Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 [ 12 ] 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217

Рнс. 1.17. Содержание катионов в пластовых водах палезойских пород Иллинойса:

/ - миссисипские отложения; 2 - отложения девона-силура; 3 - отложения ордовика; М - морская вода

700 Na

50 Mg

50 Са

известняков Смаковер. Низкое содержание Са отмечается в третичных слоях Калифорнии и меловых песчаниках Техаса, вудбайн.

Аналогичную картину дает распределение катионов в водах нефтяных месторождений Иллинойса. На рис. 1.17 приведены сводные данные анализов вод из средней части бассейна Иллинойса, графство Марион. Содержание растворенных катионов по всем анализам в среднем составляет примерно 2,0 экв/л. Воды отобраны с глубин от 500 до 1500 м. Анионы на 99 % состоят из хлора.

Анионный состав пластовых вод характеризуется, как правило, резким преобладанием С1 (рис. 1.18).

На завершающей стадии разработки нефтегазоконденсатных месторождений, как правило, происходит внедрение пластовых вод в продуктивную часть коллектора. Результатом является повышение водонасыщенности обводнившихся и близких к ним зон перового пространства залежи, в том числе и участков, где начальная водонасыщенность не превышала единиц процентов. Такой процесс, очевидно, влияет на перераспределение установившегося положения фаз в пористой среде, усиливая роль водонасыщенности.

Опыт разработки газоконденсатных месторождений в условиях обводняющегося пласта российские специалисты стали приобретать с 1962 г., когда началось массовое обводнение скважин на Ленинградском, Каневском, Кущевском и других месторождениях Краснодарского края. В об-

/00 С1

Рис. 1.18. Анионный состав пластовых вод месторождения Шток-штадт (Германия):

1 - пехельборнские слои, оли-гоцен, 1800-1700 м; 2 - гидро-биенские слои, миоцен, 1600 - 800 м; 3 - раннетретичные слои, миоцен-Н плиоцен. 600- 400 м; М - морская вода

20 SO,

20 СО3 + НСО3 45

щем случае результатом обводнения разрабатываемой залежи является снижение газо- и конденсатоотдачи из-за защемления ГКС в пористой среде, выход из строя или по меньшей мере ухудшение продуктивных характеристик скважин. На практике последствия обводнения можно компенсировать регулированием фронта продвижения пластовых вод различными методами при условии качественного контроля динамики продвижения вод.

Информация о потенциальном внедрении воды в природную залежь важна как при проектировании разработки, так и на последующих стадиях эксплуатации месторождения. На поздней стадии разработки применяются разнообразные способы повышения углеводородоотдачи пласта, эффективность которых зависит от отношения необводненной и обводненной площадей залежи и перемещения контурных и подошвенных вод.

В процессе эксплуатации Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения, начавшейся в октябре 1968 г., отмечаются водопроявления, связанные с поступлением к забоям скважин пластовых вод и получением в продукции пласта конденсата водяного пара.

С начала эксплуатации месторождения до 1975 г. обводнения скважин не наблюдалось. Применяемые гидродинамические методы контроля за во-допроявлениями указывали на наличие в составе продукции лишь конденсационных и техногенных вод. С 1975 г. на месторождении начались регулярные водопроявления.

На степень и характер продвижения пластовых вод в залежь влияет неоднородность разреза, сложенного породами с различной степенью тре-щиноватости, уплотненности, закарстованности и глинистости. Вода поступает неравномерно как по площади, так и по разрезу. Основные пути внедрения воды проходят в средней части продуктивной толщи, представленной в основном карбонатами в интервале от верхневизейских до московских отложений. В этом разрезе содержатся высокопроницаемые за-карстованные интервалы, наиболее опасные в смысле внедрения воды и, кроме того, зоны повышенной трещиноватости.

Проведение широкомасштабных солянокислотных обработок способствует фильтрации пластовых вод, поскольку это может приводить к образованию новых путей продвижения воды в результате растворения карбонатов по карстовым каналам, порам и трещинам. В 1975 г. с водой работали три скважины с дебитами до 5 м/сут. В 1976 г. число таких скважин увеличилось до одиннадцати. За период 1975-1977 гг. суммарные объемы добытых пластовых вод возросли от 1,3 до 19,4 тыс. м/год, а в 1978 -

1979 гг. снизились до 11,1 тыс. мVгoд. Указанное снижение общих объемов поступления пластовой воды объясняется остановкой скв. 33 и 140, в продукции которых выносились до 45 MVcyr воды. Кроме того, в нескольких скважинах, работающих с пластовой водой, в этот период замеров дебитов не производилось, а по другим скважинам были снижены депрессии.

В последующие годы отмечалось закономерное увеличение числа скважин, работающих с водой, и общих объемов воды. Так, в течение

1980 г. число таких скважин увеличилось до 23. Далее приведены данные о водопроявлениях за период с 1975 по 1980 г.

Год.................................................

Число скважин, работающих

к концу этого периода суммарные объемы добываемой воды незначительны, поскольку количество конденсационных вод (31,9 тыс. м) превышает объем пластовой воды (22,7 тыс. м).

Внедрение пластовых вод в залежь, усилившееся с 1984 г., вызвало ухудшение продуктивности скважин и увеличение темпа падения пластового давления. До 1984 г. давление снижалось в основном равномерно со средним темпом 0,15 -0,25 МПа в месяц (по скважинам северного купола). Скважины южного купола, вводимые в эксплуатацию с 1973 г., показали более высокий темп понижения пластового давления из-за разницы отношений отборов к запасам и ограниченной гидродинамической связи между куполами.

В 1984-1985 гг. темп падения давления возрос до 0,3 -0,4 МПа в месяц, а по некоторым скважинам достиг 1 МПа в месяц. К 1986 г. наибольший темп падения давления отмечался по скважинам УКПГ-4, где практически все скважины содержали в продукции пластовую воду, что объясняется хорошими коллекторскими свойствами пористой среды в направлении выхода на газоводяной контакт. По-видимому, основной причиной повышения темпа падения давления следует считать отключение части запасов углеводородов от, зоны дренирования в результате избирательного продвижения пластовых вод.

С 1985 по 1989 г. основная область обводнения сформировалась от СКВ. 26 до 188, далее - в восточном направлении и на запад от скв. 188 за счет обводнения скв. 7, 129 и 133. Проявился также локальный очаг обводнения в районе СКВ. 101.

По залежи со стороны восточного крыла сформировалась обширная зона обводнения по карбонатным отложениям верхневизейского и московского ярусов. Обнаружено появление воды на все более высоких отметках, в ряде случаев на 300 м выше ГВК (минус 3350 м), что говорит об увеличении темпов продвижения пластовых вод за последний период.

Кроме того, получена информация об обводнении значительной части продуктивной толщи не только в зоне дренирования отдельных работающих скважин, но и на межскважинном пространстве. Об этом свидетельствует получение притока воды при испытании ряда скважин с рабочими интервалами, расположенными выше ГВК.

Для контроля за водопроявлениями на месторождении используется в основном гидрохимический метод, впервые применяемый на газоконденсатных месторождениях Кубани и впоследствии усовершенствованный. Такой метод позволяет определять момент появления воды на забое скважины, тип обводнения и динамику процесса. Кроме того, по гидрохимическим данным осуществляется прогноз обводнения конкретных скважин, что позволяет выработать оптимальный технологический режим их эксплуатации. Возможности метода этим не исчерпываются.

Основа применения метода - различие состава вод разных типов, таких как пластовые, техногенные и конденсационные.

Наиболее отличаются по химическому составу пластовые и конденсационные воды. Первые представлены концентрированными растворами хлорида натрия с минерализацией до 270 г/л. Пластовые воды подразделяются на краевые и подошвенные.

Краевые воды Вуктыльского НГКМ имеют хлоридно-натриевый состав (минерализация 240 -270 г/л). Плотность вод - 1,16-1,18 г/см, а со-