать, что физико-механические и фильтрационно-емкостные свойства породы коллектора IV горизонта ATM изучены в достаточной степени. По данным керновых исследований средняя пористость породы объекта составляет 28%. Проницаемость варьирует от 0,6 до 3,9

2 2 мкм , среднее значение составляет 1,5 мкм . Характерной особенностью пласта

коллектора IV горизонта ATM является слабая консолидация частиц его породы. Практически весь полученный из IV горизонта керн не имеет консолидированной структуры, в связи с этим фильтрационно-емкостные свойства породы определялись по наиболее плотным образцам, следовательно, измеренные значения свойств занижены по сравнению со средне-пластовыми. Учитывая длительный срок эксплуатации месторождения и постоянный вынос песка, геомеханические свойства пласта и текущее его состояние также может отличаться от первоначальных значений.

Данные геофизических исследований скважин также подтверждают слабую консолидацию пород. Так, ВПГЧ представлена чередованием глинистых алевролитов, алевритов и рыхлых песчаников с глинами. Пропластки не выдержаны по площади и толщине, обычно тонкие, реже 3-5 метров толщиной. Коллекторы ОПЧ сложены рыхлыми песками, в основном кварцевыми, мелко- и тонкозернистыми, редко - крупнозернистые с включениями гальки, а также алевритами. Объемная глинистость песков и алевритов варьирует в пределах 0,14 - 30 %. Прослои глин и крепких карбонатных песчаников (толщиной 15 - 20см) в ОПЧ встречаются редко и имеют незначительную распространенность по площади.

Средняя плотность пород IV горизонта в пластовых условиях составляет 2580 кг/м3.

Прочность пород IV горизонта ATM в основном определяется глинистым цементирующим веществом и капиллярными силами смачивания зерен породы пластовой нефтью. Коллектор представлен рыхлым песчаником и имеет низкие прочностные характеристики. На керне, отобранном в процессе разбуривания месторождения, прочность пород на сжатие лабораторно определить не представляется возможным. Для подобных пород прочность на сжатие определяется приблизительно «ногтевым» тестом и имеет значения от 0,5 до 1 МПа [1]. Такое низкое значение прочности породы делает ее склонной к разрушению и выносу при рабочих режимах скважины.

Упругость породы коллектора IV горизонта определяется модулем Юнга и коэффициентом Пуассона. Для консолидированных уплотненных песчаников характерными являются значения модуля Юнга от 3,3 до 7,8 ГПа. Однако замечено, что с разуплотнением и увлажнением породы значение модуля Юнга уменьшается, порода может из категории упругих перейти в категорию пластичных. В главе 3 данной работы будет проведен анализ результатов проведения операций крепления призабойной зоны пласта (КПЗП) на скважинах IV горизонта ATM и представлены доказательства упруго-пластического поведения пород. Коэффициент Пуассона принят равным 0,2.

Пластичность. Практически все кремнистые консолидированные песчаники относятся к категории хрупких пород [2]. Опираясь на данные керна, рыхлые песчаники IV горизонта, в смоченном состоянии, можно охарактеризовать как хрупко-пластичные. Для них свойственно сползание при приложении нагрузки (горного давления). В процессе операций КПЗП, при уплотнении породы до первоначального состояния, она начинает вести себя как упругая.

Твердость уплотненного консолидированного глинистого песчаника составляет от 4 до 5 по шкале Мооса (500 до 950 МПа по Бринеллю). Однако для рыхлого песчаника параметр твердости замерить не представляется возможным.

Для моделирования процессов крепления ПЗП наиболее важными физико-механическими свойствами являются прочность, упругость и пластичность породы. Низкие значения этих параметров для породы IV горизонта обуславливают ее склонность к разрушению и выносу.

Вынесенный из пласта песок характеризуется следующим фракционным составом (Таблица 1.1):

Таблица 1.1- Фракционный состав песка ATM

Диаметр зерна, мм

<0,01 0,01-0,1 0,1-0,25 0,25-0,5

Процент (от исследуемой массы) 6,2 30,5 42,1 21,2

Гистограмма распределения размеров частиц по массовой доле представлена на рисунке 1.5.

50

о

о с

X 0) ZJ

о о. CZ

1 4 1 t —

- Г 1 ! i

1 1

1

- . J. -! - ---

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Жихор, Павел Сергеевич, 2014 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Morita, N., Boyd, P.A., Typical Sand Production Problems Case Studies and Strategies for Sand Control, SPE paper 22739, 1991.

2. Ф.И. Котяхов Физика нефтяных и газовых коллекторов. М., «Недра», 1977,287 с.

3. Маслов И.И., Тернавский H.H., Улько И.Н., Есанглиев Б.Е. Применение титановых фильтров на месторождениях Кенкияк. - Нефтепромысловое дело, 1979, №8, с. 29-32.

4. Маслов И.И., Методы борьбы с выносом песка из скважин. - ОИ ВНИИОЭНГ, сер. «Нефтяная промышленность», М., 1980.

5. Бутко О.Г., Скуин Б.А. Усовершенствованная технология предотвращения выноса песка при термическом воздействии на пласт. - В кн. « Теория и практика разработки нефтяных месторождений термическими методами», М., 1985, с. 61-64.

6. Маслов И.И., Скуин Б.А., Закхеев А.Н Создание противопесочных гравийных намывных фильтров. - ВНИИОЭНГ, Нефтепромысловое дело, 1982, № 10, С. 23-24.

7. Жихор П.С., Вартумян Г.Т., Кошелев А.Т., Пустовой П.А.: Эволюция методов крепления призабойной зоны скважин IV горизонта Анастасиевско-Троицкого месторождения // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2010. - №6, с. 47-49.

8. Чернов Б.С., И.И. Маслов, В.А. Брагин, И.А. Левченко Контроль эффективности воздействия смоло-песчаной смесью на призабойную зону. - Нефтяное хозяйство, 1980, № 3, с. 51-54.

9. Маслов И.И. Современные методы борьбы с выносом песка из скважин, М., ВНИИОЭНГ, 1978, 36 с.

10. Аржанов Ф.Г., Маслов И.И. Предотвращение разрушения призабойной зоны пласта и выноса песка. - Нефтяное хозяйство, 1981, № 4, с. 38-40.

! L . It Ei SOBS I i

11. Аржанов Ф.Г., Маслов И.И., Репин В.И., Свиридов B.C. Применение противопесочных фильтров в скважинах IV горизонта Анастасиевско-Троицкого месторождения. Сер. Нефтепромысловое дело. Вып. 10. М., ВНИИОЭНГ, 1988.

12. Г.Г. Гилаев, М.А, Бурштейн, Г.Т. Вартумян, А.Т. Кошелев. Вопросы теории и практики ограничения пескопроявлений в нефтедобывающих и водозаборных скважинах. - Краснодар: Советская Кубань, 2004. - 224 с.

13. Гаврилко В.М., Алексеев B.C., Фильтры буровых скважин. М., Недра, 1976.- 345 с.

14. Сьюмен Д., Эллис Р., Снайдер Р., Справочник по контролю и борьбе с пескопроявлениями в скважинах. - М., Недра, 1986.

15. Гаврилко В.М., Абрамов С.К. Подбор и расчет фильтров водозаборных скважин. 1968 М. Изд. ВНИИВОДГЕО, с 47.

16. Saucier, R.I:"Considerations in Gravel Pack Design", JPT (Feb, 1974), p. 205.

17. Васильев. В.А. Модель переноса песка в пористой среде. Строительство газовых и газоконденсатных скважин. В.А. Васильев, В.Е. Дубенко // Сб.научн. трудов ВНИИгаза. -М.: ВНИИгаз,, 1996, с. 84-99.

18. Васильев В.А., Кадина A.A. Оценка устойчивости заполнителя трещины при гидроразрыве пласта, Вестник Северо-Кавказского государственного технического университета, 2010, № 4, с.25-27.

19. Сулейманов А.Б., Карапетов К.А., Яшин A.C. Практические рассчеты при текущем и капитальном ремонте скважин. Учебное пособие для техникумов. -М.: Недра, 1984, 224 с.

20. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде.- M-JI.: Гостоптехиздат 1949. -628 с.

21. Perkins Т.К., Weingarten J.S. Stability and Failure of Spherical Cavities in Unconsolidated Sand and Weakly Consolidated Rock, SPE paper 18244, 1988.

22. Войтенко B.C. Прикладная геомеханика в бурении. - M.: Недра, 1990.-252 с.

23. Войтенко B.C. Управление горным давлением при бурении скважин. — М.: Недра, 1985.- 181 с.

24. Курбанов А.К., Грабчак П.А., Кац P.M. Проект разработки Анастасиев-ско-Троицкого месторождения - Краснодар-Москва, 1994.

25. Патент РФ № 2393339. Способ создания гравийного фильтра в скважине / Авт. Изобрет. В.Н. Климовец, Ю.К.Федоров, А.Д. Четверик. - М. кл Е21В 43/04, заявл. 06.04.2009, опубл. 27.06.2010 Б.И. №13.

26. Коротков С.В., Чабанов С.С. Особенности проведения капитальных ремонтов скважин при разработке Анастасиевско-Троицкого месторождения, Тезисы докладов VIII научно-практической конференции, Небуг, 2008, с.27.

27. Репу, J. Н., Chemical Engineer's Handbook, 4th ed., McGraw-Hill, New York, 1963.

28. Martins, J.P., BP Exploration (Alaska) Inc.; Abel, J.C., ARCO Alaska Inc.; Dyke, C.G., Michel, C.M., Stewart, Graham, BP Exploration (Alaska) Inc. Deviated Well Fracturing and Proppant Production Control in the Prudhoe Bay Field, 1992, p. 960, SPE 24858.

29. Perkins, Т.К. and Kern, L.R.: "Width of Hydraulic Fractures," JPT (SEPT/ 1961) 937-49; Trans., AIME, 222.

30. Khristianovich, S.A., Zheltov, Y.P.: "Formation of vertical fractures by Means of Highly Viscous Liquid." Proc. Fourth World Pet. Cong., Rome, 1955.

31.X. Рабиа, Технология бурения нефтяных скважин. М.: Недра, 1989 - 413 с.

32. Экономидес М., Олини Р., Валько П., Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта: от теории к практике. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2007. - 236 с.

33. Усачев П.М., Гидравлический разрыв пласта. -М.: Недра, 1986, 164 с.

34. А.Б. Сулейманов, К.А. Карапетов, А.С. Яшин, Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин. - М.: Недра, 1984, 225 с.

35. Басарыгин Ю.М., Макаренко П.П., Мавромати В.Д., Ремонт газовых скважин. -М.: ОАО «Недра», 1998.-271 с.

36. А.Н. Попов, Н.Н. Головкина, Прочностные расчеты стенок скважин в пористых горных породах: Учеб. Пособие. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2001. - 70 с.

37. Economides M.J., Valko P.P., Wang X.: Recent Advances in Petroleum Engineering, JCPT, 2001. - №10, p. 35-44.

38. Горбунов А. Т., Николаевский В. H. Установившийся приток жидкости к скважинам при упругом режиме фильтрации. Изв. АН СССР, ОТН, 1961, № 5,

39. Горбунов А.Т. Установившаяся фильтрация жидкости в пористой среде с необратимым характером деформации - «Труды Всес. нефтегаз. науч.-исслед. ин-та», 1974, вып. 60, с. 61-73.

40. Николаевский В.Н. Геомеханика и флюидодинамика. - М.: Недра, 1996. -447 е.: ил.

41. Рабинович Н.Р. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении, - М.: Недра, 1989. - 270 с.

42. Шрейнер JI.A. Физические основы механики горных пород. Механические свойства и процессы разрушения при бурении- JL: Гостоптехиздат, 1950. - 212 с.

43. Van de Hoek, P.J., Kooijman, A.P., Kenter, С.J., and other, "Mechanism of Downhole Sand Cavity Restabilisation in Weakly Consolidated Sandstones", 2000, SPE 65183.

44. Трубицын H.B., автореферат к диссертации на соискание степени кандидата технических наук, Разработка метода и средства определения твердости почвы, Москва 2010.

45. P.Valko, M.J. Economides, Hydraulic Fracture Mechanics, John Wiley & Sons Ltd., West Sussex, England (1995) 47- 49.

46. M.B. Geilikman, M.B. Dusseault, F.A. Dullien, Sand Production as a Viscop-lastic Granular Flow, SPE Paper #27343, 1994.

47. Vaziri H.H., Xiao Y. Numerical Evaluation of Geomechanical Parameters Affecting Productivity Index in Weak Rock Formations - Part 1 : Theory, JCPT, Vol. 42, No. 12, 2003, p. 27-32.

48. M. Khodaverdian, P. McElfresh, Hydraulic Fracturing in Poorly Consolidated Sand: Mechanisms and Consequences, SPE paper # 63233, 2000.

49. G. Di Lullo, J. Gomez, A Fresh Look At Stimulating Unconsolidated Sands With Proppant-Laden Fluids, SPE paper # 90813, 2004.

50. Мирзаджанзаде А.Х., В.И. Мищевич, Н.И. Титков, А.И. Булатов, Н.М. Шерстнев, Повышение качества цементирования нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1975. - 232 с.

51. Cavity-Like Completions in Weak Sands, Ian D. Palmer, John D. McLennan, Hans H. Vaziri,SPE paper 58719.

52. Vaziri H., Palmer I., et. al.: Predicting and Managing Sand Production: A New Strategy, SPE paper 84499, 2003.

53. Пат.2341648 RU, МПК E21B 43/04.Циркуляционная обвязка для сооружения гравийного фильтра в скважине/ Гасумов P.A., Дубенко В.Е., Дубенко Д.В., Кузьменко О.В., Шамшин В.И.,опубл.-.20.12.2008.

54. Пат.2374431 RU, МПК Е21В 43/04.Способ сооружения гравийного фильтра/ Казарян В.П., Оводов С.О., Лаврухин A.A., Лебенков A.M., Архипо-ва И.А.,опубл.:27.11.2009.

55. Пат.2280760 RU, МПК Е21В 43/04.Способ сооружения фильтровой скважины/ Башкатов А.Д., Керимов В.А., Башкатов Д.Н., Петросов Д.А., Лодя-ной Д.А.,опубл. :27.07.2006.

56. Пат.2317404 RU, МПК Е21В 43/04.Способ создания гравийного фильтра в горизонтальной скважине/ Кашик A.C., Гогоненко Г.Н., опубл.: 20.02.2008.