Научная статья на тему 'Анализ освоения и эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин месторождений Восточной Сибири'

Анализ освоения и эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин месторождений Восточной Сибири Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

CC BY
732
166
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
Ключевые слова
ОСВОЕНИЕИ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ГАЗОВЫХИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ / WELL REPAIRING / РЕМОНТ СКВАЖИН / ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ / DEVELOPMENT AND OPERATION OF GAS AND GAS-CONDENSATE WELLS / EXPOSURE OF PRODUCTIVE BEDS

Аннотация научной статьи по энергетике и рациональному природопользованию, автор научной работы — Мельникова Е.В., Ивченко О.В., Пылёв Е.А., Нифантов В.И., Пищухин В.М.

Опыт освоения и эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин месторождений и подземных хранилищ газа России свидетельствует, что производительность названных скважин не всегда достигает проектных величин. На примере освоения разведочных скважин Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения показано, что в ряде случаев скважины либо не осваиваются совсем, либо вступают в эксплуатацию с дебитами значительно ниже потенциально возможных. Авторами статьи рекомендуются к применению новые способы повышения эффективности освоения низкопродуктивных сложнопостроенных коллекторов. Предложенные решения позволят увеличить первоначальную продуктивность низкодебитных скважин в несколько раз. В статье также обоснованы условия изменения дебита газа в зависимости от линейных запасов и скин-эффекта.Установлено, кроме того, что напряженное состояние горных пород в призабойной зоне продуктивного пласта (ПЗП) возрастает не только по мере падения пластового давления при разработке залежи, но также при освоении, исследовании и эксплуатации скважин при повышенных депрессиях. Чем ниже забойное давление, тем выше напряженное состояние в ПЗП. Под действием дополнительного напряженного состояния основные фильтрационные каналы в высокопроницаемых пропластках ПЗП сжимаются. Эффективная пористость уменьшается, а насыщенность пластовой жидкостью возрастает.Обоснованы границы изменения продуктивности скважин, в которых требуется проведение интенсификации притока углеводородов из пласта для получения проектных дебитов.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Похожие темы научных работ по энергетике и рациональному природопользованию , автор научной работы — Мельникова Е.В., Ивченко О.В., Пылёв Е.А., Нифантов В.И., Пищухин В.М.

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Analyzing development and operation of gas and gas-condensate wells at the fields in Eastern Siberia

Practice in development and exploitation of gas and gas-condensate wells at the fields and underground gas storages of Russia evidences that performance of such a well doesn’t always reach design value. On example of the Chayanda oil-gas-condensate field test wells it is shown that in a number of cases the wells either are not developed, or their operation starts from downshifted rates. Authors recommend several new ways to raise efficacy of development of low-productive complex reservoirs. These methods will increase initial productivity of low-rate wells several times. The paper also substantiates provisions for gas rate changing depending on the amount of linear reserves and the skin-factor.Besides, it is found out that stress of rocks in a bottom-hole area increases not only with dropping of pore pressure in course of a deposit mining, but also during development, exploration and operation of wells in conditions of higher depression. The lower the bottom-hole pressure, the higher the stress in a bottom-hole area. Under the influence of the auxiliary stress the main filtering channels in the high-permeable interlayers of the bottom-hole area shrink up. The efficient porosity decreases, and saturation with the bedded liquid increases.Also, the authors substantiate a range of productivity variations for wells which need intensification of hydrocarbon inflow from a bed to acquire the designed yields

Текст научной работы на тему «Анализ освоения и эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин месторождений Восточной Сибири»

УДК [552.1:53]:662.27

Анализ освоения и эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин месторождений Восточной Сибири

Е.В. Мельникова1, О.В. Ивченко1*, ЕА Пылёв1, В.И. Нифантов1, В.М. Пищухин1, М.В. Ивченко1, И.В. Чурикова1

1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 * E-mail: O_Ivchenko@vniigaz.gazprom.ru

Ключевые слова: Тезисы. Опыт освоения и эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин месторождений освоение и подземных хранилищ газа России свидетельствует, что производительность названных скважин

и эксплуатация не всегда достигает проектных величин. На примере освоения разведочных скважин Чаяндинского

скважин газовых нефтегазоконденсатного месторождения показано, что в ряде случаев скважины либо не осваива-и газоконденсатных ются совсем, либо вступают в эксплуатацию с дебитами значительно ниже потенциально возмож-месторождений, ных. Авторами статьи рекомендуются к применению новые способы повышения эффективности

ремонт скважин, освоения низкопродуктивных сложнопостроенных коллекторов. Предложенные решения позволят вскрытие увеличить первоначальную продуктивность низкодебитных скважин в несколько раз. В статье также

продуктивных обоснованы условия изменения дебита газа в зависимости от линейных запасов и скин-эффекта.

пластов. Установлено, кроме того, что напряженное состояние горных пород в призабойной зоне про-

дуктивного пласта (ПЗП) возрастает не только по мере падения пластового давления при разработке залежи, но также при освоении, исследовании и эксплуатации скважин при повышенных депрессиях. Чем ниже забойное давление, тем выше напряженное состояние в ПЗП. Под действием дополнительного напряженного состояния основные фильтрационные каналы в высокопроницаемых про-пластках ПЗП сжимаются. Эффективная пористость уменьшается, а насыщенность пластовой жидкостью возрастает.

Обоснованы границы изменения продуктивности скважин, в которых требуется проведение интенсификации притока углеводородов из пласта для получения проектных дебитов.

C целью повышения эффективности освоения и эксплуатации скважин необходимо для каждого конкретного случая устанавливать оптимальный диапазон изменения депрессии, при которой обеспечиваются проектный дебит и продуктивность без разрушения пласта-коллектора и других осложнений. Вместе с тем опыт разработки месторождений Крайнего Севера, Прикаспийской впадины и других нефтегазовых провинций РФ показал, что в 75 % скважин степень вовлечения в разработку вскрытой продуктивной толщи не превышает 50 %, а в скважинах, вскрывших валанжин-ские отложения месторождений Крайнего Севера, средняя степень освоения не превышает 33 %. Степень освоения трети скважин менее 20 %. Для обеспечения проектного дебита углеводородов (УВ) эксплуатация таких скважин происходит при повышенных депрессиях, что приводит к их преждевременному обводнению, разрушению коллектора в призабойной зоне пласта (ПЗП), дополнительным затратам на капитальный ремонт и выводу скважин в бездействующий фонд1 [1-5 и др.].

Эффективность освоения скважин определяется как качеством вскрытия пластов и заканчивания скважин, так и петрофизическими характеристиками горных пород в ПЗП, а также физико-химическими свойствами насыщающих их пластовых флюидов. Для достижения высокой эффективности работ по вызову и интенсификации притока УВ необходимо учитывать изменение свойств горных пород в ПЗП и пластовых флюидов на разных этапах разработки месторождений и эксплуатации

См. также ПР 51-31323949-2000. Методика оценки степени освоения газовых скважин и состояния их призабойной зоны / Р.М. Тер-Саркисов, М.Г. Гейхман, В.В. Кузнецов и др.; ОАО «Газпром»; ООО «Газпром ВНИИГАЗ». - М., 2000. - 31 с.; Справочник по испытанию скважин / М.Л. Карнаухов. - М.: Центр ЛитНефтегаз, 2008. - 376 с.

скважин. Значение депрессии при освоении скважин должно определяться с учетом постоянно изменяемых напряженного состояния ПЗП и фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) горных пород пласта-коллектора, которые существенно отличаются от первоначальных значений.

Значение депрессии при опробовании, испытании и освоении скважин рекомендуется выбирать с учетом репрессии промывочной жидкости на пласт, глубины ее проникновения в ПЗП в размере до 50 % значения пластового давления, а также по критерию устойчивости горных пород, который определяется по результатам газогидродинамических исследований (ГДИ) [5-9 и др.]. Повышенные депрессии увеличивают сжимаемость пород в ПЗП, что затрудняет приток УВ в скважину. В процессе эксплуатации месторождения уменьшается пластовое давление, что также приводит к усилению напряженного состояния ПЗП, снижению продуктивности и дебитов скважин.

Авторами обобщена геолого-промысловая информация об освоении разведочных скважин Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения (ЧНГКМ) Восточной Сибири, которое характеризуется сложным геологическим строением и низкими термобарическими характеристиками (рис. 1 и 2). Площадь месторождения разделена тектоническими нарушениями на 16 гидродинамически изолированных блоков: один Северный; четыре (Юж 1-1, Юж 1-2, Юж 1-3, Юж 1-4) в составе укрупненного блока Южный-1; четыре (Юж 11-1, Юж 11-2, Юж 11-3, Юж 11-4) в составе укрупненного блока Южный-11; четыре (Сам-0, Сам-1, Сам-2, Сам-3, Сам-4) в составе укрупненного блока Саманчакитский; один Западный и один Восточно-Талаканский блок.

ЧНГКМ - многопластовое месторождение, включающее три продуктивных горизонта, ФЕС которых изменяются в широких пределах. Далее приведены геологическое строение и особенности горных пород соответствующих пластов-коллекторов.

Ботуобинский горизонт. Отложения представлены песчаниками преимущественно кварцевого состава с подчиненными прослоями алевролитов. В пределах месторождения ботуобинский горизонт разделен серией тектонических нарушений на пять крупных блоков -Северный, Западный, Южный-1, Южный-11 и Саманчакитский, в которых выделены

14 самостоятельных залежей: 12 газоконден-сатных и две нефтегазоконденсатные с нефтяной оторочкой. Начальное пластовое давление по залежи Саманчакитского блока - 13,1 МПа, по остальным залежам ботуобинского горизонта - 13,2 МПа; начальная пластовая температура составляет 9 °С.

По результатам интерпретации данных геофизических исследований скважин (ГИС) бо-туобинского продуктивного горизонта:

• общие толщины пласта изменяются от 2,8 (скв. 321-60) до 26,2 м (скв. 321-07) при средней толщине 9,2 м;

• эффективные газонасыщенные толщины лежат в интервале от 0,6 (скв. 321-24) до 21,3 м (скв. 321-5) при средней толщине 6,3 м;

• эффективные нефтенасыщенные толщины лежат в интервале от 2 (скв. 321-31) до 13,1 м (скв. 321-22) при средней толщине 6,6 м.

По данным керновых исследований:

• пористость коллекторов (Кп) составляет 4,1...27,2 %;

• проницаемость (К ) изменяется в пределах 0,025.6263 мД.

Хамакинский горизонт. Отложения представлены неравномерным чередованием пластов песчаников, гравелитов, алевролитов с прослоями аргиллитов. Песчаники весьма разнообразны по литологическим свойствам. Горизонт разбит системой тектонических нарушений на шесть крупных блоков - Северный, Западный, Южный-1, Южный-11, Саманча-китский и Восточно-Талаканский. В каждом блоке выделены самостоятельные залежи (всего 16), ограниченные более мелкими тектоническими нарушениями: 11 - газоконденсатных, четыре - нефтегазоконденсатные (с нефтяными оторочками), одна - нефтяная. Начальное пластовое давление по залежам горизонта изменяется от 12,6 до 13 МПа; начальная пластовая температура составляет 10 °С.

По результатам интерпретации данных ГИС хамакинского продуктивного горизонта:

• общая толщина горизонта в среднем составляет 38,2 м при изменении от 3,6 (скв. 321-78) до 134,9 м (скв. 321-65);

• эффективные газонасыщенные толщины пласта достигают 10,7 м при изменении от 1 (скв. 213-01) до 47 м (скв. 321-91);

• эффективные нефтенасыщенные толщины лежат в интервале от 4,7 (скв. 321-93) до 14,3 м (скв. 274-01) при средней толщине 7,6 м.

ю-с

321-09 321-14

-1020-,

< -1100-

-1200-

-1300-

-1400-

-1500-

-1600-

Коллекторы:

□ газонасыщенные

□ нефтенасыщенные ■ водонасыщенные

— ГВК (ГНК)

— ВНК

1981

^ интервал перфорации

У интервал испытания в открытом стволе | тектоническое нарушение | скважина

г-1020

—1100

—1200

—1300

—1400

—1500

—1600

Рис. 1. Геологический профиль залегания продуктивных горизонтов ЧНГКМ.

Контакты: ГВК - газоводяной; ГНК - газонефтяной; ВНК - водонефтяной. От - дебит газа

321-41 321-23

• в в321-31 321-^21-24

321-30

• 321-1^321-21

• »

321-06

» „ 321-07 321-17

Сев-осн • •

4760

750 Се^-зап

' ^321-61

Северный^

«321-^321-2

Юж 1-1

% \

V

А321-10 ^

Зап 1

„321-78

й213-04 321$ный-1*32

Юж 1-2

Юж 1-3

Сам-0

-8845-

1-66

Юж 11-1

321-68

к Сам-2-юж 321-53

„.321-73 #

Юж 11-2

321-90 32

Южн ый-П

Сам-З.

Юж 11-3

Юж 11-4

^321-5!

• скважина

— тектоническое нарушение

— границы Чаяндинского лицензионного участка

».-Талаканский

Рис. 2. Структурно-тектоническая схема Чаяндинского НГКМ

О 321-85

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

321-46

848

По данным исследования керна:

• Кп = 1,0.21 %;

• Кпр = 1...6000 мД.

Талахский горизонт литологически неоднороден, представлен неравномерным переслаиванием гравелитов, песчаников с прослоями алевролитов и аргиллитов. Отложения горизонта разбиты серией тектонических нарушений на четыре блока: Северный, Южный-1, Южный-11 и Саманчакитский. В каждом из блоков более мелкие тектонические нарушения ограничивают самостоятельные залежи. Всего в продуктивном горизонте выделены 9 газоконденсатных залежей. Начальное пластовое давление по залежам горизонта изменяется от 12,6 до 13 МПа, начальная пластовая температура составляет 10 °С.

По результатам интерпретации данных ГИС талахского продуктивного горизонта:

• средняя общая толщина горизонта составляет 65,0 м при изменении от 29,8 (скв. 180-02) до 138,4 м (скв. 806);

• средняя эффективная газонасыщенная толщина - 21,5 м при изменении от 0,9 (скв. 321-67) до 48,5 м (скв. 321-27).

По данным исследований кернового материала коллекторов талахского горизонта:

• Кп = 3,0.. .16 %, редко достигая 20 %;

• Кпр изменяется от 0 до 600 мД, в отдельных случаях до 1000 мД.

В табл. 1 приведены результаты освоения и пробной эксплуатации разведочных газовых скважин ботуобинского горизонта ЧНГКМ. Продуктивные терригенные отложения ботуобинского горизонта ЧНГКМ характеризуются неравномерной фациальной изменчивостью, которая связана с неоднородностью литологи-ческого состава, неравномерным засолонением пород, большим диапазоном изменения ФЕС по площади и разрезу. Сложность геологического строения ЧНГКМ обусловлена также наличием тектонических нарушений и блоковым делением продуктивных горизонтов. Также необходимо отметить, что ни в одной из газо-конденсатных залежей ботуобинского горизонта разведочными скважинами не вскрыт ГВК. Пластовая вода данного горизонта опробована в девяти скважинах, расположенных в районе нефтяных оторочек, и в двух скважинах, находящихся за контуром продуктивности.

По результатам опробования и испытания скважины условно объединены в четыре группы исходя из коэффициента удельной

а ц

аб аТ

»с

о

^

т о

о

и Е

ет

и

р

о

о р

и

в

о

»с О

& с

И й и Я

н

£

С.

О)

н

СЛ

сл

<4 <4

о4

00

г-

чо

Э §

о [2 о и Ч £ и

н §

л и

продуктивности Куп, тыс. м3/(МПа-сут-м), и его среднего значения Ку п, тыс. м3/(МПа^сут^м), [1]:

• I группа (шесть скважин): 180-05, 321-01, 321-06, 321-3, 321-41, 321-43 (209,9 > Куп > 33,6; Кул = 74,5);

• II группа (10 скважин): 765, 180-01, 321-03, 321-08, 321-09, 321-10, 321-15, 321-16, 321-20, 321-30 (22,3 > Куп >10,8; Куп = 15,7);

• III группа (семь скважин): 180-06, 321-05, 321-1, 321-11, 321-19, 321-47, 321-47 (9,1 > Куп > 5,5; Куп = 7,5);

• IV группа (семь скважин): 180-02, 213-01, 321-25, 321-45, 321-5, 321-50, 321-52 (3,7 > Куп > 0,03; Куп = 1,1).

Видно, что для скважин I—III групп при относительно одинаковых значениях Аэф и меньших значениях АРдеп дебит )г выше, чем для скважин IV группы (см. табл. 1).

Установлена положительная тенденция влияния проницаемости на продуктивность. Так, в ПЗП самой низкопродуктивной скв. 321-45 (Куп = 0,03 тыс. м3/(МПа-сугм)) К = 49 мД, а в ПЗП высокопродуктивной скв. 321-30 (Куп = 209,9 тыс. м3/(МПа-сугм)) Кпр = 673,4 мД (по керну).

В отношении скважин I и II групп отсутствует острая необходимость интенсификации, так как увеличение депрессии приводит к росту их дебита и продуктивности (за исключением скв 321-5). Например, с увеличением АРдеп в скв. 321-01 с 0,79 до 1,34 МПа значение QT увеличилось с 410,9 до 550 тыс. м3/сут.

В скважинах, где Ку.п < 10 тыс. м3/ (МПа-сут-м), необходимо проводить интенсификацию как после заканчивания бурением, так и в процессе эксплуатации после длительного и сложного капитального ремонта либо вывода из консервации, когда скважины не выходят на режимные (проектные) параметры эксплуатации. Из рассмотренных разведочных скважин ЧНГКМ, условно отнесенных к III и IV группам по удельной продуктивности, 11 скважин находятся в консервации.

Анализ результатов опробования и ГДИ разведочных скважин ЧНГКМ (табл. 2 и 3) показал, что в большинстве из них притоки УВ либо не были получены, либо имели QT < 100 тыс. м3/сут.

Сопоставление максимальных дебитов газа, полученных при испытании в колонне, с линейными запасами, рассчитанными по данным ГИС, и значениями скин-фактора (коэффициента несовершенства скважины),

а ц

аб аТ

ч

о

и

и м « С

В ^ В

5

«

й- 4

3 В

а «

5 =

л в

и

ё !

■ В

2 5

® 2

и 2

« S

ü £

I ^

ев u

— я

у (Я

= «

X Ё О

Я «

^ Н

м 5

й Ч

а -

и s

S ^

Л 5 § ü

* I И

О e

3 =

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Й н

£ щ

S £

л

о ©

Я ^ й u Е

м га § К

св и

£ & S

о

С

н о 5

о -

S £

н

л О)

й

S н

& I га

^ о о «о ^ S ^

о -

U о

m

й VI

Q О)

^ VI

й ( &

S '

и

5 -

6

&

<3 оо

5 t

6

m

. ; <N

i

r^ s

m m

X s \D o?

а а <N

CJ CJ \D

<N ^r in <N

OO

<N

^ CD

m 1 1

- 1

ю

о

^

с М

о 5

и -

I м cd

о К н

g tiT s £ ms

i-Q ^ ■

Э а

¡д 3 g

ö

^ if о

^ O)

V I u

d) ^

V I -o

я °

о H ■-I о о ig

Н О

2 о

(S 2

II

S сч 11

Ю <N S 1 1

ск <N

S г

■-н <N ос m

и

о4

iN CK ^ГОО.

ö X

Таблица 3

Результаты ГДИ разведочных скважин ЧНГКМ: распределение скважин, ед., по максимальным дебитам газа с учетом диаметра диафрагмы (Од), мм

Продуктивный горизонт Интервал перфорации, м (абсолютная отметка / глубина) Qr, тыс. м3/сут

«сухие» < 100 100.200 200.300 > 300

Ботуобинский 1430,6.1493 / 1939.1918 7 7 при D„ = = 2,2.7,2 2 при D„ = = 16,7 0 3 при D„ = = 18,1.22,0

Хамакинский 1507.1520 / 1903.2145 7 14 при Dr = = 2,0.10,0 4 при D„ = = 9,0.12,0 3 при D„ = = 12,0.16,0 1 при D„ = = 22,0

Талахский 1513.1651 / 1819.1820 15 5 при D„ = = 4,0.11,1 - 1 при D„ = = 20,0 -

определенными по данным ГДИ по горизонтам ЧНГКМ [10, с. 179, 184, 185], позволило установить, что при одинаковых линейных запасах на фоне снижения скин-эффекта дебиты скважин растут. Например:

1) ботуобинский горизонт. При практически равных линейных запасах в скв. 321-52 дебит газа составил 15,1 тыс. м3/сут (скин-фактор равен 30), а в скв. 321-43 дебит составил 802 тыс. м3/сут (скин-фактор равен 2,2). Построенные зависимости дебита газа от величины линейных запасов в зависимости от скин-фактора для ботуобинского и других горизонтов позволяют по данным ГИС прогнозировать возможные максимальные дебиты;

2) хамакинский горизонт. Вследствие проведения гидроразрыва пласта в скв. 321-75, где скин-фактор был низким (4,9), дебит вырос незначительно, а в скв. 321-58 с очевидно высоким скин-фактором он вырос с 4,08 до 303 тыс. м3/сут;

3) талахский горизонт. При практически равных линейных запасах в скв. 321-47 дебит газа составил 67,3 тыс. м3/сут (скин-фактор равен 25,8), а в скв. 321-63 - 142 тыс. м3/сут

(скин-фактор равен 18,2).

***

Таким образом, на основе геолого-промыслового анализа результатов освоения, опробования, ГДИ и пробной эксплуатации разведочных скважин ЧНГКМ установлены:

• низкое качество вскрытия продуктивных горизонтов, характеризующееся высокими значениями скин-фактора (до 35.45);

• влияние ФЕС, их литолого-стратигра-фической изменчивости на продуктивности скважин;

• необходимость разработки и внедрения новых эффективных методов и технологий освоения скважин и интенсификации притоков УВ.

Список литературы

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

1. Нифантов В.И. Повышение продуктивности скважин: опыт, проблемы, перспективы /

B.И. Нифантов, Е.В. Мельникова,

C.А. Мельников. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2014. - 242 с.

2. Гриценко А.И. Методы повышения продуктивности газоконденсатных скважин / А.И. Гриценко, Р.М. Тер-Саркисов,

A.Н. Шандрыгин и др. - М.: Недра, 1997. -364 с.

3. Нифантов В.И. Особенности освоения нефтяных и газовых скважин в различных горно-геологических условиях /

B.И. Нифантов, Е.В. Мельникова,

C.А. Мельников. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2012. - 38 с.

4. Вяхирев Р.И. Разработка и эксплуатация газовых месторождений / Р.И. Вяхирев,

А.И. Гриценко, Р.М. Тер-Саркисов. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2002. - 880 с.

5. Ставкин Г.П. Вскрытие продуктивных пластов перфорацией в пенной среде / Г.П. Ставкин, Р.А. Гасумов, О.П. Андреев. -М.: ИРЦ Газпром, 2003. - 78 с.

6. Плотников А.А. Дифференциация запасов газа в неоднородных коллекторах /

А.А. Плотников. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2003. - 290 с.

7. Николаевский В.Н. Геомеханика

и флюидодинамика / В.Н. Николаевский. -М.: Недра, 1996. - 447 с.

8. Рыжов А.Е. Типы и свойства терригенных коллекторов венда Чаяндинского месторождения / А.Е. Рыжов // Вести газовой науки: Актуальные вопросы исследования пластовых систем месторождений углеводородов. - 2013. - № 1 (12). - С. 145-160.

9. Рыжов А.Е. Уточнение положения границы между нижнебюкской и верхнебюкской подсвитами Чаяндинского НГКМ

с привлечением литологических, промыслово-геофизических и сейсмических критериев / А.Е. Рыжов, А.И. Крутиков, Л.А. Рыжова и др. // Вести газовой науки: Актуальные вопросы исследования пластовых систем месторождений углеводородов. - 2013. -№ 1 (12). - С. 161-173.

10. Поляков Е. Е. Решение научных проблем при подсчете запасов углеводородов Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения / Е.Е. Поляков, А.Е. Рыжов, О.В. Ивченко и др. // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2017. - № 3 (31). -С. 172-186.

Analyzing development and operation of gas and gas-condensate wells at the fields in Eastern Siberia

Ye.V. Melnikova1, O.V. Ivchenko1*, Ye.A. Pylev1, V.I. Nifantov1, V.M. Pishchukhin1, M.V. Ivchenko1, I.V. Churikova1

1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninsky district, Moscow Region, 142717, Russian Federation * E-mail: O_Ivchenko@vniigaz.gazprom.ru

Abstract. Practice in development and exploitation of gas and gas-condensate wells at the fields and underground gas storages of Russia evidences that performance of such a well doesn't always reach design value. On example of the Chayanda oil-gas-condensate field test wells it is shown that in a number of cases the wells either are not developed, or their operation starts from downshifted rates. Authors recommend several new ways to raise efficacy of development of low-productive complex reservoirs. These methods will increase initial productivity of low-rate wells several times. The paper also substantiates provisions for gas rate changing depending on the amount of linear reserves and the skin-factor.

Besides, it is found out that stress of rocks in a bottom-hole area increases not only with dropping of pore pressure in course of a deposit mining, but also during development, exploration and operation of wells in conditions of higher depression. The lower the bottom-hole pressure, the higher the stress in a bottom-hole area. Under the influence of the auxiliary stress the main filtering channels in the high-permeable interlayers of the bottom-hole area shrink up. The efficient porosity decreases, and saturation with the bedded liquid increases.

Also, the authors substantiate a range of productivity variations for wells which need intensification of hydrocarbon inflow from a bed to acquire the designed yields.

Keywords: development and operation of gas and gas-condensate wells, well repairing, exposure of productive beds.

References

1. NIFANTOV, V.I., Ye.V. MELNIKOVA, S.A. MELNIKOV. Rising productivity of wells: experience, issues, outlooks [Povysheniye produktivnosti skvazhin: opyt, problem, perspektivy]. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2014. (Russ.).

2. GRITSENKO, A.I., R.M. TER-SARKISOV, A.N. SHANDRYGIN et al. Methods for improvement of gas-condensate wells' productivity [Metody povysheniya produktivnosti gazokondensatnykh skvazhin]. Moscow: Nedra, 1997. (Russ.).

3. NIFANTOV, V.I., Ye.V MELNIKOVA, S.A. MELNIKOV Peculiarities of oil and gas wells development under various mining-and-geological conditions [Osobennosti osvoyeniya neftyanykh i gazovykh skvazhin v razlichnykh gorno-geologicheskikh usloviyakh]. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2012. (Russ.).

4. VYAKHIREV, R.I., A.I. GRITSENKO, R.M. TER-SARKISOV Development and operation of gas fields [Razrabotka i ekspluatatsiya gazovykh mestorozhdeniy]. Moscow: Nedra-Biznestsentr, 2002. (Russ.).

5. STAVKIN, G.P., R.A. GASUMOV, O.P. ANDREYEV Exposure of productive beds by perforation in foam medium [Vskrytiye produktivnykh plastov perforatsiyey v pennoy srede]. Moscow: IRTs Gazprom, 2003. (Russ.).

6. PLOTNIKOV, A.A. Differentiation of gas reserves in heterogenic reservoirs [Differentsiatsiya zapasov gaza v neodnorodnykh kollektorakh]. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2003. (Russ.).

7. NIKOLAYEVSKIY, V.N. Geomechanics and fluid dynamics [Geomekhanika i flyuidodinamika]. Moscow: Nedra, 1996. (Russ.).

8. RYZHOV, A.Ye. Types and properties of clastic Vendian reservoirs of Chayanda field [Tipy i svoystva terrigennykh kollektorov Chayandinskogo mestorozhdeniya]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2013, no. 1(12): Actual problems of studies of hydrocarbon field bedded systems, pp. 145-160. ISSN 2306-9849. (Russ.).

9. RYZHOV, A.Ye., A.I. KRIKUNOV, L.A. RYZHOVA et al. Update of boundary between Lower Byuk and Upper Byuk subsuits of Chayanda oil-gas-condensate field with involvement of lithological, geological and geophysical criteria [Utochneniye polozheniya granitsy mezhdu nizhnebyukskoy i verkhnebyukskoy podsvitami Chayandinskogo NGKM s privlecheniyem litologicheskikh, promyslovo-geofizicheskikh i seysmicheskikh kriteriyev]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2013, no. 1(12): Actual problems of studies of hydrocarbon field bedded systems, pp. 161-173. ISSN 2306-9849. (Russ.).

10. POLYAKOV, Ye.Ye., A.Ye. RYZHOV, O.V. IVCHENKO et al. Scientific tasks solved at calculating hydrocarbon reserves of Chayanda oil-gascondensate field [Resheniye nauchnykh problem pri podschete zapasov uglevodorodov Chayandinskogo neftegazokondensatnogo mestorozhdeniya]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2017, no. 3 (31): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 172-186. ISSN 2306-9849. (Russ.).

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.