CC BY
28ОСОБЕННОСТИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ ГАЗОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН РАЗНОЙ КОНСТРУКЦИИ, ДРЕНИРУЮЩИХ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫЕ ГАЗОВЫЕ ПЛАСТЫ
УДК 622.279.3
В.В. Дмитрук, к. т. н., ОАО «Севернефтегазпром» (с. Красноселькуп, ЯНАО, РФ) В.В. Воробьев, ОАО «Севернефтегазпром», VorobevVV@pur.sngp.com Е.П. Миронов, ОАО «Севернефтегазпром»
B.П. Тюрин, ООО «ТюменНИИгипрогаз» (Тюмень, РФ)
C.И. Грачев, д. т. н., проф., ФГБОУ «Тюменский индустриальный университет» (Тюмень, РФ) Р.Ф. Шарафутдинов, ООО «ТюменНИИгипрогаз»
А.С. Самойлов, к. т. н., ООО «ТюменНИИгипрогаз», samoyiovas@tngg.ru
По мере снижения запасов сеноманского газа, считающегося традиционным (классическим для Ямальского региона) и обеспечивавшего десятки лет стабильные уровни добычи, переход на другие ярусы для Западной Сибири неизбежен и уже достаточно успешно начат. Об этом свидетельствует опыт разработки низкопроницаемых газоконденсатных залежей ачимовских отложений. К низкопроницаемым отложениям относятся и газовые коллекторы туронского яруса, полномасштабное освоение которых в 2011 г. одной из первых начала компания ОАО «Севернефтегазпром». На сегодняшний день компанией накоплен богатый опыт по бурению скважин сложного профиля, проведению исследований слабосцементированного керна, а также оценки добычных возможностей скважин по результатам газодинамических исследований. В статье на основании анализа исходной промысловой информации выполнена оценка результатов газодинамических исследований двухзабойной и субгоризонтальной, а также разведочной скважин до и после гидроразрыва пласта. Помимо этого дается оценка эффективности применяемой методики проведения газодинамических исследований с точки зрения получения максимально полной информации по объекту эксплуатации, режиму работы скважины, а также минимизации времени записи кривой восстановления давления. Данные, полученные в результате исследований, систематизированы в таблице, создана аналитическая модель субгоризонтальной скважины. Авторы статьи приходят к выводам, что каждая скважина нуждается в индивидуальной программе исследований в связи с тем, что параметры ее эксплуатации критически близки к условиям гидратообразования в забое, что применение гидроразрыва пласта в ряде случаев способно семикратно увеличить продуктивность скважины, что технология газодинамических исследований находит успешное применение в низкопроницаемых коллекторах.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: НИЗКОПРОНИЦАЕМЫЙ ПЛАСТ, ГАЗОДИНАМИЧЕСКОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ, РАДИАЛЬНЫЙ ПРИТОК, НЕУСТАНОВИВШИЙСЯ РЕЖИМ, МНОГОСТВОЛЬНАЯ СКВАЖИНА.
Предприятие ОАО «Севернефтегазпром», ведущее разработку сеноманской газовой залежи Южно-Русского нефтегазоконден-сатного месторождения (НГКМ), приступило к реализации пилотного для России проекта по осво -ению туронской залежи газа [1].
Туронские продуктивные отложения, залегающие выше се-номана, как правило, на глубине
710-840 м (а. о.), приурочены к опесчаненной пачке мощной глинистой толщи, являющейся региональной покрышкой для крупных скоплений газа в сеноманском газоносном комплексе Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.
Породы-коллекторы продуктивного пласта Т1-2 по классификации А.А. Ханина [2] относятся
к коллекторам Ш-У класса, по единичным определениям -к коллекторам II класса.
Туронская залежь введена в опытно-промышленную эксплуатацию в декабре 2011 г. пуском одной двухзабойной скважины, подключенной в газосборную сеть сеноманского промысла в соответствии с утвержденными решениями.
Dmitruk V.V., Candidate of Sciences (Engineering), Severneftegazprom OJSC (Krasnoselkup, Yamalo-
Nenets Autonomous Okrug, Russian Federation)
Vorobjev V.V., Severneftegazprom OJSC, VorobevVV@pur.sngp.com
Mironov E.P., Severneftegazprom OJSC
Tyurin V.P., TyumenNIIgiprogas LLC (Tyumen, Russian Federation)
Grachev S.I., Doctor of Sciences (Engineering), Professor, Federal State Budgetary Educational Institution "Industrial University of Tyumen" (Tyumen, Russian Federation) Sharafutdinov R.F., TyumenNIIgiprogas LLC
Samoilov A.S., Candidate of Sciences (Engineering), TyumenNIIgiprogas LLC, samoylovas@tngg.ru
Peculiarities of the interpretation of the results of gas-dynamics research of of the various design wells draining the low-permeability gas reservoirs
Due to decrease of the Cenomanian gas reserves considered as traditional (classic for the Yamal Region) and used for support of stable production level during decades, the transition to other layers of Western Siberia is necessary, and it has already begun rather successfully. The experience of developing low-permeability gas condensate fields of the Achimov deposits shows this. The Turonian gas reservoirs also belong to low-permeability deposits, and Severneftegazprom OJSC was one of the first companies began full-field development of these deposits in 2011. Today the company has vast experience in drilling designer wells, analysing of semiconsolidated core, and also in assessing the theoretical production capacities of wells by results of the gas-dynamics research.
Based on the analysis of initial field information, the article presents the assessment of the results of gas-dynamics research of double bottom-hole, sub-horizontal and exploratory wells before and after hydraulic fracturing. Furthermore, one assesses the efficiency of the used method of gas-dynamics research from the point of view of obtaining the fullest information about the process facility, the operating regime of a well and about the minimization of the recording time of the pressure recovery curve. Data obtained during the research are systematized in a table, and an analytical model of a sub-horizontal well is created. The authors concluded that every well requires an individual research program since its operating parameters are critically close to the conditions of hydrate formation in the bottom hole, and since the use of hydraulic fracturing in a number of cases allows increasing the well efficiency sevenfold, and since the technology of gas-dynamics research is successfully used in low-permeability reservoirs.
KEYWORDS: LOW-PERMEABILITY RESERVOIR, GAS-DYNAMICS RESEARCH, RADIAL INFLOW, NONSTEADY FLOW, MULTI-LATERAL WELL.
Дебит газа, тыс. м3/сут Gas debit, thousand m3/day
• 2015, режим = 72 ч
2015, regime = 72 h
• 2016, режим = 4ч
2016, regime = & h
Рис. 1. Индикаторные диаграммы. Результаты ГДИ скважины WRX1 от 2015 и 2016 гг. Fig. 1. Indicator diagrams. Results of hydrodynamical study of the well WRX1 from 2015 and 2016
По результатам освоения залежи сделан вывод, что, несмотря на положительную динамику пробной эксплуатации туронской залежи, недостаточно изучено влияние геологического строения на изменение продуктивности скважин при проведении интенсификации притока либо других геолого-технических мероприятий (ГТМ). В связи с этим выполнены продолжительные газодинамические исследования (ГДИ) в целях получения информации об эффективности методики проведения и интерпретации ГДИ, задачей которых является оценка качества притока флюида к забоям добывающих скважин разных конструкций.
При интерпретации результатов ГДИ на газовых скважинах применяют классическую методику с определением коэффициентов
фильтрационных сопротивлений уравнения притока «А» и «В», используя конечную точку записи забойного давления либо величину данного давления на момент отбора проб флюида со скважины. Величина же пластового давления и, соответственно, проницаемость
пласта определяются методом Хорнера - построением касательной к конечному участку кривой восстановления давления (КВД) [3, 4]. В частности, все первичные исследования были интерпретированы с использованием данного подхода.
А) А) Диагностический график Diagnostic diagram
Б) В)
vi «
«s «s
0,1 1 Время, ч Time, h
1 10 Время, ч Time, h
+ - Псевдодавление факт. о - Производная Бурде факт. Actual pssudopressure Actual Bourdet derivative
— Псевдодавление расчет.--Производная Бурде расчет.
Calculated pseudopressure Calculated Bourdet derivative
+■ - Псевдодавление факт. Actual pseudopressure
Calculated pseudopressure
о - Производная Бурде факт. Actual Bourdet derivative
--Производная Бурде расчет.
Calculated Bourdet derivative
График Хорнера Homer plot
ал to сл
m ш га .i—
0,4 0,8 1,2 1,6 2 2,4 2,8 3,2 3,6 4 4,4 4,8 5,2 5,6 6 Безразмерное время Nondimensional time
-Давление факт. —Давление расчет. Actual pressure Calculated pressure Extrapolated pressure value
0 0,40,81,21,6 2 2,42,83,23,6 44,44,85,25,6 6 6,4 Безразмерное время Nondimensional time
--Эксга
-Давление факт. —Давление расчет. Actual pressure Calculated pressure Extrapolated pressure value
График истории Diagram of history
с
1—1 1 \
1B.D9.2D15 19.09.2015 20.09.2015 21.09.2015 22.09.2015 Дата Date
+ - Давление факт. —Давление расчет. —Дебит газа факт. Actual pressure Calculated pressure Actual gas debit
03.11.2015 11.11.2015 19.11.2015 27.11.2015 05.12.2015 Дата Date
+ -Давление факт. —Давление расчет. —Дебит газа факт. Actual pressure Calculated pressure Actual gas debit
Рис. 2. Результаты аналитического моделирования исследования скв. WRX1: а) до ГРП; б) после ГРП
Fig. 2. Results of the analytical modeling of study of well WRX1: а) before hydraulic fracturing; b) after hydraulic fracturing
Однако такой подход неприменим при интерпретации ГДИ скважин, вскрывающих низкопроницаемые коллекторы [5] со сложной архитектурой забоя. Рассмотрим причины этого на при-
мере результатов ГДИ скв. WRХ1 в 2015 и в 2016 гг.:
• за продолжительное время работы скважины на режиме фильтрации (в некоторых случаях достигает 100 ч) не проис-
ходит установления псевдостационарной фильтрации (условие обеспечения изменения давления во времени не приобретает постоянный характер, т. е. ДР/At * const), что, как правило, приводит
к некорректному определению коэффициентов фильтрационных сопротивлений «А» и «В» уравнения притока газа и, соответственно, продуктивности скважины. На рис. 1 показано влияние длительности режима на индикаторную диаграмму;
• традиционное определение величины пластового давления и проницаемости пласта по методу Хорнера также вызывает вопросы, поскольку построение касательной выполняется к конечному участку кривой, который заведомо предполагается как режим радиального течения. На некоторых туронских скважинах выполнен гидроразрыв пласта (ГРП), а эксплуатационные скважины имеют пологую протяженную проходку по пласту, и достоверно определить по фактической записи КВД участок радиального течения газа затруднительно, а иногда просто невозможно.
Для достоверного определения технологической эффективности ГРП была разработана программа для разведочной скв. WRХ1, согласно которой на этапе до проведения ГРП выполнена интерпретация результатов ГДИ, в ходе которых дебит газа изменял -ся от 34 до 60 тыс. м3/сут, забой -ное давление - от 6,0 до 2,1 МПа. После ГРП также были проведены исследования, согласно результатам которых дебит газа составлял 101-270 тыс. м3/сут, забойное давление - 9,2-8,1 МПа.
По результатам регрессионной настройки аналитической модели вертикальной скважины удовлетворительную сходимость расчетных и фактических данных по забойному давлению (рис. 2) удалось получить при фильтрационных параметрах, представленных в таблице.
На рис. 3 приведено сопоставление диагностических графиков КВД до и после ГРП. На рисунке прослеживается изменение характера производной Бурде и отчетливо выделяются два основных момента, повлиявшие на
100
2. ' f
I V
\
4 \ kh до 1 ГРП— - "" /. __.. . —.—
\ kh before hydraulic Tracturing \ ^--
— 1; L \ —i -r
/ v <« 4J после [PIU x
1Е-3
0,01
0,1
1
Время, ч Time, h
10
kh after hydraulic fracturing
100
1Ш1_Без_ГРП - Без ГРП WRXLWithout Hydraulic Fracturing -without hydraulic fracturing
WRX1 _ГРП - ГРП WRX1_Hydraulic Fracturing -hydraulic fracturing
+ - Псевдодавление факт, скважины WRX1 без ГРП
Actual pseudopressure of the well WRX1 without hydraulic fracturing о - Производная Бурде скважины WRX1 без ГРП
Bourdet derivative of the well WRX1 without hydraulic fracturing
— Единичный наклон производной Бурде скважины WRX1 без ГРП
Singular inclination of the Bourdet derivative of the well WRX1 without hydraulic fracturing + - Псевдодавление факт, скважины WRX1 после ГРП
Actual pseudopressure of the well WRX1 after hydraulic fracturing о - Производная Бурде WRX1 после ГРП
Bourdet derivative of the well WRX1 after hydraulic fracturing
— Единичный наклон производной Бурде скважины WRX1 после ГРП
Singular inclination of the Bourdet derivative of the well WRX1 after hydraulic fracturing
Рис. 3. Результаты интерпретации КВД, записанной до и после ГРП Т12 в скв. WRX1 Fig. 3. Results of the interpretation of the pressure recovery curve recorded before and after hydraulic fracturing Т12 in well WRX1
i Ё. 100
kh = 58-10 3 mkm'-m
IA = 58-10-3 |imz-m
1E-3 0,01 0,1
10
Время, ч Time, h
100 1000
2HWXX4EC 2012 2HWXX4BS2012
2HWXX4BC2013 2HWXX4BS2013
2НМХ4БС2014 2HWXX4BS 2014
2НИ1ХХ4БС Шретер 2HWXX4BS von Schroeter
+, +, + - Псевдодавление факт, скважины 2Н1Ш4БС no годам 2D12,2013,2D 14 Actual pseudopressure of the well 2HWXX4BS by years 2012,2013,2014 + - Псевдодавление скважины 2НШ4БС по методу Шретера
Pseudopressure of the well 2HWXX4BS according to the von Schroeter method □,□,□- Производная Бурде скважины 2НШ4БС по годам 2012,2013,2014 Bourdet derivative of the well 2HWXX4BS by years 2012,2013,2014 о - Производная Бурде скважины 2НШ4БС по методу Шретера
Bouidet derivative of the well 2HWXX4BS according to the von Schroeter method - - - Прямолинейный участок производной Бурде скважины 2НШ4БС по методу Шретера
Straight-line section of the Bourdet derivate of the well 2HWXX4BS according to the von Schroeter method
Рис. 4. Диагностические графики по скв. 2HWХХ4БС, КВД от 2012, 2013 и 2014 гг. и результаты деконволюции
Fig. 4. Diagnostic diagrams for well 2HWXX4BS, the pressure recovery curve from 2012, 2013 and 2014 and the results of deconvolution
10000
1 10 Время, ч Time, h
— 2HWXX4BC_®aKT — 2НШ4БС_Модель 2HWXX4BS_Actual 2HWXX4BS_Model
+ - Псевдодавление факт, скважины 2HWXXiBC Actual pseudopressure of the well 2HWXX4BS о - Производная Бурде факт, скважины 2HWXX4EC Actual Bourdet derivative of the well 2HWXX4BS
— Псевдодавление модель, скважины 2Н1Ш4БС (верхняя линия) Pseudopressure (model) of the well 2HWXX4BS (upper line)
— Производная Бурде модель, скважины ZHWXX45C (нижняя линия) Bourdet derivative (model) of the well 2HWXX4BS (lower line)
Рис. 5. Диагностические графики по скв. 2HWХХ4БС, КВД с учетом деконволюции Fig. 5. Diagnostic diagram for well 2HWXX4BS, the pressure recovery curve with regard to deconvolution
результаты интерпретации КВД после ГРП:
• фрагмент 1 на рис. 3 свидетельствует о том, что трещина ГРП приобщила дополнительные пропластки пласта Т1-2, поскольку итоговое положение так называемой полки кЬ на диагностическом графике ниже, чем до ГРП, что означает увеличение итогового значения параметра кЬ;
• фрагмент 2 на рис. 3 показывает аналогичное улучшение свойств в призабойной зоне пласта (ПЗП), при этом на графике прослеживаются классические наклоны производной % и У, свидетельствую -щие о наличии сформированной трещины ГРП в пласте, обеспечивающей приток к скважине.
В результате интерпретации ГДИ скважины WRХ1 следует отметить, что:
• значение кЬ после выполнения ГРП увеличилось более чем в 2 раза ввиду приобщения трещиной ГРП проницаемых прослоев (проницаемость увеличилась с 1,4 до 3,310-3 мкм2);
• сформированная трещина ГРП полудлиной 35 м и проводимостью 16610-3 мкм2м позволила преодолеть загрязненную зону в ПЗП, полученную по результатам бурения, и снизить итоговую величину скин-фактора по скважине с 6,72 до -3,9, что позволило увеличить продуктивность скважины в 7 раз.
СКВАЖИНА 2HWХХ4
На газовых залежах туронско-го яруса Южно-Русского месторождения было реализовано технологически сложное решение, а именно строительство двухза-бойной скв. 2^ХХ4, вскрывшей залежь пласта Т1-2 Южно-Русского НГКМ субгоризонтально каждым из стволов в разных направлениях в плане и по разрезу, т. е.
основной ствол длиной 254 м вскрывает нижнюю часть пласта Т1-2 в интервале 1501-1755 м по длине ствола, а боковой - длиной 327 м - верхнюю, в интервале 1155-1482 м.
Поскольку добыча газа по боковому и основному стволу скв. 2HWХХ4 осуществляется раздельно, как и регистрация забойных термобарических
Фильтрационные параметры по скважинам, вскрывающим туронскую залежь Южно-Русского НГКМ Filtration parameters by wells drilled in the Turonian deposit of the Yuzhno-Russkoe oil and gas condensate field
Скважина Well k, 10 3 мкм2 (^m2) kh, 103 мкм2м (^m2-m) Total S С, м3/МПа (m3/MPa) X, м (m) F, 103 мкм2м (^m2-m) R , м (mn) k/k z x hw, м (m) PI, (тыс. м3/сут)/ МПа2 ((thousand m3/day)/MPa2)
2HWXX40C 2HWXX4OS 0,37 9,4 -3,01 0,62 - - 84 0,01140 207 0,6
2HWХХ4БC 2HWXX4BS 1,75 58,3 -3,36 0,04 - - 188 0,01880 287 3,1
UHWXX4 1,25 75,8 -5,58 2,10 - - 115 0,06000 650 6,9
WRX1 3,32 99,6 -3,90 0,53 35 166 255 - - 5,0
Примечание: k - проницаемость пласта; kh - проводимость пласта; Total S - скин-фактор; С - параметр, определяющий влияние ствола скважины; Xf - полудлина трещины гидроразрыва; Fc - проводимость трещины гидроразрыва; Rln - радиус исследования; k/kx - анизотропия пласта; hw - эффективная длина горизонтального ствола; PI - параметр продуктивности скважины Note: k - reservoir permeability; kh - reservoir production capacity; Total S - skin factor; С - parameter determing the influence of the well's bottom hole; Xf - half the length of the crack of hydraulic fracturing; Fc - conductivity of the crack of hydraulic fracturing; Rln -radius of investigation; k/kx - formation anisotropy; hw - effective length of the horizontal shaft; PI - well's production capacity value
газовая промышленность добыча газа и газового конденсата
№ 11 | 760 | 2017 г.
ш to
1= со
s
s '
!= <0 i È 9
£ к
QJ CO q CO В
7 -
& s-
z ^ П
га . 1Kb
ф ja 1- tu
£ ¡3 s- 0 1
График истории (во время ГДИ 2012 г.) Diagram of history (in the hydrodynamic study of 2012)
- Давление модель Pressure (model)
- Давление факт (замер) Actual pressure (sampling)
-Дебит газа Gas debit
26.08.2012 06.09.2012 17.09.2012 28.09.2012 09.10.2012 Дата Date
График истории (во время ГДИ 2014 г.) Diagram of history (in the hydrodynamic study of 2814)
1= <о i È 8.5
Ш S 8
ш со q CS) 7.5
7
6.5
& Й-
•о S 1- щ
х! ¡Q а- 8
- Давление модель Pressure (model)
- Давление факт (замер) Actual pressure (sampling)
-Дебит газа Gas debit
82.09.2014 13.09.2014 24.09.2014 05.10.2014 16.10.2014 Дата Date
График истории (за весь период) Diagram of history (for the whole period)
ill
r\
vj
LT
- Давление модель Pressure (model)
- Давление факт (замер) Actual pressure (samplin
■ Дебит газа Gas debit
2012
2013
2014
Годы Years
Рис. 6. Результаты аналитического моделирования истории работы скв. 2HWХХ4БС Fig. 6. Results of the analytical modeling of the history of work of well 2HWXX4BS
параметров в процессе ГДИ, интерпретация результатов исследования скв. 2HWXX4 была выполнена раздельно для каждого из стволов.
Боковой субгоризонтальный ствол скв. 2HWXX4 запущен в эксплуатацию в 2011 г. По данным газодинамического источника колебаний (ГИС-К), выполненным в сентябре 2015 г., отмечаются следующие основные моменты, которые были учтены при интерпретации ГДИ:
• по сравнению с исследованиями от декабря 2013 г. и мая 2014 г. профиль притока изменился незначительно и водоприток в скважину не отмечен, что говорит о том, что на протяжении периода эксплуатации, по данным КВД, должно выдерживаться одно положение полки kh, так как, по данным ГИС-К, приобщения либо, наоборот, отключения из работы какого-либо из пропластков не происходит;
• из 327 м проходки по пласту Т12 эффективная длина горизонтального участка скважины составляет 321 м.
На скв. 2ШХХ4БС комплекс ГДИ с записью забойного давления на режимах и регистрацией КВД выполняется ежегодно с 2011 гг. Сопоставление диагностических графиков указанных КВД приведено на рис. 4. Установлено, что на протяжении периода их регистрации во всех трех случаях производные Бурде имеют схожий вид. Этот факт прежде всего указывает на то, что динамика забойного давления при восстановлении давления неизменна и, как следствие, продуктивность скважины за рассматриваемый временной промежуток не изменяется.
В целях более достоверного определения положения полки kh дополнительно при интерпретации использован метод декон-волюции (Deconvolution, Thomas von Schroeter method) [6, 7]. Реализация данного метода заключается в выполнении с примене-
нием программного обеспечения последовательных итераций, на основе которых подбирается сценарий выхода режима течения газа на радиальный. Таким образом, осуществляется прогноз дальнейшего восстановления давления без фактических данных на основе режимов работы
скважины перед КВД. На рис. 4 представлены результаты применения метода деконволюции, подтвердившие предположение о скрытом радиальном притоке к скважине. По результатам интерпретации значение кЬ установилось примерно на уровне 5810-3 мкм2 м.
1000
ш to е; «О m ш
100
10
kh = 9,5-1 Aft =9.5-10 I"3 MKMZ-M "s |im!-m
г*
1Е-3 0.01
2HWXX40C2012 2HWXX40S 2012
0.1
10
Время, ч Time, h
100 1000
2HWXX40C 2013 2HWXX40S2013
2HWXM0C 20U 2HWXX4QS 2014
2HWXX40C Шретер 2HWXX4DS von Schroeter
+, +, - Псевдодавление факт, скважины 2HWXX40C по годам 2012,2013,2014 Actual pseudopressure of the well 2HWXX40S by years 2012,2013,2014 + - Псевдодавление снважины 2HWXX40C по методу Шретера
Pseudopressure of the well 2HWXX40S according to the von Schroeter method o, q - Производная Бурде скважины 2HWXX40C по годам 2012,2013,2014 Bourdet derivative of the well 2HWXX40S by years 2012,2013,2014 □ - Производная Бурде скважины 2HWXX40C по методу Шретера
Bourdet derivative of the well 2HWXX40S according to the von Schroeter method - - - Единичный наклон производной Бурде скважины 2HWXX40C по методу Шретера
Straight-line section of the Bourdet derivate of the well 2HWXX40S according to the von Schroeter method
Рис. 7. Диагностические графики по скв. 2HWXX40C, КВД от 2012, 2013 и 2014 гг. и результаты деконволюции
Fig. 7. Diagnostic diagrams for 2HWXX4OS, the pressure recovery curve as of 2012, 2013 and 2014 and the results of deconvolution
<S ra 1 1: 9 8
ё E~ 7
ш и ^ tn 6
m oi 5 4
5- s-
íf 8 ПЗ .. 1000
1000
to S3 0
_TU
- Давление модель Pressure (model) ■ Давление фак! (замер) Actual pressure (sampling)
■ Дебит газа Gas debit
05.10.20H 07.10.2014 09.10.2014 11.10.2014 13.10.2014 Дата
Рис. 8. Фрагмент записи забойного давления в скв. 2HWXX40C по данным ГДИ от 2014 г.
Fig. 8. Capture sample of the bottom-hole pressure in well 2HWXX4OS according to the data of hydrodynamical study from 2014
Ориентируясь на результаты применения метода деконволюции и зависимость скин-фактора от дебита газа, была выполнена регрессионная настройка аналитической модели субгоризонтальной (наклонной) скважины
на записи забойного давления на протяжении всего периода эксплуатации скв. 2HWХХ4БС. Данный подход исключает неопределенности, которые могут быть получены при влиянии предыдущего режима работы скважины на по-
следующий согласно принципу суперпозиции. В результате приемлемая сходимость расчетных и фактических данных по забойному давлению (рис. 5, 6) достигнута при фильтрационных параметрах пласта и скважины, представленных в таблице.
По результатам интерпретации результатов ГДИ скв. 2ШХХ4БС:
• диагностируемые фильтрационные параметры свидетельствуют о хорошем качестве вскрытия пласта скважиной, поскольку суммарный скин-фактор равен -3,36, что сопоставимо с ГРП в вертикальном стволе скв. WRХ1;
• согласно результатам моделирования работающая длина субгоризонтального участка составляет около 295 м, что несколько ниже, чем эффективная длина по данным ГИС-К, проведенным через насосно-компрессорные трубы (НКТ);
• диагностировано высокое значение параметра анизотропии пласта, равное 0,018.
Основной субгоризонтальный ствол скв. 2^ХХ4 (2^ХХ4ОС) запущен в эксплуатацию, как и боковой ствол, в 2011 г. Порядок ГДИ скв. 2HWХХ4ОС полностью повторяет действия, описанные для скв. 2HWХХ4БС, главным образом изохронные режимы с остановками на КВД и запись длительной КВД.
Положение полки кЬ было определено методом деконво-люции, диагностические графики приведены на рис. 7, значение кЬ прослеживается на уровне 9,510-3 мкм2м, однако зависимость увеличения скин-фактора от дебита газа определить не удалось, поскольку, как показано на рис. 8, на режимах фильтрации наблюдается нехарактерное для замкнутой системы изменение забойного давления. Данный факт обусловлен влиянием подачи метанола в процессе выполнения ГДИ либо образованием гидратов на забое или стволе скважины, что приводит к изменению темпа стабилизации давления.
Тем не менее выполнена интерпретация результатов эксплуатации скважины на протяжении всего периода регистрации КВД. Основное внимание при регрессионной настройке уделено максимальной сходимости теоретических кривых с фактическими КВД за весь период работы скважины. В итоге максимальная сходимость расчетных и фактических забойных давлений достигнута при фильтрационных параметрах пласта и скважины, представленных в таблице, результаты интерпретации приведены на рис. 9, 10.
По результатам выполненной интерпретации ГДИ скв. 2HWХ-Х4ОС:
• интерпретация кривой стабилизации давления (КСД) осложнена описанными проблемами с возможным гидратообразовани-ем и подачей метанола;
• согласно результатам моделирования работающая длина субгоризонтального участка составляет примерно 207 м, что согласуется с данными геофизических исследований скважины (ГИС);
• низкие параметры эксплуатации скв. 2^ХХ4ОС обусловле -ны только низкими значениями проницаемости вскрытой нижней части пласта Т1-2, поскольку, как уже было описано, качество вскрытия пласта скважиной высокое. Диагностируемое значение кЬ ниже, чем по боковому стволу, в 6 раз, что в совокупности с высокой анизотропией (0,011) привело к более низким дебитам сква -жины и высоким депрессиям на пласт.
СКВАЖИНА иШХХ4
Уникальная в своем роде скв. UHWХХ4 вскрывает турон-скую залежь пласта Т1-2 Южно-Русского НГКМ сначала субгоризонтально от кровли до подошвы, причем длина ствола составляет 516 м (интервал по стволу 949-1465 м), а затем от подошвы до кровли восходящим стволом длиной 242 м (интервал по стволу 1560-1802 м). Данный
1000
£ 100
yt
1Е-4 1Е-3 0,01
0,1 1 10 100 Время, ч Time, h
+ - Псевдодавление факт, скважины 2HWXX40C Actual pseudopressure of the well 2HWXX40S
— Псевдодавление модель, скважины 2HWXX40C Pseudopressure (model) of the well 2HWXX40S
о - Производная Бурде факт, скважины 2HWXX40C Actual Bouidet derivative of the well 2HWXX40S
— Производная Бурде модель, скважины 2HWXX40C Bouidet derivative (model) of the well 2HWXX40S
- Единичный наклон производной Бурде скважины 2HWXX40C по методу Шретера Straight-line section of the Bouidet derivate of the well 2HWXX40S according to the von Scliroeter method
Рис. 9. Диагностический график по скв. 2HWXX40C, КВД с учетом деконволюции Fig. 9. Diagnostic diagram for well 2HWXX4OS, the pressure recovery curve with regard to deconvolution
График истории (во время ГДИ 2012 г.) Diagram of history (in the hydrodynamic study of 2012)
\r
S'
VO
<
- Давление модель Pressure (model) ■Давление факт (замер) Actual pressure (sampling)
- Дебит газа Gas debit
I 40000
i 0 15.08.2012 26.08.2012
1
86.09.2812 17.89.2812 Дата Date
28.89.2812
График истории (за весь период) Diagram of history (for the whole period)
&
AS0NDJFMAMJJAS0NDJFMAMJJAS0
2013
20H
Годы, месяцы Years, months
Рис. 10. Результаты аналитического моделирования истории работы скв. 2HWXX40C Fig. 10. Results of the analytical modeling of the history of work of well 2HWXX4OS
газовая промышленность добыча газа и газового конденсата
№ 11 | 760 | 2017 г.
1000 100
kh =475 8
(P7mz-m"
1Е-4 1Е-3 0,01
0,1
1
10
100 1000
Time, h
— UHWXX4 - Шретер 0HWXX4-2014 — UHWXX4 — 2015
von Schroeter
+, - Псевдодавление факт, снважины UHMX4 по годам 2014,2015 Actual pseudopressure of the well UHWXX4 by years 2014,2015 + - Псевдодавление скважины UHWXX4 по методу Шретера
Pseudopressure of the well 1ЛМД4 according to the von Schroeter method о, - Производная Бурде скважины иНШ4 по годам 2014,2015 Bourdet derivative of the well UHWXX4 by years 2014,2015 о - Производная Бурде скважины UHWXX4 по методу Шретера
Bourdet derivative of the well UHWXX4 according to the von Schroeter method - - - Единичный наклон производной Бурде скважины UHWXX4 по методу Шретера
Straight-line section of the Bourdet derivate of the well 0HWXX4 according to the von Schroeter method
Рис. 11. Диагностические графики по скв. UHWXX4, КВД от 2014 и 2015 гг. (гл. 1512) и результаты деконволюции
Figure 11. Diagnostic diagrams for well UHWXX4, the pressure recovery curve from 2014 and 2015 (Chapter 1512) and the results of deconvolution
Time, h
+, + - Псевдодавление факт, скважины UHWXX4 no годам 2014,2015 г.г.
Actual pseudopressure of the well UHWXX4 by yeare 2014,2015 -, — Псевдодавление модель, скважины UHWXX4 no годам 2014,2015 г.г. Pseudopressure (model) of the well UHWXX4 by years 2014,2015 o,° - Производная Бурде факт, скважины UHWXX4 Actual Bourdet derivative of the well 0HWXX4 -, — Производная Бурде модель, скважины UHWXX4 Bourdet derivative (model) of the well UHWXX4 - Единичный наклон производной Бурде снважины UHTO4 по методу Шретера Straight-line section of the Bourdet derivate of the well 0HWXX4 according to the von Schroeter method
Рис. 12. Диагностический график по скв. UHWXX4, КВД от 2014 и 2015 гг. с учетом деконволюции
Fig. 12. Diagnostic diagram for well UHWXX4, the pressure recovery curve from 2014 and 2015 with regard to deconvolution
способ вскрытия позволяет одним стволом скважины вскрыть два раза один пласт, что сопоста -вимо с двухзабойной скважиной, работающей в одну НКТ.
Скважина запущена в эксплуатацию в 2014 г., и на сегодняшний день неоднократно выполнены ГДИ с регистрацией длительных КВД. В процессе исследований
на режимах фильтрации в 2014 и 2015 гг. получены схожие результаты:
• дебит газа изменялся в диапа -зоне значений 217-400 тыс. м3/сут;
• устьевое давление изменялось от 7,5 до 5,2 МПа, забойное - от 7,5 до 8,5 МПа.
В 2014 г. на скважине проведен комплекс ГИС по определению профиля притока, согласно которому установлено:
• фильтр в кровельной части продуктивных отложений Т1-2 в интервале 949,0-1464,8 м перекрыт НКТ, работает газом по межтрубному пространству сверху вниз с выходом в лифт скважины из-под башмака НКТ;
• фильтр в интервале 1560,311802,4 м характеризуется интенсивным газопритоком;
• признаков водопритока в ствол скважины в интервале исследований не отмечается, работающая длина составляет 700 из 758 м.
На начальном этапе, учитывая результаты интерпретации скв. 2HWХХ4 и FHWXX2 в работе [8], методом деконволюции было определено положение полки кЬ (диагностические графики приведены на рис. 11), и значение пара -метра кЬ установилось на уровне 75,810-3 мкм2м.
Полученные данные легли в основу аналитической модели субгоризонтальной скважины. Основное внимание при регрессионной настройке уделено максимальной сходимости теоретических кривых с фактическими КВД за весь период работы скважин, поскольку, как и в случае скв. 2HWХХ4, качественной настройки на результаты КСД достичь не удалось по тем же причинам, связанным с подачей метанола на забой. В итоге максимальная сходимость расчетных и фактических забойных давлений получена при фильтрационных параметрах пласта и скважины, представленных в таблице, результаты интерпретации приведены на рис. 12, 13.
- Е
16.11.2014 15.01.2015
16.03.2015 Дата Date
15.05.2015 14.07.2015
Рис. 13. Результаты аналитического моделирования истории работы скв. UHWXX4 Fig. 13. Results of the analytical modeling of the history of work of well UHWXX4
По результатам интерпретации ГДИ скв. UHWХХ4:
• в целом по интерпретации КВД скв. UHWХХ4 наблюдается лучшее из всех рассмотренных скважин качество вскрытия пласта, поскольку суммарный скин-фактор имеет отрицательное значение, равное -5,5;
• согласно результатам моделирования работающая длина субгоризонтального участка составляет примерно 708 м, что согласуется с данными ГИС.
ВЫВОДЫ
Ввиду низких фильтрацион-но-емкостных свойств (ФЕС) пласта Т1-2 и сложной архитектуры забоя скважин провести интерпретацию ГДИ классическими методами затруднительно, поскольку требуется длительная стабилизация режима для качественного построения индикаторных диаграмм. Поскольку параметры эксплуатации скважин критически близки к условиям гидратообразования на забое, необходимо для каждой скважины индивидуально
подбирать программу исследований.
Результаты интерпретации ГДИ и длительной эксплуатации двух-забойной скв. 2HWХХ4 (бокового и основного стволов), скв. UHWХХ4 и-образного профиля и разведоч -ной скв. WRХ1, на которой выполнен ГРП, представлены в таблице.
По пробуренным скв. 2HWХХ4 (ОС и БС) и UHWХХ4 диагностируются скин-факторы, равные -3,0; -3,4 и -5,5, соответственно,
что позволяет сделать вывод об успешности применения данной технологии на низкопроницаемых коллекторах.
Результаты ГРП на скв. WRХ1 способствовали увеличению коэффициента продуктивности скважины в 7 раз относительно ГДИ до ГРП. Трещина ГРП уверенно прослеживается по данным регистрации КВД. Ее полудлина составляет 35 м, проводимость -16610-3 мкм2м. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. Дорофеев A.A., Ларин А.В. ОАО «Севернефтегазпром» - пилотный проект по освоению туронских залежей // Нефтегазовая вертикаль. 2011. № 15-16. C. 76-77.
2. Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. М.: Недра, 1969. 368 с.
3. Зотов Г.А., Алиев З.С. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. М.: Недра, 1980. 301 с.
4. Р Газпром 086-2010. Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин: В 2 ч. М.: Газпром экспо, 2011. Ч. 1. 234 с.
5. Kgogo T.C., Gringarten A.C. Comparative Well-Test Behaviours in Low-Permeability Lean, Medium-Rich, and Rich Gas-Condensate Reservoirs. SPE-134452-MS [Электронный ресурс]. Режим доступа: www.onepetro.org/conference-paper/SPE-134452-MS (дата обращения: 10.11.2017).
6. Von Schroeter T., Hollaender F., Gringarten A.C. Deconvolution of Well Test Data as a Nonlinear Total Least Squares Problem. Paper SPE 71574 presented at the 2001 SPE Annual Technical Conference and Exhibition Held in New Orleans, Louisiana, 30 September - 3 October 2001 [Электронный ресурс]. Режим доступа: www.imperial.ac.uk/pls/portallive/docs/1/11397.PDF (дата обращения: 10.11.2017).
7. Von Schroeter T., Hollaender F., Gringarten A.C. Deconvolution of Well-Test Data as a Nonlinear Total Least-Squares Problem. SPE-77688-PA [Электронный ресурс]. Режим доступа: www.onepetro.org/journal-paper/SPE-77688-PA (дата обращения: 10.11.2017).
8. Дмитрук В.В., Воробьев В.В., Миронов Е.П. и др. Обзор технологических решений по разработке низкопроницаемых газовых залежей туронского яруса // Газовая промышленность. 2017. № 2. С. 56-63.
REFERENCES
1. Dorofeev A.A., Larin A.V. Severneftegazprom OJSC - Pilot Project for the Development of Turonian Deposits. Neftegazovaya vertikal = Oil and Gas Vertical, 2011, No. 15-16, P. 76-77. (In Russian)
2. Khanin A.A. Oil and Gas Reservoir Rock and their Study. Moscow, Nedra, 1969, 368 p. (In Russian)
3. Zotov G.A., Aliev Z.S. Instruction on a Comprehensive Study of Gas and Gas Condensate Reservoirs and Wells. Moscow, Nedra, 1980, 301 p. (In Russian)
4. Gazprom Regulations 086-2010. Instruction on a Comprehensive Study of Gas and Gas Condensate Wells. In 2 Parts. Moscow, Gazprom Expo, 2011, P. 1, 234 p. (In Russian)
5. Kgogo T.C., Gringarten A.C. Comparative Well-Test Behaviours in Low-Permeability Lean, Medium-Rich, and Rich Gas-Condensate Reservoirs. SPE-134452-MS [Electronic source]. Access mode: www.onepetro.org/conference-paper/SPE-134452-MS (Access date: November 10, 2017).
6. Von Schroeter T., Hollaender F., Gringarten A.C. Deconvolution of Well Test Data as a Nonlinear Total Least Squares Problem. Paper SPE 71574 presented at the 2001 SPE Annual Technical Conference and Exhibition Held in New Orleans, Louisiana [Electronic source]. Access mode: www.imperial.ac.uk/pls/portallive/docs/1/11397.PDF (Access date: November 10, 2017).
7. Von Schroeter T., Hollaender F., Gringarten A.C. Deconvolution of Well-Test Data as a Nonlinear Total Least-Squares Problem. SPE-77688-PA [Electronic source]. Access mode: www.onepetro.org/journal-paper/SPE-77688-PA (Access date: November 10, 2017).
8. Dmitruk V.V., Vorobjev V.V., Mironov E.P., et al. Review of Process Solutions on the Development of Turonian Low-Permeability Gas Deposits. Gazovaya promyshlennost' = Gas Industry, 2017, No. 2, P. 56-63. (In Russian)
