Зкц что это такое
Причины возникновения заколонной циркуляции жидкости в процессе разработки пластов юв11 и юв12
Технические науки
Похожие материалы
Стремясь интенсифицировать приток нефти к забою скважин в промысловых условиях, часто пытаются решить эту задачу за счет применения различных технологий, изменяющих коллекторские характеристики пласта (в частности, проницаемость пород), например путем гидроразрыва пласта (ГРП) или обработки призабойных зон (ОПЗ) в режиме повышенных давлений [1, 2, 3, 4, 5]. Любое повышение давления, превышающее крепость пород на сжатие или растяжение, ведет к деформации пород (разрушение цементного камня, создание новых трещин). Причем повторность ГРП (две операции и более) или ОПЗ повторное под давлением, как правило, приводят к росту обводненности (рис. 1, 2) и появлению (усилению) заколонных циркуляций.
Анализ результатов специальных исследований скважин на Ново-Покурском месторождении, заключающихся в системном контроле за разработкой рассматриваемого нефтяного месторождения, показал, что техногенные изменения от использования ГРП и ОПЗ могут существенно изменить гидродинамическую характеристику пласта и герметичность эксплуатационной колонны, особенно за счет технологий проводимых при высоких давлениях.
Согласно полевых описаний керна, коллекторы пласта ЮВ1 1 представлены песчаниками серыми, мелкозернистыми, средне-крепкосцементированными глинистым цементом, массивными, песчаниками алевритистыми до средне-мелкозернистых, иногда мелко-среднезернистыми, с рассеянной вкрапленностью углисто-растительного детрита. Цемент — глинисто-карбонатный. Породы-неколлекторы представлены аргиллитами и глинистыми алевролитами. Аргиллиты темно-серые, крепкие, алевритистые, тонкокосополосчатые за счет включений алевролита и тонких прослоев песчаников. В алевролитах встречаются линзы пирита. Часто встречаются маломощные прослои песчаников крепкосцементированных, карбонатных. Также встречаются пиритизированные песчаники и аргиллиты. Толщина прослоев песчаника серого мелкозернистого, крепкосцементированного, карбонатного, пиритизированного составляет 0.30-0.35 м. Такое разнообразие пород, присутствующих в разрезе ствола скважин, ведет к тому, что их прочностные характеристики имеют различные деформационные пределы по давлению.
Рисунок 1. Показатели эксплуатации скважины №270
Рисунок 2. Показатели эксплуатации скважины №271
Коллекторы пласта ЮВ1 2 представлены песчаниками серыми, темно-серыми, нефтенасыщенные разности — бурыми, средне-мелкозернистыми, средне-сцементированными глинистым или глинисто-карбонатным цементом, массивными. Встречаются также песчаники крупнозернистые, слабосцементированные. Неколлекторы представлены плотными песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Песчаники серые, мелкозернистые, крепкосцементированные карбонатно-глинистым цементом, горизонтально-слоистые за счет углистого детрита, слюдистые, встречаются прослои карбонатного песчаника толщиной 0.2-0.4 м.
В последнее время на месторождениях наиболее распространёнными типами ГТМ являются ГРП (484 мероприятий) и ОПЗ (337 мероприятий). Нужно отметить, что такое интенсивное воздействие на пласт может разрушить (растворить) вышеописанную глинисто-карбонатную составляющую, нарушить сцепление цементного камня в заколонном пространстве и изменить структуру порового пространства [1, 2, 6, 7]. Для уточнения причин образования заколонной циркуляции (ЗКЦ) в результате выполненных ГТМ была создана база о наличии ЗКЦ жидкости в скважинах Ново-Покурского месторождения. В качестве исходной информации использованы результаты промышленных геофизических исследований (термометрия, расходометрия и т.д.).
Согласно данной базе наличие ЗКЦ жидкости в пределах рассматриваемых продуктивных пластов выявлено в 58 скважинах. Распределение выявленных, ЗКЦ по пластам ЮВ1 1 и ЮВ1 2 приведено на рисунке 3.
Из данного распределения (рис. 3) видно, что большинство ЗКЦ жидкости приходится на пласт ЮВ1 2 (количество составляет 46 единиц), а на пласт ЮВ1 1 14 единиц.
Такое неравномерное распределение ЗКЦ по пластам следует из–за неравномерного количества ГТМ, проведенных в них. По данным анализа текущего состояния разработки (по состоянию на 2016 год) общее количество мероприятий составляет:
1 и ЮВ1 2 » src=»https://novainfo.ru/res/9z027gm3oc.jpg»>
Рисунок 3. Распределение выявленных ЗКЦ жидкости по рассматриваемым продуктивным пластам ЮВ1 1 и ЮВ1 2
Таким образом, исходя из количества проведенных ГТМ, их вида и соотношения, можно косвенно объяснить причину выявленного распределения наличия ЗКЦ жидкости в скважинах по рассматриваемым пластам.
Petroleum Engineers
Вы здесь
РИР после обнаружения ЗКЦ
Подскажите. Условие: Одной скважиной эксплуатируется один пласт под репрессией. ЗКЦ обнаружено в интервале нефтенасыщенного коллектора (по пороговым значениям петрофизических параметров), но так как профиль ЗКЦ распространен только в интервале литологических границ, то руководство отменило проведение РИР. Вопрос: для принятия решения по проведению РИР все-таки мы должны опираться на литологические границы или границы, которые определены по пороговым значения как коллектор.
Как правило вне нефтенасыщенного коллектора присутствуют глины, которые не являются проницаемыми породами для рентабельной разработки. То есть я хочу сказать, что мое мнение все-таки необходимо для принятия решения о проведении РИР опираться на границы нефтенасыщенного коллектора – это и будет правильный учёт закачки полезной воды, а все что уходит вне границ нефтенасыщенного коллектора является бесполезной закачкой соответственно является стимулом для рассмотрения под РИР. Жду ответа.
под репрессией? нагнеталка что ли?
или же все таки под депрессией?
под репрессией? нагнеталка что ли?
или же все таки под депрессией?
А определение полезной/бесполезной закачки штука непростая. Для начала, считать воду,
поступившую в целевой пласт, полезной закачкой вполне подходит.
А определение полезной/бесполезной закачки штука непростая. Для начала, считать воду,
поступившую в целевой пласт, полезной закачкой вполне подходит.
Тот пласт, в который хотим закачать.
Подскажите. Условие: Одной скважиной эксплуатируется один пласт под репрессией. ЗКЦ обнаружено в интервале нефтенасыщенного коллектора (по пороговым значениям петрофизических параметров), но так как профиль ЗКЦ распространен только в интервале литологических границ, то руководство отменило проведение РИР. Вопрос: для принятия решения по проведению РИР все-таки мы должны опираться на литологические границы или границы, которые определены по пороговым значения как коллектор.
Как правило вне нефтенасыщенного коллектора присутствуют глины, которые не являются проницаемыми породами для рентабельной разработки. То есть я хочу сказать, что мое мнение все-таки необходимо для принятия решения о проведении РИР опираться на границы нефтенасыщенного коллектора – это и будет правильный учёт закачки полезной воды, а все что уходит вне границ нефтенасыщенного коллектора является бесполезной закачкой соответственно является стимулом для рассмотрения под РИР. Жду ответа.
Ежели за счет заколонки нет сообщаемости разных объектов эксплуатации, то и черт с ней.
Ежели за счет заколонки нет сообщаемости разных объектов эксплуатации, то и черт с ней.
Что то не совсем понял я вопрос уважаемого топикстартера. Надо ли делать РИР? Думаю что да, посколько даже несущественная ЗКЦ после запуска скважины под закачку приведет к наращиванию объемов ухода нагнетаемой воды не по назначению в геометрической прогрессии.
Как с работающим ЗКЦ вы планируете учитывать объем эффективной закачки по данной скважине? Каким образом будет рассчитываться компенсация и все оттуда вытекающее?
Что то не совсем понял я вопрос уважаемого топикстартера. Надо ли делать РИР? Думаю что да, посколько даже несущественная ЗКЦ после запуска скважины под закачку приведет к наращиванию объемов ухода нагнетаемой воды не по назначению в геометрической прогрессии.
Как с работающим ЗКЦ вы планируете учитывать объем эффективной закачки по данной скважине? Каким образом будет рассчитываться компенсация и все оттуда вытекающее?
Хотелось бы спросить у Plenoff: уход нагнетательной воды не по назначению – это куда? В условии дано, что заколонная циркуляции наблюдается в интервале нефтенасыщенного пласта, а это значит, что уход воды будет идти в нефтенасыщенный пласт и вода пойдет туда, где будет её недостаток, компенсируя отборы. Поэтому с компенсацией здесь будет все нормально. Это, во-первых. Во-вторых, проведение РИР в интервале коллектора – пустая трата денег. Если вы (не персонально) так делаете в своей компании, то акционеры компании должны гнать подальше таких специалистов.
Заколонная циркуляция отмечена только (если это так!) в интервале продуктивного пласта. Велика вероятность того, что по геофизике просто не смогли проследить циркуляцию за колонной ниже продуктивного интервала тупо из-за фона самого пласта.
Уход воды будет идти туда, куда ему проще. То есть за колонну. А не туда где есть отборы. Поэтому с компенсацией не будет все нормально. Это во-первых.
Во-вторых, проведение РИР в интервале коллектора – НЕ пустая трата денег. Мы (не персонально) так в своей компании делаем и получаем приросты с добывающих скважин. Поэтому акционеры компании (эта фраза, кстати, улыбнула отчаянно. ) должны прибавить зарплату таким специалистам. 
Заколонная циркуляция отмечена только (если это так!) в интервале продуктивного пласта. Велика вероятность того, что по геофизике просто не смогли проследить циркуляцию за колонной ниже продуктивного интервала тупо из-за фона самого пласта.
Уход воды будет идти туда, куда ему проще. То есть за колонну. А не туда где есть отборы. Поэтому с компенсацией не будет все нормально. Это во-первых.
Во-вторых, проведение РИР в интервале коллектора – НЕ пустая трата денег. Мы (не персонально) так в своей компании делаем и получаем приросты с добывающих скважин. Поэтому акционеры компании (эта фраза, кстати, улыбнула отчаянно. ) должны прибавить зарплату таким специалистам.
Что касается вероятности того, что по геофизике просто не смогли проследить циркуляцию за колонной ниже продуктивного пласта, то только слепой не увидит частые, частые линия термометра в конце интервала приемистости.
Уход воды. Возвращаемся к заданным условиям. Мы говорим о одном нефтенасыщенном пласте, и в этом пласте вода пойдет в зоны разгрузки.
Если вы делаете РИР в интервале коллектора, и вам удается в неком интервале этого интервала установить цементное кольцо, то вам не только должны прибавить зарплату, но и выдать государственную премию. Делая РИР в интервале пласта, вы загоняете цемент (или еще что-то) в наиболее приемистые, как правило, водонасыщеные пропластки, тем самым снижаете их приемистость, и нагнетаемая вода в какой-то промежуток времени активнее работает в нефтенасыщенной части, в результате чего повышается коэффициент охвата. Таким образом, вы можете сбить обводненность продукции в добывающих скважинах. Отсюда и приросты. Эти работы нельзя назвать РИР, так как после ОЗЦ и перфорации нефтенасыщенного интервала, ГИС вновь покажут заколонную циркуляции.
А почему Мамонт не может быть просто как сокращение от фамилии, или что-то крупное и вымирающее? 
Petroleum Engineers
Вы здесь
Как определить ЗКЦ по ГИС
Просьба обяснить дилетанту в геофизике как определяется наличие заколонной циркуляции по результатам ГИС. По термометрии, чисто визуально, как должна вести себя кривая, если тем-ра закачиваемая и пластовая сущ.отличаются, тогда наверное, вертикальная кривая термометрии должна меняться на горизонтальную в точке окончания закачки воды в пласт (для нагнететльной скважины), если кривая выполаживается «медленно» (тем-ра увеличивается), это и есть ЗКЦ? а если температуры пласта и закач.воды одинаковые, как определить?
И можно ли по результатам ГИС оценить % ухода воды по ЗКЦ?
Скважинная термометрия это не та вещь, которую можно объяснить на пальцах на форуме.
И технология исследований, и интерпретация заметно сложнее, чем вы написали.
Лучше все-таки начать с учебника по геофизическому контролю разработки.
И да, во многих случаях оценить процент ухода воды возможно.
Догадываюсь,что не все так просто. возможно попробую почитать литературу, но мне, в принципе, не нужно знать всех тонкостей интерпретации- работаю в разработке и имею дело уже с заключениями ГИС от заказчиков. не буду же я их ставить под сомнение. Просто, хотелось бы в общих чертах понимать как делаются данные выводы.
А насчет процента ухода воды-это вещь очень нужная, в частности, при планировании обработок скважины (методами ПНП). Обычно, мы пишем,что если есть ЗКЦ, тогда скважину не берем для проведения работ (или еще раз провести ГИС, уточнить). Но, в принципе, здесь же надо понимать, сколько вды уходить в эти ЗКЦ, и если % мал, тогда обработка скважины возможна.
там где температура выполаживается- место интесивного охлаждения= притока.(синие кривые),
Вы задали сложный вопрос, зачастую не имеющий однозначного ответа даже при применении комплекса методов, а не только термометрии.
«И можно ли по результатам ГИС оценить % ухода воды по ЗКЦ?»
Да можно. Но для более-менее достоверной оценки Вам понадобится следющий комлпекс:
2. Термометрия + Шумометрия (лучше спектральная) в статике и при закачке (нескольких режимах закачки). Кстати, Халлибартон предлагает неплохой прибор «комбо» (термометр высокого разрежения + массив из воьсми гидрофонов, по их заверениям способны определить геометрию негерметичности и расход флюида через нее)
3. Возможно применение трассеров (радиоактивных) при закачке с последюущим выпонлением трассерных исследований. Либо Oxygen Activation при закачке (если позволяют условия). Мы делали и то и другое. Результаты были удовлетворительные.
Вы задали сложный вопрос, зачастую не имеющий однозначного ответа даже при применении комплекса методов, а не только термометрии.
«И можно ли по результатам ГИС оценить % ухода воды по ЗКЦ?»
Да можно. Но для более-менее достоверной оценки Вам понадобится следющий комлпекс:
2. Термометрия + Шумометрия (лучше спектральная) в статике и при закачке (нескольких режимах закачки). Кстати, Халлибартон предлагает неплохой прибор «комбо» (термометр высокого разрежения + массив из воьсми гидрофонов, по их заверениям способны определить геометрию негерметичности и расход флюида через нее)
3. Возможно применение трассеров (радиоактивных) при закачке с последюущим выпонлением трассерных исследований. Либо Oxygen Activation при закачке (если позволяют условия). Мы делали и то и другое. Результаты были удовлетворительные.
Связан с ПГИ непосредственно (от «сырых» ласов до итоговых заключений и анализа данных).
Интенсивность ЗКЦ оценить можно, как и негерметичность конструкции скважины (э/к, НКТ, пакер и т.д), забоя.
К каждому исследованию ПГИ нужно подходить индивидуально. Могу посмотреть Ваш материал.
Подскажите где можно почитать про оценку % ухода воды по ЗКЦ.
Просьба обяснить дилетанту в геофизике как определяется наличие заколонной циркуляции по результатам ГИС. По термометрии, чисто визуально, как должна вести себя кривая, если тем-ра закачиваемая и пластовая сущ.отличаются, тогда наверное, вертикальная кривая термометрии должна меняться на горизонтальную в точке окончания закачки воды в пласт (для нагнететльной скважины), если кривая выполаживается «медленно» (тем-ра увеличивается), это и есть ЗКЦ? а если температуры пласта и закач.воды одинаковые, как определить?
И можно ли по результатам ГИС оценить % ухода воды по ЗКЦ?
Если температуры одинаковые, определить ЗКЦ думаю практиески не возможно, только по шумометрии посмотреть можно.
Опыт работ по ликвидации заколонных перетоков на нагнетательных скважинах ПАО «Газпром нефть»
Р. Н. Хасаншин, к. т. н., Руководитель направления УВР, ООО «Газпромнефть НТЦ», Khasanshin.RN@gazpromneft-ntc.ru
Современное состояние большинства нефтяных месторождений на территории Российской Федерации характеризуется высокой обводненностью добываемой продукции и снижением добычи нефти на поздней стадии разработки месторождений. Одной из причин обводнения скважин является появление заколонных перетоков за эксплуатационной колонной. Кроме того, заколонные перетоки зачастую выявляются на нагнетательных скважинах. Для качественного планирования и выбора технологии ремонтно-изоляционных работ необходимо понимание интервала и характера заколонного перетока. В процессе работ по ликвидации заколонных перетоков на нагнетательной скважине были проведены исследования с применением метода ИННК. Данные исследования позволили выявить интервалы ухода жидкости по межпластовому перетоку и оценить качество выполненных ремонтно-изоляционных работ.
Ключевые слова: ремонтно-изоляционные работы, ликвидация заколонных перетоков, промыслово-геофизические исследования
На успешность ремонтно-изоляционных работ по ликвидации заколонных перетоков во многом влияют результаты промыслово-геофизических исследований (ПГИ), на основании которых происходит выбор технологии ремонтно-изоляционных работ. Появление заколонных перетоков в скважинах происходит по различным причинам:
— проведение различных геолого-технических мероприятий – кислотные обработки, перфорационные работы;
— нагнетание жидкостей при гидроразрыве пласта;
— низкое качество первичного цементирования эксплуатационной колонны;
— высокое забойное давление закачки в нагнетательных скважинах.
С высокой успешностью выполняются работы по ликвидации заколонных перетоков по негерметичному цементному кольцу (рисунок 1), с низкой успешностью работы по ликвидации перетоков по трещинам ГРП (рисунок 3). Чем больше толщина глинистой перемычки между продуктивным и соседними непроектными интервалами, тем обычно выше успешность работ по ликвидации ЗКЦ. Поэтому для принятия решения с целью выбора технологии проведения работ необходимы качественно выполненные геофизические исследования, обеспечивающие однозначность заключения о выявленной проблеме. Особенно это актуально при проведении ремонтно-изоляционных работ на нагнетательных скважинах, характеризующихся высокими рабочими забойными давлениями при эксплуатации.
Кроме того, при длительной работе скважины с заколонным перетоком трудно качественно оценить эффект проведения РИР. Но как объективно убедиться в эффективности выполненных ремонтов?
В этой связи на стадии оценки эффективности РИР встает вопрос об использовании более надежного метода определения ЗКЦ.
Рисунок 1 – Заколонный переток по негерметичному цементному камню
Рисунок 2 – Внутрипластовый заколонный переток
Рисунок 3 – Поступление воды по трещине ГРП
На рисунке 4 приведены результаты промыслово-геофизических исследований, проведенные с помощью метода термометрии на нагнетательной скважине до и после ремонтно-изоляционных работ. Результаты исследований при этом не дали однозначного результата о прекращении заколонной циркуляции. Причина – видимая в статике на планшетах в течение длительного времени после прекращения ЗКЦ отрицательная термоаномалия (рисунок 4), возникшая в зоне межпластового перетока за длительный период действия закачки холодной воды (на рисунке интервал записей термометрии правда не охватывает весь интервал ЗКЦ). Данная термоаномалия достаточно инерционна и нужен продолжительный срок после прекращения ЗКЦ, чтобы она полностью расформировалась.
На основании результатов исследований экспертами Научно-Технического Центра ПАО «Газпром нефть» был разработан алгоритм проведения ремонтно-изоляционных работ:
1) Отсыпка существующего интервала перфорации;
2) Спуск и посадка пакерного оборудования на глубине 2740 метров;
3) Закачка состава расширяющегося тампонажного материала (РТМ) – 1 этап (объем состава уточнялся по результатам приемистости перед проведением РИР);
4) Ожидание затвердевания цементного раствора (ОЗЦ);
5) Разбуривание цементного стакана;
6) Перфорация спец. отверстий в интервале 2880-2881 м;
7) Определение приемистости при давлении 10.0 МПа;
8) Спуск и посадка пакерного оборудования на глубине 2720 м.
9) Опрессовка эксплуатационной колонны по затрубному простраству;
10) Закачка состава расширяющегося тампонажного материала (РТМ) – 2 этап (объем состава уточнялся по результатам приемистости перед проведением РИР);
11) Ожидание затвердевания цементного раствора (ОЗЦ);
12) Разбуривание цементного стакана.
С целью ликвидации заколонных перетоков работы проводились в два этапа. На первом этапе работы проводились с применением расширяющегося тампонажного материала (РТМ-75 ПВ) плотностью 1.91 г/см3 через специальные отверстия в колонне. Перед закачкой тампонажного материала была определена приемистость интервала изоляции, которая составила 385 м3/сут при давлении 10.0 МПа. В интервал изоляции было закачано 4.0 м3 состава РТМ. Конечное давление продавки составило 14.0 МПа.
На втором этапе работы проводились с применением утяжеленного тампонажного материала (РТМ-75 ПВ) плотностью 2.0 г/см3. Перед закачкой тампонажного материала была определена приемистость интервала изоляции, которая составила 442 м3/сут при давлении 10.0 МПа. В интервал изоляции было закачано 2.0 м3 состава РТМ. Конечное давление продавки составило 16.0 МПа.
На этой нагнетательной скважине с целью повышения информативности на данной скважине проведены геофизические исследования с замером ИННК как до мероприятия РИР, так и после РИР. На рисунке 5 приведены результаты исследований. В процессе проводилась закачка меченого вещества в виде пачек жидкости на основе растворов NaCl с последующим контролем эффекта от закачки стационарным или импульсным нейтрон нейтронным методом каротажа (ННК или ИННК). На верхней панели при нормировке кривых (фоновой ИННК и после закачки МВ от 24.03.2018) хорошо прослеживается весь интервал заколонной циркуляции выше интервала перфорации, на нижней панели нормировка записей ИННК показала расхождение записи (10.04.2018), выполненной после РИР, с фоном только в районе перфорационных отверстий. Следовательно, пространство ЗКЦ после РИР полностью изолировано и рассматриваемая нагнетательная скважина может быть переведена в эксплуатацию.
По результатам второго РИР заколонный переток был ликвидирован, что подтверждается результатами исследований ИННК от 10.04.2018г.
Выводы
а) оценить характер и интервал заколонного перетока,
б) принять правильное решение о выборе технологии проведения ремонтно-изоляционных работ,
в) однозначно убедиться в успешности проведенного в скважине РИР (в отличие от традиционно используемых замеров термометрии, которые сразу не дали однозначного ответа об эффективности выполненного РИР).