CC BY
0
Ад UNIVERSUM:
№ 6 (123)_А ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ_июнь. 2024 г.
ОСОБЕННОСТИ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН УСТЮРТСКИХ ГЛУБОКОПОГРУЖЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
Шевцов Владимир Михайлович
д-р техн. наук (DSc), ст. науч. сотр., ведущий науч. сотр. отдела проектирования и мониторинга разработки месторождений углеводородов, АО «O 'ZLITINEFTGAZ», Республика Узбекистан, г. Ташкент E-mail: v. shevsov@liting. uz
Беков Бекзод Хусанович
зав. отделом проектирования и мониторинга разработки месторождений углеводородов, АО «O 'ZLITINEFTGAZ», Республика Узбекистан, г. Ташкент E-mail: b. bekov@liting. uz
Игамбердиева Лобар Зоировна
д-р философии по техническим наукам (PhD), доцент науч. сотр. отдела проектирования и мониторинга разработки месторождений углеводородов, АО «O 'ZLITINEFTGAZ», Республика Узбекистан, г. Ташкент E-mail: rningm @liting. uz
FEATURES OF COMPLETION OF WELLS IN USTYURT DEEP DEPOSITS
Vladimir Shevtsov
Doctor of Technical Sciences (DSc), Senior Researcher Leading Researcher design and monitoring department development of hydrocarbon deposits, JSC "O'ZLITINEFTGAZ", Republic of Uzbekistan, Tashkent
Bekzod Bekov
Head of the Department of Design and Monitoring of Development of Hydrocarbon Deposits, JSC "O'ZLITINEFTGAZ", Republic of Uzbekistan, Tashkent
Lobar Igamberdieva
Doctor of Philosophy in Technical Sciences (PhD), Assistant professor department researcher design and monitoring development of hydrocarbon deposits, JSC "O'ZLITINEFTGAZ", Republic of Uzbekistan, Tashkent
АННОТАЦИЯ
В статье рассмотрены особенности закачивания скважин глубокопогруженных залежей на примере практики бурения скважин на Устюртском газоконденсатном месторождении (ГКМ) Куйи Шаркий Бердах. При вскрытии бурением нижнеюрских терригенных отложений (ГКМ) Куйи Шаркий Бердах, имеющих несколько этажей газоносности, пластовое давление, как правило, оказывается повышенным в сравнении с ожидаемым, которая определяется согласно гидростатической зависимости от глубины для традиционных геологических условий залегания. Поэтому, в большинстве случаев бурения скважин на тех месторождениях прогнозирование ожидаемого пластового давления, необходимого для создания надлежащего противодавления во избежание аварийных проявлений пласта и минимизирующего его кольматацию, осложняющию освоение скважин. Кроме этого даны
Библиографическое описание: Шевцов В.М., Беков Б.Х., Игамбердиева Л.З. ОСОБЕННОСТИ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН УСТЮРТСКИХ ГЛУБОКОПОГРУЖЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ // Universum: технические науки : электрон. научн. журн. 2024. 6(123). URL: https://7universum.com/ru/tech/archive/item/17823
A UNIVERSUM:
№ 6 (123)_m ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ_июнь. 2024 г.
рекомендации о необходимости осуществлять закачивание скважин равновесным раствором во избежание кольматации, плотность которого устанавливается согласно ожидаемому пластовому давлению в залежи, устанавливаемому по материалу бурения соседних скважин. Скважины на глубокопогруженные залежи необходимо заканчивать спуском или цементированием эксплуатационной колонны, что обуславливает эффективность водоизоляционных работ на многопластовых месторождениях.
ABSTRACT
The article discusses the features of well completion in deep-sea deposits using the example of well drilling practice at the Ustyurt gas condensate field (GCF) Kuyi Sharkiy Berdakh. When drilling into the Lower Jurassic terrigenous deposits (GCF) of Kuyi Sharkiy Berdakh, which have several gas-bearing levels, the reservoir pressure, as a rule, turns out to be increased in comparison with the expected one, which is determined according to the hydrostatic dependence on depth for traditional geological conditions of occurrence. Therefore, in most cases of well drilling at those fields, forecasting the expected reservoir pressure necessary to create adequate back pressure to avoid emergency manifestations of the reservoir and minimize its colmatation, which complicates the development of wells. In addition, recommendations are given on the need to pump wells with an equilibrium solution to avoid colmatation, the density of which is established according to the expected reservoir pressure in the deposit, established based on the drilling material of neighboring wells. Wells into deep-sea deposits must be completed by lowering or cementing the production casing, which ensures the effectiveness of water shut-off operations in multi-layer deposits.
Ключевые слова: многопластовое месторождение, природный газ, пластовое давление, скважина, бурение, кольматация, освоение, добыча.
Keywords: multi-layer field, natural gas, reservoir pressure, well, drilling, colmatation, development, production.
Особенности заканчивания скважин на глубоко-погруженных залежах Устюртских месторождений углеводородов связаны со сложными структурно-литологическими (многопластовость) и термобарическими (аномально высокое пластовое давление (АВПД)) условиями залегания пластов.
При вскрытии бурением нижнеюрских терригенных отложений Устюртских месторождений углеводородов, имеющих несколько этажей газоносности, пластовое давление, как правило, оказывается повышенным в сравнении с ожидаемым, которое определяется согласно гидростатической зависимости от глубины для традиционных геологических условий залегания [1]. Поэтому, в большинстве случаев бурения скважин на этих месторождениях проблемой является прогнозирование ожидаемого пластового давления, необходимого для создания надлежащего противодавления во избежание аварийных проявлений пласта и минимизирующего его кольматацию, осложняющию освоение скважин.
Учитывая сложность геологического строения, многопластовость, литологической и тектонической экранированности глубокопогруженных залежей с аномально высокими пластовыми давлениями Устюртского региона, заканчивания скважин и их освоения, с последующим эксплуатации является актуальной.
Авторы исследовали данный аспект на материалах бурения скважин на Устюртском газоконденсатном месторождении (ГКМ) Куйи Шаркий Бердах.
В нижнеюрском продуктивном разрезе ГКМ Куйи Шаркий Бердак выделены два горизонта Jl5 и J19, между которыми около 500 м по вертикали [2]. Горизонт Jl5 расположен на глубине 3400-3550 м, а горизонт Jl9-на 390-4500 м. Согласно подсчету запасов [2] начальное пластовое давление, принятое для залежи горизонте J15 составляет 404,0 кгс/см2, а для горизонта J19 - 472,2 кгс/см2. Фактически, по результатам опробования скважин горизонта J19
начальные пластовые давления в скважинах составляли: 505,1 кгс/см2 (скв. 2); 599,7 кгс/см2 (скв. 96); 616,4 кгс/см2 (скв. 12); 617,9 кгс/см2 (скв. 100) и т.д. [3]. Однако, в ряде скважин при опробовании отмечено пониженное пластовое давление: 269,2 кгс/см2 (скв. 10) и 426,8 кгс/см2 (скв. 63). Как показала последующая эксплуатация рассматриваемых скважин низкие пластовые давления в них обусловлены кольма-тацией пласта в процессе бурения и его низкими коллекторскими свойствами [4]. Подтверждением тому может служить рост пластового давления в процессе эксплуатации скважин, в которых ранее отмечено низкое начальное пластовое давление. На пример, в скважине 63, в которой начальное пластовое давление составляло 426,8 кгс/см2 (на 01.04.2022 г.), оно увеличилось до 448,9 кгс/см2 (на 01.10.2022 г.), а в скважине 100, где начальное пластовое давление - 617,8 кгс/см2 (на 01.04.2022 г.), оно выросло до 620,8 кгс/см2 (на 01.10.2022 г). Последнее обстоятельство осложняет определение ожидаемого давления в интервале залегания продуктивного пласта. В этой связи при его вскрытии бурением предлагается ориентироваться на гидростатическое давление с коэффициентом пересчёта согласно информации о пластовом давлении в соседних скважинах. Кроме того, ожидаемое при заканчивание скважин пластовое давление также зависит от индивидуальной литологии разреза, кол-лекторских свойств пласта в районе бурения скважин. При вскрытии бурением продуктивный пласт кольматируется буровым раствором, что затем усугубляется цементированием под давлением эксплуатационной колонны. Кольматация затрудняет освоение скважин и обуславливает, зачастую, пониженное пластовое давление в зависимости от глубины проникновения глинистого и цементного раствора в пласт. В этой связи, на глубокопогру-женных нижнеюрских залежах Устюрта в скважинах практикуется спуск фильтра или эксплуатация
№ 6(123)
ведется открытым стволом. Такой подход обосновывается стремлением минимизировать ухудшение продуктивности пласта от кольматаций при цементаже эксплуатационной колонны.
В тоже время, такое закачивание скважин, учитывая сложность геологического строения, выраженная в многопластовости, литологической и тектонической экранированности глубокопогруженных залежей с аномально высокими пластовыми давлениями, обусловливает проблемы их освоения и последующей эксплуатации, сопровождающейся ускоренным обводнением скважин пластовой водой [4]. В этих условиях становятся практически невозможными водоизоляционные работы на скважинах с фильтром или открытым стволом.
В связи с вышеизложенным, при проектировании разработки рассматриваемых залежей газодобывающие скважины рекомендуется заканчивать спуском и цементированием эксплуатационной колонны в продуктивном разрезе [3, 4]. Освоение закольма-тированных скважин осуществляется эффективнее с применением методов гидроразрыва пласта, а также
июнь, 2024 г.
специальных растворителей для терригенных коллекторов [5] слагающих рассматриваемые залежи. Водоизоляционные работы в скважинах с зацементированных эксплуатационными колоннами заключаются в установке цементного моста в водо-проявляющем интервале и последующей перфорацией имеющихся газонасыщенных интервалов.
Выводы
1. Закачивание скважин на глубокопогруженных Устюртских залежах необходимо осуществлять равновесным раствором во избежание кольматации, плотность которого устанавливается согласно ожидаемому пластовому давлению в залежи, устанавливаемому по материалу бурения соседних скважин.
2. Скважины на глубокопогруженные залежи необходимо заканчивать спуском цементированием эксплуатационной колонны, что обуславливает эффективность водоизоляционных работ на многопластовых месторождениях.
Список литературы:
1. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. Москва, Недра, 1970 г.
2. Тухтаев К.М. Отчет по выполнению задания по приросту запасов углеводородного сырья по АО «Узбекнефтегаз» за 2022 год. Ташкент, 2022г.
3. Шевцов В.М. Проект опытно-промышленной эксплуатации газоконденсатного месторождения Куйи Шаркий Бердак / Отчёт о НИР. УзНИОНГП, Ташкент, 2022г.
4. Беков Б.Х. Анализ разработки и оперативное прогнозирование добычи углеводородного сырья ГКМ Куйи Шаркий Бердак / Отчёт о НИР. АО «O'ZLITINEFTGAZ», Ташкент, 2023г.
5. Закиров С.Н. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа / - М, ИПНиГ РАН, 2004. - 520 с.
