Методический подход к анализу состояния эксплуатации добывающих скважин с целью обоснования необходимости проведения в НИХ РИР

№50-1,

Технические науки

В статье представлен методический подход к анализу состояния эксплуатации добывающих скважин с целью обоснования необходимости проведения в них РИР.

Похожие материалы

Известно, что ремонтно-изоляционные работы (РИР) являются одними из основных и сложных, трудоемких видов капитального ремонта скважин. Укоренившееся в нефтепромысловом деле словосочетание означает, в прямом смысле, ремонт скважины посредством проведения изоляционных работ. Потребность скважины в РИР обусловливается состоянием ее эксплуатации, включающим в себя техническую, геолого-техническую характеристику, а также количественно-качественные показатели добываемой продукции[1].

Первое из приведенных понятий объясняет характер нарушения крепи скважины как сложного подземного сооружения, являющегося каналом связи между продуктивным пластом и наземными нефтегазосборными коммуникациями. Нарушение герметичности крепи приводит к отклонениям от нормального (в соответствии с обоснованным режимом) функционирования скважины в виде преждевременного изменения состава добываемой продукции.

Второе понятие является комплексным и объясняет степень влияния негерметичности крепи на вскрытый бурением геологический разрез скважины с точки зрения охраны недр и, в целом, экологии. В свете изложенного выше, особое состояние приобретает скважина, состав продукции которой изменяется по причине обводнения продуктивного пласта закачиваемой или контурной водой. Условно это состояние также может быть оценено как геолого-техническое[2].

Таким образом, в целом, необходимость РИР обусловливается ненормальным состоянием эксплуатации скважины. Виды РИР, в свою очередь, определяются признаками «ненормальности», а объемы РИР - масштабами проявления того или другого признака, а также требованиями технологической схемы разработки месторождения или отдельных его залежей.

При изучении процесса эксплуатации скважин, с целью обоснования мероприятий по поддержанию их в работоспособном состоянии, вначале формируется структура информации об объекте исследования [3]. Затем производится логический анализ факторов, содержащихся в структуре информации. В основе логического анализа лежит так называемая экспертная оценка влияния изучаемых факторов (признаков) на состояние фонда скважин. Следующей, основной, стадией исследований является анализ информации путем сопоставления отдельных факторов или группы факторов между собой. В результате анализа выявляются проблемы в эксплуатации фонда скважин и формируются рекомендации для их решения или ослабления степени отрицательного влияния их на эффективность эксплуатации скважины.

В перечень анализируемых эксплуатационных данных (структура информации) входят: даты ввода в эксплуатацию, выполненных исследований, консервации и проведения гидроразрыва пласта (ГРП), начальный и максимальный дебиты, водонефтяной фактор (ВНФ), продолжительность безводного периода эксплуатации, накопленная добыча нефти на начало или конец года и за безводный период, удельная накопленная добыча на 1 м перфорированной толщины, способ эксплуатации, дебиты жидкости, нефти и обводненность продукции на начало (конец) года, интервал перфорации. В данные геофизических исследований (ГИС) входят интервалы притока жидкости и соответствующая им доля притока и насыщенность, оценка перетока и его направления[4].

Содержание логического анализа перечисленных факторов с целью оценки их необходимости и полезности в решении поставленной задачи сводится к следующему.

Даты ввода в эксплуатацию, ГИС, консервации и ГРП позволяют «привязать» к ним способы эксплуатации, дебиты нефти и жидкости, обводненность добываемой продукции, изменение интервалов перфорации и др. Последующий анализ этих данных позволяет оценить время и величину отклонения скважины ог нормального режима эксплуатации путем сравнения с соседними «нормальными» скважинами, вести поиск причин отклонения от режима, обосновать необходимость и виды промысловых и геофизических исследований.

Величины начального и максимального дебита нефти в процессе эксплуатации скважин позволяют судить о потенциальной возможности пласта, особенно в условиях преждевременного обводнения добываемой продукции.

Продолжительность безводного периода эксплуатации скважины является косвенным показателем характера выработки пласта, обоснованности режимов эксплуатации скважин, особенно в водонефтяных зонах, технического состояния скважин[5].

Сопоставление величин накопленной добычи нефти за безводный и весь период эксплуатации (на дату анализа) с обводненностью продукции и ВНФ позволяет оценить темп обводнения и причины последнего. Например, при большом превышении величины накопленной добычи нефти за весь период над величиной накопленной добычи нефти за безводный период эксплуатации, относительно невысокий ВНФ (часто до 1,0 в анализируемой ниже базе данных) и предельное обводнение продукции (95-97%) могут указывать на быстрое обводнение скважины ближе к последнему (анализируемой дате) периоду ее эксплуатации. В случае высокого ВНФ и предельного обводнения можно предположить о постепенном обводнении скважины в процессе длительной эксплуатации за счет продвижения фронта закачиваемой воды. В последнем случае возможно обводнение скважины по причине заколонной циркуляции воды (ЗКЦ), не обнаруженной своевременно, т.е. скважина продолжительное время эксплуатировалась в условиях ЗКЦ воды.

При небольшой разнице между величинами накопленной добычи нефти за весь период и безводный период эксплуатации невысокое значение ВНФ и предельное обводнение могут указывать на быстрое обводнение скважины в начальный период эксплуатации по техническим причинам (ЗКЦ, дефект колонны)[6].

По величине накопленной удельной добычи нефти на 1 м перфорированной толщины пласта можно судить о перспективах добычи нефти в той или иной скважине, так как по каждому месторождению бывает известной ее средняя величина на скважину (обратная величина остаточным запасам). Сравнение величин накопленной или удельной добычи нефти с удельными запасами нефти в скважине может выявить некоторые проблемы разработки и эксплуатации месторождения или отдельных его частей. Например, если первая из указанных величин заметно превышает вторую, то это может быть косвенным признаком дренирования не только находящегося в эксплуатации пласта по геолого-физическим и техническим причинам (конечно, при допущении корректной оценки запасов). Если наблюдается обратная картина, что чаще всего имеет место на практике, то это указывает или на преждевременное обводнение пласта по отдельным высокопроницаемым пропласткам, или на неблагополучное техническое состояние крепи скважины. В первом случае возникает необходимость регулирования закачки путем применения методов и технологий МУН, во втором - проведения РИР.

Используя эти данные, можно более обоснованно планировать проведение ремонта или воздействия на пласт. Сопоставление величин накопленной удельной добычи нефти, ВНФ и обводненности также позволяют оценить темп и причины обводнения, оставшийся потенциал продуктивного пласта. Например, большое значение ВНФ, небольшая величина удельной добычи нефти и предельная обводненность могут быть признаками обводнения скважины (пласта) за счет закачки воды или по техническим причинам в зависимости от темпа нарастания обводненности или по обеим причинам. Большая величина накопленной удельной добычи нефти при малом значении ВНФ могут быть признаками обводнения пласта за счет закачиваемой воды.

Важное значение имеют данные ГИС по оценке распределения притока жидкости в пределах интервала перфорации (профиль притока или отдачи), насыщенности и технического состояния скважины. Интервал и доля (величина) притока жидкости из этого интервала позволяют оценить характер выработки пласта по толщине и более точно определять объект изоляционных работ. Кроме того, характер притока может служить косвенным признаком заколонной циркуляции жидкости [5, 6].

Наличие информации о поинтервальной насыщенности пласта еще более конкретизирует вид воздействия на него. Знание о направлении перетока жидкости позволяет обосновать технологическую схему закачивания тампонажного раствора для ликвидации ЗКЦ с исключением или наименьшим повреждением (загрязнением) продуктивного пласта.

Данные о взаиморасположении добывающих и нагнетательных скважин на площади, степени интенсивности закачки воды, исследований на взаимодействие (гидропрослушивание) также служат для обоснования проведения РИР в конкретных скважинах по ограничению притока воды по продуктивному пласту и параметров технологии ремонта.

Изложенное выше логическое представление отдельных и группы факторов, их взаимовлияния является достаточно упрощенным для облегчения восприятия. Сам анализ информации является более сложным, так как необходимо совокупное сопоставление факторов между собой и принятие решения. Следует отметить, что в принятых решениях имеется определенная доля риска, связанная как с уровнем кондиционности геолого-промысловой информации, точностью геофизических и других исследований, так и с субъективными причинами.

В соответствии с описанным методическим подходом проведен анализ данных эксплуатации и геофизических исследований 63 добывающих скважин Тарасовского месторождения ООО «РН- Пурнефтегаз» за период 1999-2006 гг. Во всех скважинах в эксплуатации находился продуктивный пласт БП14, на долю которого приходилось более 63% годовой добычи нефти по состоянию на 01.01.2007 г.

Ниже приводится пример использования предложенного методического подхода для анализа промыслово-геофизической информации и разработки рекомендаций по видам РИР и их технологиям по 18 первоочередным скважинам (таблица). Как видно из таблицы, РИР по отключению обводненных интервалов пласта БП14 предлагается провести в скважинах 1212, 645, 626, 528, 452, 562, 877, 232, 578. В них обводненность продукции изменяется от 93,7 до 99,5%. При этом удельная добыча нефти на 1 м перфорированной толщины в 6 скважинах составляет 1,28-2,64 тыс.т, лишь в 3 скважинах она достигает 4,35-5,2 тыс.т, что можно отнести к средним (умеренным) показателям в анализируемой совокупности. Для изоляции предлагаются те пропластки, по которым наблюдается наибольшая доля притока или они оценены по результатам геофизических исследований как нефтеводонасыщенные или водонефтенасыщенные. Три скважины из девяти находятся в консервации в течение трех лет, одна - в течение 12 лет. В шести скважинах величина накопленной добычи нефти за весь период эксплуатации в 1,35-5,2 раза больше, чем за время безводного периода эксплуатации, а в одной скважине - эта разница почти в 21 раз. В тех же шести скважинах безводный период эксплуатации составляет от 260 до 1705 сут, водонефтяной фактор изменяется от 0,21 до 4,2 за 13- 16 лет эксплуатации скважин, то есть не максимальный. В двух скважинах с близкими значениями накопленной добычи нефти за весь и безводный периоды эксплуатации ВНФ составляет 0,34 и 1,05, а в одной скважине (с разницей указанных величин в 21 раз) водонефтяной фактор также низок и составляет 0,62. Кроме того, в последней скважине (№232) через 1,5 года после начала эксплуатации был проведен ГРП. В скв. 578, в процессе эксплуатации которой были проведены два ГРП, величина ВНФ составляет 0,21.

Таблица 1. Данные эксплуатации, геофизических исследований (1999-2006 гг.), рекомендуемые виды РИР и их технологии в 18 добывающих скважинах Тарасовского месторождения, эксплуатируемых по пласту БП14.

№п/п

№скв № куста

Дата ввода в эксплуат.

Дата исследов.

Дата ГРП Q н.нач, т/сут

Qк.макс, т/сут

Индекс пласта; ВНФ

Тбезв, сут

Q н.нак, тыс/т Qн.нак.безв, тыс/т

Q н.нау, тыс/т.м

способ

Q ж, Qн, т/сут

В,%

Интервал перфор., интервалы притока,м

Доля притока,%; насыщенность

Направ.претока

Рекомендации

Технологии РИР

1

1212

75

03.90

24.10.00

-

66/91

БП14

0,34

634

48/42

2,66

Фонт. в консерв. с 05.94

21

1,00

95,2

3026-

3044(18)

3031,5-

3033,5

3038,1-

3044,7

-

78

22

-

Изоляционные работы в инт. 3031,5-

3033,5 м

(КР1-1)

Установка песч.

пробки на гл.3035

м. Закачивание

смолы ФРФ

(Геотерм) в инт. 3031,5-3033,5 м sчерез пакер с оставл. моста и послед.

разбуриванием

2

645

147

07.90

06.02.03

06.96

30/66

БП14

1,9

559

52/10

5,2

ЭЦН

накоп.

Н

н+в

в+н

в

-

Изоляцион

ные работы

в инт. 2915-

2919 м

(КР1-1)

Закачивание

смолы ФРФ

(Геотерм) в инт.

2915-2919 м через

пакер с оставл.

моста и послед.

разбуриванием

3

626

101

06.91

14.11.03

-

128/128

БП14

2,42

431

74/32

4,35

Фонт

25

0,13

99,5

2961-

2978(17)

2961-

2963,6

2964,6-

2966,6

2966,6-

2976

75

20

5

-

Изоляцион ные работы в инт. 2961- 2966,6 м (КР1-1; возможно, КР1-3)

Закачивание смолы ФРФ (Геотерм) с оставл .моста и послед, разбурив. Инт. 2978-2967 м засыпать песком перед закач. смолы

4

528

170

01.90

10.06.99

-

48/75

БП14

4,2

260

23/17

1,28

ШГН в

конс.с 01.04

62

1,00

98,4

2943- 2961(18)

2947.2- 2951,1

2953.3- 2960,1

Н+В

В+Н

-

Изоляцион ные работы в инт. 2953,3- 2960,1м (КР1-1)

Закачивание ВУС в инт. 2953,3- 2960,1 м через пакер

5

452

158

09.89

04.06.00

-

56/108

БП14

1,05

285

23/22

2,3

Фонт, в

консе рв. с 05.04

22

1,00

95,5

2951-

2961(10)

2955,4-

2956,8

2957,6-

2959

2960-

2960,8

Н

В

В

-

Изоляцион ные работы в инт. 2957,6- 2960,8 м (КР1-1)

Закачивание смолы ФРФ (Геотерм) в инт. 2957,6-2960,8 м с оставл.моста и послед.разбурив.

6

562

213

08.91

16.09.00

-

43/113

БП14

3,4

935

42/35

4,67

ЭЦН

95,9

1,3

98,7

2957-

2966(9)

2957,2-

2961,8

2961,8-

2966

80 Н

20 В

-

Изоляцион ные работы в инт. 2961,8-2966 м (КР1-1)

Закачивание смолы ФРФ (Геотерм) в инт. 2961,8-2966 с оставл. моста и послед, разбурив.

7

564

213

12.91

05.05.01

-

29/29

1БП14

13,0

808

3,4/2,3

0,3

ШГН в конс.с 09.04

14

0,4

99,7

3126- 3137.2(11,2)

3130,5- 3132 3133,5- 3136

40

В+Н

60

В+Н

Сни зу с гл. 3136 м

вверх

Ликвидаци я ЗКЦ снизу (КР1- 3

Закачивание смолы ФРФ (Геотерм) или пластика (ТК «Гранит») через нижн.инт.иерф. с оставл.моста и разбур. до гл.3135

8

877

101

06.91

05.07.01

-

110/110

1БП14

1,23

426

54/29

2,84

ЭЦН в конс.с 01.04

131

1,00

99,2

3041,2- 3060(19) 3042,5- 3044

3048- 3048,5

3049- 3049,5 3050,5- 3051,5

37

25

13

25В

-

Изоляцион ные работы в инт. 3049- 3051,5 м (КР1-1)

Закачивание смолы ФРФ (Геотерм) в инт. 3049-3051,5 м с оставл. моста и послед, разбурив

9

830

115

06.90

23.03.03

08.97

1БП14

6,4

209

10/9,4

0,83

Фонт, в

консе рв. с 05.04

7,9

0,06

99,3

____(12)

2853,4- 2855,2 2856,2-

2858.6 2859,6- 2860,6 2861,4-

В+Н

-

Проведени

еГИС.

Обработка

призабойно

й зоны

пласта

(ОПЗ)

Закачивание гидрофобизатора «Полисил» или его аналога «Кварц» в инт. -2853,4-2863,7 м

10

843

174

08.90

22.05.03

10.96

24,5/55

1БП14

0,66

288

34/22

1,79

Фонт, пьезо м

34,9

0,03

99,9

2909-

2928(19)

2909,6-

2910

2911,4-

2911,8

2914,8-

2920,4

2922,8- 2925 2927,4- 2928

Н

Н+В

В

Н+В

в

Проведение ГИС.

ОПЗ

Закачивание гидрофобизатора «Полисил» или его аналога «Кварц» в инт. 2914,8-2928 м

11

454

110

09.90

11.08.04

-

30/45

1БП14

4,0

126

7/3,6

0,44

ЭЦНв

коне.

с

10.05

14,4

0,39

97,3

2958- 2974(16)

2958.5- 2961 2962,1-

2965.4

2967.6-

Признаки нефти

Проведение ГИС.

ОПЗ

Закачивание гидрофобизатора «Полисил» или его аналога «Кварц» в инт. 2958,5-2971,5 м

12

489

74

01.90

24.10.00

-

63/126

1БП14

0,25

551

72/52

4,8

ШГН в конс.с 01.04

8

1,00

87,5

2805-

2820(15)

2806,2-

2808,2

2810,2-

2812,2

2812,2-

2815

Проведени е ГИС для оценки доли

притока и насыщенно ста по интервалам

Технология РИР по результатам ГИС

13

490

74

09.89

06.07.03

-

52/117

1БП14

1,08

408

35/32

2,06

Фонт, в

консе рв. с 05.04

11.9 0,1

99,2

2913- 2930(17) 2913- 2930

В+Н

ОПЗ

Закачивание гидрофобизатора «Полисил» или его аналога «Кварц» в инт. 2913-2930 м

14

705 172

03.91 22.04.01

12.95 21/31

1БП14

0,59

1171

23,4/ 12,6

1,56

Фонт, в

консе рв. с 02.02

85.3 1,78

97,9

3024-

3039(15)

3022-

3025

3027-

3028

3030-

3030,5

70

10

20

Свер ху с гл. 3006 м и сниз у с гл. 3039

ГИС для уточнения перетока, ликвидация ЗКЦ воды снизу и сверху (КР1-3)

Закачивание смолы ФРФ через спецотв.у кровли водян.пл. Закачивание смолы ФРФ (Геотерм) в инт. 3022-3025 м с оставл .моста и

15

232

252

03.94

03.04.02

09.95

6/26

1-2 БП14

0,62

410

27/1,3

2,45

ШГН в накопл.

24,8

1,6

93,7

2888-

2899(11)

2888-

2892

2903-

2906

92

8

-

Изоляцион

ные работы в инт. 2888- 2892 м (КР1-1; возможно КР1-3)

Закачивание

смолы ФРФ (Геогерм) или пластика (ТК «Гранит») через 2888-2892 м с оставл.моста и разбур.

16

813

135

02.91

10.02.03

-

31/72

1-3

БП14

0,27

318

116/11

6,04

ШГН

В консерв. С 01.04

49

1,00

98

3073-

3081,2(19

3073-

3080,9

3092-

3094,2

3102-

3107

В+Н

-

Проведени

е ГИС. ОПЗ

Закачивание

гидрофобизатора «Полисил» или его аналога «Кварц» в инт. Перфорации

17

578

117

05.90

26.05.02

05.95

05.02

17/56

2-4

БП14

0,21

1705

40/18

1,6

ШГН

14,5

0,35

97,5

_____(25)

3011,5-

3013

3014,5-

3019,8

3023-

3024

3030-

3032

5

77

5

10

Изоляцион

ные работы в инт. 3014,5- 3019,8 м (КР1-1)

Закачивание ВУС

в инт. 3014,5- 3019,8 м

18

426

109

09.91

27.09.04

03.98

24/65

3БП14

0,27

1205

81/15,4

4,76

ШГН в конс. С 04.06

15,5

0,46

2964-

2973(17)

2964,1-

2965,6

2965,6-

2973

Слабый приток

Сни

зу с гл.2 979, Зм

Ликвидаци

я ЗКЦ воды снизу (КР1- 3)

Закачивание

смолы ФРФ через спецотв. на гл.2979 м

Сопоставление перечисленных факторов указывает на присутствие тенденции постепенного обводнения этих скважин по наиболее проницаемым пропласткам, хотя строгого соответствия между ними не наблюдается. Исходя из умеренных величин удельной накопленной добычи нефти (1,28-5,2 тыс.т/м) и величин начальных (43-128 в шести и 6-30 т/сут в трех скважинах) и максимальных (75- 128 и 26-66 т/сут соответственно в шести и трех скважинах) дебитов нефти в процессе эксплуатации целесообразно проведение РИР по отключению обводненных интервалов пласта в указанных девяти скважинах.

Что касается технологии проведения РИР, в скв. 1212, 626 и 232 предлагается использование синтетической смолы ФРФ (Геотерм) или другой смолы [1,2,6,8] путем закачивания ее через верхние перфорированные пропластки с оставлением моста и последующим разбуриванием его. Перед этим нижние перфорированные пропластки необходимо временно отключить, например, с помощью песчаной пробки. Указанная схема закачивания тампонажного раствора обусловлена наличием признака перетока воды сверху, так как 75- 92% от общего притока жидкости приурочено к верхнему пропластку. В зависимости от величины приемистости интервала, через который закачивается тампонажный раствор, в качестве последнего может быть использована другая смола - пластик (ТК «Гранит») более повышенной вязкости. В скв. 645, 452, 562, 877 самые нижние перфорированные пропластки являются водонасыщенными или водонефтенасыщенными. Для ограничения притока воды из них также предлагается закачивание смолы (или пластика) с оставлением моста и разбуриванием его до глубины на 1-2 м выше нижних отверстий перфорации. В скв. 528 и 578, в которых соответственно весь перфорированный интервал нефтеводо- и водонефтенасыщен и интервал наибольшего притока (следовательно, обводненный) находится ближе к середине перфорированного пласта, предлагается закачивание вязкоупругого состава (ВУС) на основе полиакриламида, или кремнийорганических, или других тампонажных растворов [3, 7, 8].

В скв. 564, 705 и 426 (по данным ГИС) существует заколонный переток жидкости. Например, в скв. 576 большая часть притока жидкости (60%) приурочена к нижнему пропластку, 40% - к среднему. Оба пропластка водонефтенасыщены, переток жидкости происходит снизу. Последнее косвенно подтверждается аномальной величиной ВНФ, равной 13, при аномально низкой накопленной добыче нефти за весь и безводный период эксплуатации (соответственно 3,4 и 2,3 тыс.т), аномально низкой удельной накопленной добычей нефти (0,3 тыс.т/м) и значительной долей (68%) накопленной добычи нефти за безводный период эксплуатации скважины и 100%-ной обводненностью продукции. Можно предположить о длительной эксплуатации скважины с наличием перетока или его постепенным усилением с одновременным обводнением по пропласткам. В этих условиях предлагается закачивание смолы ФРФ, или пластика (ТК «Гранит») или другой смолы [1, 2, 6, 8] через нижний пропласток с оставлением моста и разбуриванием его до глубины на 1-2 м выше нижних отверстий перфорации пласта. В данном случае цель РИР - не только ликвидация заколонной циркуляции жидкости, но и изоляция притока воды из водонефтенасыщенных пропластков. После ликвидации перетока, при необходимости, целесообразно закачивание гидрофобизатора по всей перфорированной толщине пласта. В скв. 705 имеется переток жидкости снизу и сверху. Возможность последнего подтверждается тем, что 70 % притока жидкости из пласта приходится на его верхний пропласток, величина ВНФ низкая (0,59) при почти 98%-ной обводненности. Следовательно, доля перетока была определяющей в быстром обводнении скважины. В то же время из самого нижнего пропластка приток отсутствует. Поэтому в данной скважине необходимо проведение дополнительных ГИС для уточнения направлений перетока воды из соседних водоносных пластов. Если наличие перетоков и снизу и сверху по отношению к интервалу перфорации продуктивного пласта будет подтверждено, то сначала проводятся РИР по ликвидации перетока воды снизу. Для этого перфорируются спецотверстия у кровли нижнего водоносного пласта и через них за колонну закачивается смола ФРФ (Геотерм) или другая смола с оставлением моста выше спецотверстий [1,2,6,8]. После этого устанавливается песчаная пробка на глубине 3024 м и проводятся работы по ликвидации перетока воды из верхнего водоносного пласта путем закачивания смолы через верхние перфорационные отверстия с оставлением моста и разбуриванием его.

В скв. 830, 843, 454, 490 удельная накопленная добыча нефти изменяется от 0,83 до 2,06 тыс.т/м, то есть низкая. Величина ВНФ составляет 0,66-6,4, в том числе в скв. 830 и 843, в которых проводился ГРП, соответственно 6,4 и 0,66. По данным ГИС во всех перечисленных скважинах продуктивный пласт, в основном, водонефте- и нефтеводонасыщен, что является признаком обводнения по отдельным пропласткам. В то же время сопоставление величин ВНФ и удельной добычи нефти допускает возможность негерметичности цементного кольца. Поэтому в этих скважинах предлагается проведение ГИС для уточнения причин обводнения. В случае нормального технического состояния "скважин целесообразно воздействие на пласт с целью улучшения условий фильтрации нефти. Для этого предлагается закачивание гидрофобизатора «Полисил» или его аналогов [4] по всей перфорированной толщине пласта. Целесообразность закачивания гидрофобизатора в указанных скважинах подтверждается также значительными величинами первоначального и максимального дебита скважин (в трех скважинах соответственно 30-56 и 45-117 т/сут, в одной скважине - 9 и 55 т/сут).

Сопоставление величин ВНФ (0,27 - очень низкая), удельной накопленной добычи нефти (6,04 тыс.т/м - сравнительно высокая), обводненности продукции (98%) в скв. 813 допускает возможность перетока. В то же время водонефтенасыщенность всего пласта может свидетельствовать об обводнении его закачиваемой водой. В этих условиях необходимо уточнение причин обводнения путем проведения ГИС. При отсутствии перетока предлагается закачивание гидрофобизатора [4].

По величинам анализируемых показателей скв. 489 близка к скв. 813, но отсутствуют данные о доли притока по пропласткам и насыщенности. Поэтому для обоснования вида РИР или воздействия на пласт необходимо проведение ГИС.

Одним из основных параметров технологии РИР является объем тампонажного раствора, закачиваемого в объект изоляции. Исходя из опыта проведения РИР в скважинах ООО «РН-Пурнефтегаз» и ООО «РН-Юганскнефтегаз», объем смолы ФРФ (Геотерм) и ТК «Гранит» (Синтэк) для ликвидации заколонной циркуляции жидкости, отключения пластов и их отдельных интервалов составляет 2-4 м3, объем ВУС и других гелеобразующих составов (ГОС) [1,7] для отключения обводненных интервалов пласта составляет 1-2 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта. В зависимости от геолого- технических условий эксплуатации скважины средний объем смолы на один ремонт должен быть около 3 м3, а ВУС и ГОС - около 1,5 м3/м.

Таким образом, рекомендуемые для РИР скважин из 18 обводнены на 93,7-99,9% (только одна скважина обводнена на 87,5%), что требует принятия определенного решения о перспективах их дальнейшей эксплуатации в качестве добывающих скважин. В то же время по другим эксплуатационным характеристикам (накопленные ВНФ и удельные отборы нефти) и заключению ГИС эти скважины могут иметь перспективы продолжения их эксплуатации по результатам проведения вполне определенных видов РИР (см. таблицу).

Выводы:

  1. Предложены методические подходы для анализа состояния эксплуатации скважин, под которым понимаются технические, геологические характеристики крепи, а также количественно- качественная характеристика добываемой продукции.
  2. Показано, что экспертная оценка около 20 показателей эксплуатации скважины каждого в отдельности и путем сопоставления их между собой позволяет обосновать необходимость проведения РИР, их виды и объемы.
  3. Приведен пример использования предложенного методического подхода при анализе состояния эксплуатации конкретного нефтяного месторождения.

Список литературы

  1. Коровин B.М. Новая комплексная технология гис //Каротажник. 2007. № 1. С. 88-98.
  2. Коровин В.М. Анализ автоматизированной системы сбора и обработки информации для геофизических исследований скважин //Нефтяное хозяйство. 2006. № 7. С. 112-114.
  3. Коровин В.М. технологии геофизических и геолого-технологических исследований скважин на основе современных средств телекоммуникаций //Геофизический вестник. 2006. № 6. С. 14.
  4. Рафиков В.Г., Хабиров Р.Р., Гайфуллин М.Я., Коровин В.М. Цифровая аппаратура ВАК-73М с расширенными возможностями исследования фильтрацинно-емкостных свойств горных пород методом ВАК //Каротажник. 2006. № 7-8. С. 228-239.
  5. Ташбулатов В.Д., Еникеев В.Н., Гайфуллин М.Я., Миллер А.В., Булгакова Ю.А., Коровин В.М. Возможности аппаратурнопрограммного комплекса видеокаротажа малого диаметра АВК-42М //Каротажник. 2006. № 7-8. С. 242-254.
  6. Коровин В.М., Адиев Р.Я., Булаев В.И. Передача данных акустического каротажа по цифровым каналам связи //Каротажник. 2004. № 2. С. 40.