Добрый день,коллеги!
Тема для рассуждений.
На картинке №1 представлена горизонтальная часть скважины, на которой провели пенно-кислотное ОПЗ башкирского яруса (территориально-Республика Татарстан). Операцию провели на «носок» горизонтального ствола с использованием соляной кислоты в объеме 36 м3, пенообразователя с темпом закачки 0,3 м3 в минуту при начальном давление закачки 25 Атм, конечное давление закачки составило 50 Атм. Через 2 часа давление в скважине сохранялось и составило 80 Атм. Затем скважину освоили свабированием в объеме 79 м3 и получили в продукции пластовую воду удельным весом 1,161 г/см3. Через месяц провели исследование скважины с использованием УЭГИС, по результатом которого приток жидкости из интервалов открытого ствола: 1125-1155 м. (вода+нефть); 1155-1180 м. (нефть); 1180-1202 м. (вода).
До проведения ОПЗ скважина работала с дебитами 6-7 т/сут по жидкости и 85% обводненности.
После проведения операции 99% воды, 0.1 т/сут по нефти.
Сейсмики нет.
На рисунке №2 представлен каротаж гор. части ствола, на рисунке№3 разрез по параметру пористости с геомодели.
На рисунке №4 карта блокового строения крист. фундамента с нанесением линеаментов (пукнтир).
Из этого вытекают четыре вопроса:
1. По факту пласт порвали, а не провели всего-лишь ОПЗ как ожидалось до проведения операции?
2. Как считаете, по результатам всркыли трещину, которая своим нижним концом прошла через водоносные пропластки?
3. Может быть стоило запланировать проведение ОПЗ на "пятку" в интервале 1060-1100, где по результатам ГИС по картинке №2 судя по всему есть залеченные каверны? Но в то же время расстояние до ВНК еще меньше,чем в носке...
4. Как это все можно связать с линеаментами на картинке №4.
Прошу максимальные рассуждения на этот счет.
Может я конечно не в той теме запостил, прошу если что перенаправить
Что в соседних скважинах, которые тоже рядом с "линеаментами". Если сейсмики нет, то как карту построили и разломы протрассировали?
Карта построена на основании комплексного анализа дешифрирования дистанционных съемок, геологических, неотектонических исследований, промысловых материалов.
По поводу соседних скважин..есть одна горизонтальная скважина, которая попадает на линию линеамента. В принт-скрине №1 и 2 привожу график суточной добычи и динамику Pпл и Pзаб по скважине, на которой проводилось ОПЗ. В принт-скрине №3 и4 прилагаю график соседней скважины, попавшей в линеамент. Накопленная по нефти в линеаментной горизонтальной скважине больше. На скважине, в которой провели ОПЗ накоп=1800т, в скважине,попавшей на линию линеамента накоп=6500т. Пущены в работу примерно в одинаковое время.
Как делали ОПЗ?
На какую глубину спустили НКТ?
На какой глубине установили пакер?
Применялся ли колтюбинг?
Порвали или нет - мне кажется нет, ведь давление выросло в конце закачки, хотя нужно динамику давления закачки внимательно посмотреть (лучше в виде графика),
Башмак ЭК на 957м? Может вода из под башмака сверху пришла? Какой то пакер ставился при обработке? Почему думаете что кислота до пятки не дошла?
"До проведения ОПЗ скважина работала с дебитами 6-7 т/сут по жидкости и 85% обводненности."- что то не сходится с первым графиком.
К сожалению, не могу ответить на эти вопросы. С нашей стороны была подготовлена 3д геомодель участка проведения ОПЗ, сделан анализ работы окружающих скважин, линеаментный анализ, подсчитаны ост. извлекаемые запасы. По технической части ничего не могу сказать
Да вы правы, руководствуйтесь первым графиком. я называл цифры по памяти.
Вот этому и в НГДУ удивляются, давление выросло,все ожидали хорошего прироста по нефти, а получилось то что ничего не получилось
Сложно здесь о чем-то рассуждать не имея минимума информации: приемистости до ОПЗ, графиков давления и расхода, давления ГРП. Сколько раз проводилось ОПЗ на этой скважине; сколько раз проводилось ОПЗ по данной технологии (это ведь FoamMAT от SLB?) на данном месторождении? По каким данным определена отметка ВНК?
Отмечу, что при пенном ОПЗ довольно часто рвут пласт, но если ГРП не было, то вероятно, что конус от подошвенных воды был уже вблизи ствола скважины (что подтверждается высокой обводненностью до ОПЗ). Таким образом, после обработки создали канал в этот конус.
Все же по техническим вопросам минимум бы информации иметь, пакер наверно в хвостовик ставили. В открытый ствол бесполезно, соответственно кислота могла и в пятку пойти, где ближе до ВНК. Причем текущий ВНК может быть выше.
Я бы в таком случае рекомендовал бы типа кислотной ванны, и очень медленно ее закачать. Если кислота с замедлителем, то скорость реакции до 12 часов. Заполнили ствол, два часа перерыв, дальше продавили немного, еще перерыв... ну и 36 м3 не так и много на такой ствол.
В процессе проводки ствола сопротивления писали?
У нас бурили 500м ГС по Бш, на середине сопротивления резко с 400 Ом упали до 20-30 Ом, так было 25 м, думали воду вскрыли, хотя до ВНК еще 15 м, далее сопротивления выросли обратно до 400 Ом. Бурили со Шлюмами, они в практике такого не видели. На этом участке отмечались большие скорости проходки (как зона разуплотнений). В том районе Сейсмики рисовали кокраз какую то линию разрыва...
Скважину запустили с оч.хорошей продуктивностью чистой нефтью. Потенциал был легко 200т/сут, брали 30т/сут. Через год %воды стал 50%. Что это было? не понятно. Ствол провели по 2м пласт.
Делали только кислотную ванну.
Еще судя по графику Рзаб в начале эксплуатации снижали чуть ли не до нуля. Дебит полетел вниз. Может у Вас свойства нефти не позволяют так жестко работать? Газок выделился в пласте, парафин выпал в ПЗП. У Вас ствол может сначала попробовать чем то проив парафина почистить, потом кислоту. Кислота могла до породы и не во всех местах дойти, нашла себе дорогу в одном месте, да и вся туда залетела (к ВНК).
Насколько понял - писали профиль после обработки. Как писали? Достали насос и на компрессор отдували? Какой объем отработали? Достали ли воду глушения? Почему только часть ствола есть результаты? Из под башмака ЭК нет притока? Дебит жидкости сколько стал? При каком Рзаб?
По поводу ВНК, то в башкирском ярусе об этом очень сложно говорить. Более верно будет говорить об УПУ (условно-подсчетный уровень). Так вот УПУ начальное было 751 (по ГИСам четко бъется в большинстве скважин), текущее УПУ=749,2. Отборы на участке работы скважины были минимальные. НИЗ по участку секторной модели порядка 450 тыс.т, накоп=25 тыс.т, то есть остаточных НИЗ порядка 425 тыс.т. Количество добывающих скважин на участке - 10.
Нефть высоковзякая и равна 95,3 мПа*с.
Что касается технической части проведения ОПЗ, то привожу сводку из отчета:
Спустили компоновку: сфер.насадка-100мм(0.2м)+2.5""НКТ-28шт(266.44м)+цирк.клапан+2.5""патр-к с центратором-142+ПРО-142+3""патр-к с центратором-142 на 3"до гл.1226м. Подогнали и посадили пакер ПРО-142 на гл.957м. Определили приемистость скважины в V-5м3 : Q=360м3/сут Р-140атм. Пакер герметичен-излива нет. По согласованию сорвали пакер ПРО-142. Произвели солянокислотное ОПЗ в V-0,5м3 с использованием нефти в V-4.84м3, с целью очистки стенок НКТ и инт-ла перфорации от окалин, обратной промывкой вымыли продукты реагирования нефтью в V-13м3.
Произвели солянокислотное ОПЗ в V-11,5м3 при посаженном пакере на гл.957м при Рн/к-10/60атм, с использованием нефти в V-6.6м3. ОРК-3часа. Определили приемистость скважины в V-5м3 : Q=480м3/сут Р-60атм
Произвели пенно-кислотное ОПЗ башкирского яруса по спец.плану силами участка ГРП ООО-ЛРС, с использованием нефти в V-25,9м3, соляной кислоты 24% в V-36м3, ингибитора РТ Сi-300 50 литров, полимера НЕ-150-360кг, добавки контроля железа Нi-iгon-216литров, деэмульгатора АSА-1-144литров, пенообразователя FA-1-216литров, горячей воды-8м3 с темпом закачки 0,3 м3/мин при Рн/к-25/50атм. ОСД-2часа. Произвели демонтаж флота ГРП и монтаж АПРС-40. Стравили давление. Сбросили о/шарик, открыли циркуляционный клапан при Рн/к-80/0атм. Сорвали пакер и подняли компоновку на НКТ. По согласованию спустили компоновку: 2"п/в(0.49)+2,5"патрубок(1.53) с центратором-142мм+ПВМ-140+2,5"патрубок(0.4) с центратором-142мм+КУМ-112(0.57) на 2,5"НКТ с посадкой пакера на гл. 960м. По согласованию демонтировали мачту.
Безподходно произвели освоение скважины свабированием Нн/к=50/200м в V-79м3, получив в продукции т/ж уд.веса 1,161г/см3, рН-5,46, обв.100%.
ЗАТЕМ НА СКВАЖИНЕ ПРОВЕЛИ УЭГИС. ВОТ ЧТО ПОЛУЧИЛИ:
УЭГИС на глубине 930 м.
Пакер ПРО-ЯМО на глубине 940 м
Диаметр НКТ 73 мм.
Башмак НКТ 950 м (воронка).
Интервал открытого ствола: 972-1234 м.
Исследование проведено в простаивающей скважине, при работе УЭГИС со снижением забойного давления, исследование на восстановлении через 1 час, 3 часа после остановки УЭГИС.
Исследование выполнено на гибкой трубе (колтюбинг).
Заключение:
Уровень нефти фоновый - 100 м; ВНР – 502 м.
При данных условиях исследования (исследование проведено в простаивающей скважине, при работе УЭГИС со снижением забойного давления на 3.8 атм (4.5 % от фонового замера), через 1 час после остановки работы УЭГИС, через 3 часа после остановки работы УЭГИС.
При данных условиях исследования приток жидкости в скважину отмечается из интервала открытого ствола: 1125-1155 м (вода+нефть); 1155-1180 м (нефть); 1180-1202 м (вода);
1202-1215 м (нефть+вода); 1215-1233 м (вода).
Прибор прошел до глубины 1235.9 м (с учетом "мертвого" пространства прибора 1.6 м).
До 1125 открытого ствола идёт работающий пласт? Какой интервал был плановым для ОПЗ или планировалось кислотить все - от 1125 до 1237 (не вижу плана работ, только факт проведения ОПЗ).
Если у вас на "на подхвате" гибкая НКТ, то почему не используете её для ОПЗ или просто поинтервальной кислотки. В этом случае не трогаете\пропускаете интервалы с высоким Sw и кислотите только нефть.
100 метров конечно не есть какой длинный интервал, но при малейшей контрастности в проницаемости или наличия трещиноватости вся кислота уйдёт в одну точку.
Дополнительная информация в целом мое мнение не исключает, а именно я считаю произошло на одном-двух участках прорыв кислотного состава к воде.
У "Полиэкс" вроде были наработки по такой ситуации, когда в ходе реакции происходило изменение характеристик состава, что заставляло его изменять направление реагирования. Пообщайтесь с ними.