CC BY
17УДК 622.276.6
Е.В. Мельникова, научный сотрудник Лаборатории проектирования и анализа разработки газоконденсатных и нефтегазовых месторождений Центра разработки и эксплуатации газовых и нефтегазовых месторождений, ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, Россия), e-mail: [email protected]; В.И. Нифантов, д.т.н., главный научный сотрудник Лаборатории технологий строительства и капитального ремонта скважин ПХГ Центра подземного хранения газа, ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, Россия), e-mail: [email protected]
Повышение эффективности освоения скважин на месторождениях Восточной Сибири
Дана оценка влияния геологических характеристик коллекторов и их фильтрационно-емкостных свойств на продуктивность разведочных скважин месторождений Восточной Сибири. Показано, что при освоении скважин в большинстве случаев не достигаются проектные дебиты нефти и газа. В статье приведены результаты анализа опыта бурения и освоения разведочных скважин, а также исследования влияния различных факторов на увеличение их продуктивности. Показано, что учет влияния геологической характеристики горных пород призабойной зоны пласта (ПЗП) на выбор режима освоения и последующей эксплуатации нефтегазовых скважин является актуальной задачей и требует ее решения для конкретных горно-геологических условий освоения и разработки месторождений. Приведенные в статье результаты исследований по изменению фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) карбонатных и терригенных пластов-коллекторов показывают, что при изменении условий эксплуатации скважин необходимо проводить их комплексные исследования для корректировки изменяемых ФЕС ПЗП, а также интенсификацию притока. На основе проведенных исследований разработан и опробован новый способ освоения скважин, обеспечивающий повышение их продуктивности в несколько раз по сравнению со стационарной кислотной обработкой.
Разработанный способ повышения продуктивности скважин после их заканчивания бурением и завершения ремонта позволяет: повысить эффективность освоения скважин за счет сокращения времени воздействия пенокислотной эмульсии на ПЗП; повысить продуктивность скважин за счет увеличения интервала обработки; использовать стандартное нефтепромысловое оборудование.
Ключевые слова: освоение скважин, Восточная Сибирь, бурение скважин, вскрытие продуктивных пластов, пенокислотная эмульсия.
Перспективным регионом на нефть и газ являются месторождения и разведочные площади Сибирской платформы, относящиеся к Лено-Тунгусской и Ха-тангско-Вилюйской нефтегазоносным провинциям (НГП).
Наряду с проводкой эксплуатационных скважин на этих месторождениях планируется разведочное бурение для уточнения их геологического строения, корректировки запасов и определения потенциальных продуктивных характеристик скважин и пластов.
Опыт проводки разведочных скважин на площадях Лено-Тунгуссой НГП в последние 30-40 лет не дал однозначного ответа об их потенциальной нефтега-зоносности. Удельная продуктивность по пробуренным скважинам меняется в очень широких пределах. Попытки интенсифицировать низкодебитные (низкопродуктивные) скважины известными способами не привели к положительному результату. Поэтому наряду с анализом опыта освоения скважин на месторождениях Восточной Сиби-
ри необходимо на уровне проектных решений разработать новые технологии, направленные на повышение их удельной продуктивности. Наибольший объем разведочного бурения выполнен на Чаяндинском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ), расположенном на юге Сибирской платформы в пределах Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области (НГО) Лено-Тунгуссой НГП. Месторождение было открыто в 1989 г. и включает в себя два ранее открытых
Ссылка для цитирования (for references):
Мельникова Е.В., Нифантов В.И. Повышение эффективности освоения скважин на месторождениях Восточной Сибири // Территория «НЕФТЕГАЗ». -2015. - № 2. - С. 18-24.
Melnikova Ye.V., Nifantov V.I. Povyshenie jeffektivnosti osvoenija skvazhin na mestorozhdenijah Vostochnoj Sibiri [Efficiency increase of well development at Eastern Siberia deposits]. Territoriya «NEFTEGAZ» - Oil and gas Territory, 2015, No 2. P. 18-24.
Таблица 1. Изменение ФЕС по продуктивным горизонтам Чаяндинского НГКМ
Table 1. Changing reservoir properties (RP) of Chayanda oil and gas condensate field productive horizons
Продуктивный горизонт (тип коллектора) Productive horizon (type of reservoir) Средняя глубина залегания (абс. отм.), м Average depth of occurrence (absolute elevation), m Средняя толщина пласта, м Average thickness of formation, m Проницаемость, мД Permeability, mD Пористость, % Porosity, % Дебит Yield
Нефть Oil Газ Gas Общая Total Эффективная газонасыщенная Effective gas thickness Эффективная нефтенасыщенная Effective oil thickness Газа, тыс. м3/сут. Gas, ths m3/ day Нефти, т/ сут. Oil, t/day
Ботуобинский (терригенный поровый) Botuobinsky (terrigene porous) -1488^ -1389 -1362^ -1213 12,4 6,3 5 55т4650 12т26 ~ 300 до 50
Хамакинский (терригенный поровый) Khamakinsky (terrigene porous) - -1396т -1118 44,5 11 - 1т6000 10т21 78т419 -
Талахский (терригенный поровый) Talakhsky (terrigene porous) - -1425т -1347 49,4 18 - 0т1000 3т20 37т209 -
месторождения - Озерное и Нижне-Ха-макинское. Месторождение приурочено к крупной неантиклинальной ловушке в северо-восточной части Непского свода и связано с зонами выклинивания песчаников венда [1-3]. Основные газовые залежи находятся в ботуобинском и хамакинском продуктивных горизонтах венда. Ботуобин-ский горизонт соответствует нижней подсвите бюкской свиты, хамакинский горизонт - верхней подсвите паршин-ской свиты. Горизонты сложены лин-зовидными телами преимущественно средне- и мелкозернистых песчаников с кварцевым и сульфатно-карбонатным цементом. Мощность тел достигает 20 м.
Еще одна менее крупная залежь сосредоточена в породахталахского тер-ригенного продуктивного горизонта (талахская свита венда), которая распространена локально, в центральной части месторождения. Все залежи пластовые, литологически и тектонически экранированные. Глубина залегания залежей - 1450^1850 м. Разрывные нарушения делят месторождение
на блоки. Газовые залежи содержат нефтяные оторочки. Региональные зоны развития терри-генных коллекторов талахского, хама-кинского и ботуобинского горизонтов перекрывают друг друга в плане и содержат значительные запасы углеводородов (УВ).
По состоянию на 01.01.2000 г. на Ча-яндинском НГКМ было пробурено 65 скважин. Из них 62 скважины находятся в контуре продуктивности, в т.ч. 48 скважин дали промышленные притоки нефти и газа.
В 2009-2013 гг. на месторождении дополнительно пробурено более 30
1CWM ■
с
1 Ч -»- -■ -ч, i ■— -и- ■ I
а 10 35 № 40 Я ЬП 70
Чиркни* дебит cnwtiw. тье м .(сут-м^ Specific yield of wells, ths m3/(day-m)
Рис. График зависимости удельного дебита газовых скважин от проницаемости коллектора ботуобинского горизонта (по данным Матвеева В. Д. и др., 2000 г.)
Fig. Dependency diagram of specific yield of gas wells from Botuobinsky horizon reservoir permeability (according to V.D. Matveyev et. al., 2000).
Таблица 2. Результаты опробования ботуобинского горизонта в процессе бурения ИП (без испытания в колонне) на Чаяндинском НГКМ
Table 2. Testing results of Botuobinsky horizon in the process of drill stem test drilling (without case hole well test) at Chayanda oil and gas condensate field
№ скв. Well No. Интервал вскрытия, м Completion interval, m Толщина пласта, м Formation thickness, m Удельный дебит газа, тыс. м3/ сут..м Specific yield of gas, ths m3/day.m
Общая Total Эффективная Effective
321-2 1799-Ы815 16 3,7 69,73
180-04 16154-1630 15 2,0 61,5
761 1773-1780 7 1,5 41,33
321-13 1920-1938 18 2,6 40,38
213-04 1566-1594 28 3,8 33,42
321-14 1846-1856 10 7,0 21,71
751 1468-1475 7 1,7 20,0
321-31 1906-1922 16 9,6 15,83
180-07 1706-1725 19 9,4 13,83
321-12 1870-1884 14 7,8 11,54
180-03 1760-1766 6 2,5 10,8
763 1805-1817 12 1,1 9,09
845 1472-1502 30 3,3 8,18
321-27 1544-1562 18 2,5 Около 0 (свободное истечение газа) About 0 (free gas outflow)
321-18 1933-1941 8 - Приток воды Water inflow
843 1409-1422 13 0,4 Притока не получено No inflow achieved
скважин, и на сегодняшний день продолжается разведочное бурение. Изменение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) горных пород по продуктивным горизонтам Чаяндинского НГКМ приведено в таблице 1. Опробование продуктивных пластов испытателями пластов (ИП: КИИ-146) производилось при вскрытии их бурением не менее чем на 2/3 толщины. Время стояния на притоке составляло 0,2ч-1 час, депрессия на пласт - 10 МПа. Кратковременность притока вызывалась опасностью прихвата ИП. Результаты опробования ИП ботуобинского горизонта в 17 скважинах (без последующего испытания их в колонне) показали очень широкие изменения удельных дебитов на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта и независимость от степени ее вскрытия (табл. 2). Как видно из таблицы 2, большинство скважин вскрыло относительно небольшую газонасыщенную толщину от 0,4 (скв. 843) до 3,8 м (скв. 213-04).
Исключением является скв. 180-07 (9,4 м), а также скв. 321-12 (7,8 м), 32114 (7,0 м) и 321-31 (9,6 м). Скв. 321-12 и 321-14 находятся в газонефтяной зоне, испытаны на нефть и законсервированы после получения ее притоков. Во всех опробованных в процессе бурения скважинах получены притоки газа, кроме скв. 843, расположенной вблизи от линии выклинивания коллектора. Перфорация объектов испытания в колонне осуществлялась с привязкой по гамма-каротажу (ГК), в основном кумулятивными перфораторами типа ПКС-105, ПКС-80. В некоторых случаях применялись перфораторы на на-сосно-компрессорных трубах (НКТ: НКТПР-43 и ПНКТ-73) при сниженном уровне жидкости.
Вызов притока осуществлялся методом снижения уровня компрессором с продувкой через башмак насосно-ком-прессорных труб (НКТ), то есть путем создания максимальной депрессии на пласт.
После очистки скважины от фильтрата бурового раствора, снятия начальной кривой восстановления давления (КВД) и замера пластового давления проводилось исследование скважин методом установившихся отборов на 5^7 режимах прямого и 2^4 режимах обратного. Время работы на каждом режиме после стабилизации устьевого давления составляло 1^5 часов. В целях подтверждения устойчивости дебитов газа иногда проводилась отработка на одном из режимов в течение суток. Результаты испытания в колонне газовых скважин ботуобинского горизонта представлены в таблице 3. Из таблицы 3 видно, что степень вскрытия газонасыщенной толщины высокая. В большинстве объектов интервал перфорации включает всю толщину коллектора, только в двух скважинах (180-02 и 213-01) не получены промышленные притоки газа. В остальных скважинах дебиты газа при депрессии 10% от пластового давления достигали от 44 (скв. 321-11) до более 700 тыс. м3/сут. (скв. 321-5). Средний удельный дебит составил 31,4 тыс. м3/(сут.м). При определении этих значений учитывались результаты испытания всех скважин из таблицы 3 (включая низкодебитные). На рисунке представлен график зависимости удельного дебита от проницаемости коллектора, определенной по результатам лабораторного анализа керна. Все факторы, влияющие на продуктивность скважин, можно разделить на две основные группы: ФЕС коллектора и технико-технологические показатели освоения и испытания. К последним относятся: тип и свойства бурового раствора; влияние различных осложнений и аварий, возникающих при вскрытии бурением продуктивного горизонта; продолжительность нахождения продуктивного горизонта под воздействием промывочной жидкости; технические данные перфоратора; качество раствора, на котором производилась перфорация; точность привязки перфорации; кольматация ПЗП; проведение интенсификации притока и др. Для интенсификации притока УВ в скважинах Чаяндинского НГКМ в основном применялся метод разрыва пласта энергией пороховых газов зарядами ПГД-
БК или АДС. Разрыв пласта зарядами ПГД-БК и АДС почти во всех объектах производился совместно с перфорацией перед вызовом притока и освоением скважин, поэтому оценить эффективность их воздействия в данных случаях затруднительно. В двух слабоприточных скв. 213-01 (ботуобинский горизонт) и 803 (талахский горизонт) энергия пороховых газов использовалась после первоначального освоения объектов испытания, что также не позволило сделать однозначный вывод об эффективности данного способа. В большинстве слабоприточных скважин интенсификация не проводилась.
При анализе качества вскрытия и испытания пластов учесть все эти факторы и выяснить их влияние затруднительно, а иногда и невозможно. Как показывает анализ результатов испытания скважин, основными причинами отсутствия промышленных притоков в объектах испытания явились:
• значительное проникновение фильтрата бурового раствора в продуктивные пласты;
• использование при перфорации эксплуатационной колонны засоленных растворов, проникающих в перфорационные каналы и снижающих ФЕС ПЗП;
• глушение скважин буровыми растворами после перфорации, что способствовало дополнительному проникновению компонентов раствора в пласт. По всем объектам испытания гидродинамическая связь с пластом была установлена, но в отдельных скважинах были получены либо притоки фильтрата бурового раствора, либо притоки фильтрата со слабым газопроявлением. При этом скважины в процессе освоения и газогидродинамического исследования (ГГДИ) полностью от фильтрата не очищались. Разведочные скважины полностью не доосвоились. В процессе испытания постоянно выносился буровой раствор и его фильтрат. Применение интенсификации методом разрыва горных пород ботуобинского горизонта энергией поровых газов зарядами ПГД-БК или АДС в семи скважинах не привели к улучшению их продуктивности.
В таблице 4 приведены обобщенные результаты ГГДИ по 18 газовым скважинам ботуобинского горизонта и дан
Таблица 3. Результаты испытания в колонне скважин ботуобинского горизонта Чаяндинского НГКМ Table 3. Testing results of case hole well of Botuobinsky horizon at Chayanda oil and gas condensate field
№ скв. Well No. Интервал перфорации, м Perforation interval, m Эффективная газонасыщенная толщина, м (в интервале перфорации) Effect gas thickness, m (within perforation interval) Фактический дебит газа при депрессии 10% от пластового давления (тыс. м3/сут.) Actual gas yield at 10% depression from formation pressure (thousand m3/day) Удельный дебит скважины, тыс. м3/(сут.м) Specific yield of well, ths m3/ (day.m)
321-1 1829т1838 3,4 115 33,8
321-3 1773т1788 9,3 420 45,2
321-5 1859т1863 3,2 158 49,4
321-5 1841т1854 12,5 720 57,6
321-01 1840т1858 16,7 550 32,9
321-03 1823т1830 6,1 285 46,7
321-05 1827т1838 9,5 205 21,6
321-06 1854т1863 9 540 60,0
321-08 1888т1899 9,2 400 43,5
321-09 1823т1842 19 405 21,3
321-15 1796т1808 10,8 240 22,2
321-16 1812т1823 9,8 245 25,0
321-19 1826т1836 9,3 285 30,6
321-20 1855т1867 9 215 23,9
321-30 1891т1894 2,6 265 44,7
321-34 1832т1843 6,6 350 53,0
765 1760т1773 9,4 300 31,9
180-01 1736т1747 8,1 135 16,7
180-02 1687т1699 9,3 13 1,4
180-05 1663т1672 6,8 370 54,4
180-06 1799т1814 13,1 160 12,2
321-02 1774т1780 5,2 265 51,0
321-10 1668т1677 6,7 140 20,9
321-11 1543т1549 4,6 44 9,6
321-25 1700т1711 9,3 60 6,5
213-01 1547т1554 5,4 1 0,2
Среднее значение по горизонту: Average value of horizon: 31,4
расчет коэффициента их продуктивности. Исходя из коэффициента удельной продуктивности (тыс. м3/(МПа-сут-м)) скважины объединены в четыре группы:
• I группа скважин включает скважины 321-30, 321-06, 321-5, 321-34, 180-05, 3213, 321-01 (66,6 & К & 31,9 тыс. м3/(МПа.
' 4 ' прод ' ' 4
сут..м); Кп о ср = 47 тыс. м3/(МПа.сут..м));
• II группа- скв. 765, 321-20, 321-15, 32109, 180-01 (20,5 & К & 10,2 тыс. м3/(МПа-
' 4 ' прод ' ' 4
сут..м); Кп о ср = 14,7 тыс. м3/(МПа.сут..м));
• III группа - скв. 321-19, 321-05, 18006, 321-16 (8,9 & К & 4,6 тыс. м3/(МПа.
' 4 ' прод ' ' 4
сут..м); Кпродср = 6,8 тыс.м3/(МПа.сут..м));
• IV группа - скв. 321-14, 180-02 (2,2 & К & 0,7 тыс. м3/(МПа.сут..м); К ср =
прод ' ' 4 -3 '' прод
1,5 тыс. м3/(МПа.сут..м)). Изменение эксплуатационных характеристик скважин ботуобинского горизонта отражено в таблице 5, из которой видно, что для скважин всех групп при относительно меньшем значении средней вскрытой эффективной толщины пласта и меньшей депрессии дебит выше.
Влияние проницаемости ПЗП на продуктивность скважин очевидно. Так, проницаемость по керну ПЗП самой низ-
Таблица 4. Обобщенные результаты ГГДИ по газовым скважинам Чаяндинского НГКМ (ботуобинский горизонт)
Table 4. Summarized results of gas hydrodynamic survey of gas wells at Chayanda oil and gas condensate plant (Botuobinsky horizon)
Номера скв. Well No Эффективная толщина, м Effective thickness, m Коэффициент проницаемости, мД (по ГИС/по керну) Permeability coefficient, mD (acc. to well survey/core) Коэффициент пористость, д. ед. (по ГИС) Porosity coefficient, unit fraction (acc. to well survey) Группа скв. по коэффициенту уд. продуктивности (максимальный дебит, тыс. м3/сут.) Group of wells acc. to specific productivity coefficient (maximal yield, ths m3/day) Кол-во замеров Number of measurements Коэффициент уд. продуктивности, тыс. м3/(МПа. сут..м) Specific productivity coefficient, ths m3/(MPa.day.m) Изменение дебита, тыс. м3/сут. Change of yield, ths m3/day Изменение депрессии ЛР , МПа деп' Change of depression ЛР , MPa dep'
Qmin Q max ЛРл ЛР max
321-30 2,6 821,1/526,5 0,205 I (до (up to) 507) 8 66,6 30 329 0,1 1,9
321-06 9 350,5/210,6 0,160 9 51,2 321 507 0,2 1,1
321-5 3,2 52,8/1918 0,200 14 48,4 154,5 433,5 0,08 2,8
321-34 6,6 227,8/- 0,137 9 48,1 47,4 285,7 0,4 0,9
180-05 6,8 482,5/55,2 0,177 7 44,1 7,0 330 0,4 1,1
321-3 9,3 227,8/313,9 0,155 7 39,4 112 403 0,3 1,1
321-01 16,7 130,6/205,8 0,108 9 31,2 39 410,9 0,03 0,79
765 9,4 184,4/27,8 0,126 II (до (up to) 447) 14 20,5 9 366 0,05 1,9
321-20 9 531,9/1155,6 0,182 7 14,4 20 272 0,3 2,1
321-15 10,8 123,9/65,8 0,105 8 13,9 69 301 0,2 2,0
321-09 19 417,1/542,1 0,169 17 11,2 31 447 0,35 2,1
180-01 8,1 271,3/838,8 0,146 9 10,6 2,9 181 0,1 2,1
321-19 9,3 548,1/112,5 0,184 III (до (up to) 291) 10 8,9 33 291 0,04 3,5
321-05 9,5 167,9/197,8 0,121 9 7,3 32 228 0,1 3,3
180-06 13,1 192,2/97,6 0,128 7 6,4 25 236 0,1 2,8
321-16 9,8 188,1/356,6 0,127 8 4,6 30 226 1,5 5,0
321-14 7 358,5/506,5 0,161 IV (до (up to) 152) 4 2,2 0,3 152 0,8 10
180-02 9,3 63,2/21,3 0,070 5 0,7 8 36 1,2 5,9
копродуктивной скв. 180-02 (Кпрод™п = 0,7 тыс. м3/(МПа.сут.м)) составляет Кпр = 21 мД, а проницаемость ПЗП высокопродуктивной скв. 321-30 (Кпродтах = 66,6 тыс. м3/(МПа.сут..м)) равна 526,5 мД. Скважины из группы I и II (табл. 5) не подлежат интенсификации, т.к. увеличение депрессии приводит к росту их дебита и продуктивности. Например, с увеличением депрессии в скв. 321-01 с 0,79 до 1,34 МПа дебит
увеличился с 410,9 до 550 тыс. м3/сут. В скважинах с коэффициентом удельной продуктивности менее 10 тыс. м3/ (МПа.сут..м) необходимо проводить интенсификацию как после их закан-чивания бурением,так и в процессе эксплуатации (после длительного и сложного капитального ремонта скважин (КРС), когда скважины не выходят на режимные (проектные) параметры эксплуатации).
Таким образом, опыт освоения скважин, пробуренных на газовую залежь в бо-туобинском горизонте Чаяндинского НГКМ, показал, что более чем в 30% скважин, вскрывших низкопродуктивные коллекторы, требуется интенсификация притока и доведение их дебитов до 250-300 тыс. м3/сут. при депрессии на пласт 2,0-3,0 МПа. Для повышения эффективности освоения скважин в ООО «Газпром ВНИИГАЗ»
Таблица 5. Изменение эксплуатационных характеристик скважин ботуобинского горизонта Table 5. Measurement of performance characteristics of Botuobinsky horizon wells
Группа Group Кол-во скважин Number of wells Диапазон изменения и среднее значение показателя Change range and average value of indicator
Коэффициент удельной продуктивности, тыс. м3/(МПа.сут..м) Specific productivity coefficient, thousand m3/(MPs.day.m) Вскрытая эффективная толщина пласта (среднее значение), м Completed effective formation thickness (average value), m Депрессия (среднее значение), МПа Depression (average value), MPa Дебит (среднее значение), тыс. м3/сут. Yield (average value), thousand m3/day
I 7 66,6 -31,2 (47) 16,7-2,6 (7,8) 2,8-0,79 (1,4) 507-285,7 (385,6)
II 5 20,5 -10,2 (14) 19-8,1 (11,3) 2,1-1,9 (2,04) 447-181 (313,4)
III 4 8,9- 4,6 (6,8) 13,1-9,3 (10,4) 5-2,8 (3,7) 291-226 (245,3)
IV 2 2,2- 0,7 (1,5) 7-9,3 (8,2) 10-5,9 (8) 152-36 (94)
Таблица 6. Геолого-промысловая характеристика карбонатного коллектора кизеловских отложений скв. 480 Елшано-Курдюмского ПХГ
Table 6. Geological oilfield characteristic of carbonate reservoir of Kizelovsky deposits, well 480, Yelshano-Kurdyumskoye underground gas storage facility
Глубина залегания кизеловского горизонта, м Depth of occurrence of Kizelovsky horizon, m Литология (тип коллектора) LithoLogy (reservoir type) Плотность горных пород, кг/м3 Rock density, kg/m3 Пористость, % Porosity, % Проницаемость, мД Permeability, mD Глинистость, % Clay content, % ^рбонатность, % Carbonate content, % Пластовое давление, МПа Formation pressure, MPa Пластовая температура, °С Formation temperature, °С
10754-1160 Известняки, доломиты, глины (порово-трещинный) Limestones, dolomites, cLays (porous-fissured) 2500-2600 4,0-12,8 0,18-0,56 0-10 80-90 3,8-12,74 34-37
разработана новая технология вызова притока с одновременной обработкой ПЗП пенокислотной эмульсией (ПКЭ) [4]. В разработанном способе освоения нефтяных и газовых скважин обработка ПЗП проводится путем закачки в скважину ПКЭ и проведения технологической выдержки.
Процесс осуществляется последовательной закачкой в скважину, оборудованную колонной лифтовых труб, продавочной жидкости, высоковязкой разделительной жидкости и ПКЭ. В качестве ПКЭ используют кислотную пену, которую приготавливают путем газирования расчетного объема пено-образующей эмульсии, равного объему скважины в интервале вскрытия продуктивного пласта. ПКЭ содержит дизельное топливо, соль, поверхностно-активное вещество (ПАВ), кислоту и воду в определенной пропорции. Степень газирования пенообразующей эмульсии регулируют исходя из максимально допустимой депрессии на
глубине кровли продуктивного пласта. Закачку ПКЭ осуществляют через межтрубное пространство скважины в интервал вскрытия продуктивного пласта. Затем кислотную пену продавливают в ПЗП продавочной жидкостью, причем между продавочной жидкостью и кислотной пеной вводят высоковязкую разделительную жидкость. В качестве высоковязкой разделительной жидкости используют полимерную жидкость с условной вязкостью не менее 120 с. После этого в межтрубном пространстве скважины и лифтовых трубах создают посредством продавочной жидкости избыточное давление на ПЗП с периодичностью, обеспечивающей по меньшей мере три чередующихся цикла депрессии и репрессии на пласт. Выбор значения депрессии осуществляют в соответствии с требованиями Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности, так что депрессия не должна превышать 15% от величины скелетных напряжений [5].
Затем проводят технологическую выдержку скважины не менее трех часов в каждом из циклов депрессии и репрессии до получения притока пластового флюида в цикле депрессии. Кислотная пена вступает в химическое взаимодействие со шламовой дюной, стенками открытого ствола скважины и зоной кольматации ПЗП. После освоения скважины через отверстия фильтра-хвостовика или перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне продукты реакции шлама с кислотной пеной выносятся на дневную поверхность. Предлагаемый способ освоения скважин (в том числе для капитального и текущего ремонтов) не требует применения нестандартного технологического оборудования и может быть реализован с использованием серийно выпускаемых установок.
Результаты опробования данной технологии проводились в скважине 480 Елшано-Курдюмского ПХГ (Саратов-
Таблица 7. Техническая характеристика скважин и результаты интенсификации притока Елшано-Курдюмского ПХГ
Table 7. Technical specification of wells and results of inflow intensification of Yelshano-Kurdyumskoye underground gas storage facility
№ скважин Well No. Диаметр, мм; длина фильтра, м Diameter, mm; length of filter, m Зенитный угол наклона, град Inclination angle, degrees Тип обработки пласта Formation processing type Пластовое давление, МПа Formation pressure, MPa Дебит газа, тыс. м3/ сут. Gas yield, ths m3/ day Депрессия на пласт, МПа Depression on formation, MPa Коэффициент продуктивности, тыс. м3/ (МПа2.сут.) (коэффициент удельной продуктивности, тыс. м3/(МПа2.сут..м) Productivity coefficient, ths m3/(MPa2.day) (specific productivity coefficient, ths m3/(MPa2.day.m) Увеличение коэффициента продуктивности, тыс. м3/(МПа2. сут.) (коэффициент удельной продуктивности, тыс. м3/(МПа2. сут..м) Increase of productivity coefficient, ths m3/(MPa2. day) (specific productivity coefficient, ths m3/(MPa2.day.m)
479 114; 212 84-90 СКО 8,53 329,0 2,31 9,66 (0,046) -
480 168; 13,6 73 ПКЭ 8,75 347,6 1,65 13,3 (0,98) 1,38 (21,2)
ская область) при вскрытии продуктивных известняков кизеловского горизонта.
Реализация предлагаемого способа на данной скважине позволила увеличить удельную продуктивность более чем в 21 раз по сравнению со стандартной соляно-кислотной обработкой. Результаты, характеризующие геоло-го-техническиеусловия вскрытия и
освоения скважин Елшано-Курдюм-ского ПХГ, приведены в таблицах 6 и 7. Для интенсификации притока газа использовалась ПКЭ на основе соляной кислоты. Для отработки терригенного коллектора рекомендуется использовать глинокислоту.
Разработанный способ позволяет повысить эффективность освоения нефтяных и газовых скважин в результате ак-
тивного воздействия кислотной пены на всю вскрытую толщину (длину) пласта и за счет необходимости применения выпускаемого отечественной промышленностью оборудования. Данный способ и технология рекомендуются для промышленной апробации при освоении разведочных и эксплуатационных скважин месторождений Восточной Сибири.
Ye.V. Melnikova, Center for Development and Operation of Gas, Oil and Gas Deposits, Gazprom VNIIGAZ LLC (Russia, Moscow), research assistant of Gas Condensate, Oil and Gas Deposits Development Design and Analysis Laboratory, e-mail: [email protected]; V.I. Nifantov, GazpromVNIIGAZ LLC (Russia, Moscow), Doctor of Engineering, senior research assistant of Underground Gas Storage Well Construction and Overhaul Technologies Laboratory, Underground Gas Storage Center, e-mail: [email protected]
Efficiency increase of well development at Eastern Siberia deposits
This provides assessment of influence of geological properties of reservoirs and their permeability and porosity on exploratory wells efficiency of Eastern Siberia deposits. In most cases, design production rates of oil and gas are proved to be not achieved during well development.
The article provides results of the exploratory well drilling and development experience analysis, as well as research of various factors influence on the efficiency increase. Accounting of influence of geological characteristics of bottomhole formation zone (BFZ) rocks on development and subsequent operation condition of oil and gas wells is shown to be a topical problem and requires a solution for certain mining and geological conditions of deposits development and exploitation. The results referred to in this article, of the research of permeability and porosity (PP) change of carbonate and terrigenous reservoir beds, show that in the event of well operation conditions change, their integrated research should be carried out for correction of changing BFZ PP, as well as inflow intensification. Based on the performed research, a new well development method has been developed and tested to ensure increase of their efficiency several times compared to stationary acid treatment. The developed method for the wells efficiency increase after their completion by drilling and repair completion enables: well development efficiency increase by shortening time of BFZ exposure to foam acid emulsion; well efficiency increase by the treatment interval extension; using standard oilfield equipment.
Keywords: development of wells, East Siberia, drilling wells, completion of productive formations, foam-acid emulsion. References:
1. Gurova T.I., Chernova L.S., Potlova M.M., et al. Litologija i uslovija formirovanija rezervuarov nefti igaza Sibirskojplatformy [Lithology and formation conditions of oil and gas reservoirs of Siberian platform], Moscow, Nedra publishing house, 1981, 436 p.
2. Ivchenko O.V. Zavisimost' udel'noj produktivnosti terrigennyh kollektorov ot ih facial'noj prinadlezhnosti na primere severnogo bloka botuobinskogo gorizonta Chajandinskogo mestorozhdenija [Dependence of specific efficiency of terrigenous reservoirs on their facial belonging by the example of the northern block of Botuobinsky horizon of the Chayandinskoye deposit], Sbornik nauchnyh statej aspirantov isoiskatelej OOO «GazpromVNIIGAZ.» [Collection of scientific articles of post-graduate students and degree seeking students of GazpromVNIIGAZ LLC], Moscow, 2013, pp. 42-50.
3. Shemin G.G Geologija i perspektivy neftegazonosnosti venda i nizhnego kembrija central'nyh rajonov Sibirskoj platformy (Nepsko-botuobinskaja, Bajkitskaja anteklizy, Katangskaja sedloviny) [Geology and outlooks of oil and gas content of the Vendian and Low Cambrian in the central areas of the Siberian platform (Nepsko-Botuobinskaya, Baykitskaya anticlises, Katangskaya saddles)], Moscow, The RAS Siberian branch, 2007, 467 p.
4. Nifantov, V.I., Melnikova, Ye.V., Borodin, S.A., Kaminskaya, Yu.V., Pishchukhin, V.M., Piskaryov, S.A. Oil and gas well development method [Sposob osvoenija neftjanyh i gazovyh skvazhin]. Patent RF No 2012139178/03; published on 20.03.2014, Bul. No. 8.
5. Order of Rostekhnadzor «Federal rules and regulations in industrial safety «Safety Rules in the Oil and Gas Industry» of 12.03.2013 No 101. (in Russ.)
Литература:
1. Гурова Т.И. Литология и условия формирования резервуаров нефти и газа Сибирской платформы / Т.И. Гурова, Л.С. Чернова, М.М. Потлова и др. - М.: Недра. 1981. - 436 с.
2. Ивченко О.В. Зависимость удельной продуктивности терригенных коллекторов от их фациальной принадлежности на примере северного блока ботуобинского горизонта Чаяндинского месторождения // Сб. науч. статей аспирантов и соискателей ООО «ГазпромВНИИГАЗ». - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. - 42-50 с.
3. Шемин Г.Г. Геология и перспективы нефтегазоносности венда и нижнего кембрия центральных районов Сибирской платформы (Непско-Ботуобин-ская, Байкитская антеклизы, Катангская седловины). - М.: СО РАН, 2007. - 467 с.
4. Пат. 2012139178 Российская Федерация, МПК Е21В 43/27 (2006.01). Способ освоения нефтяных и газовых скважин [Текст]: / Нифантов В.И., Мельникова Е.В., Бородин С.А., Каминская Ю.В., Пищухин В.М., Пискарев С.А. - № 2012139178/03; опубл. 20.03.2014, Бюл. № 8. - 9 с.: ил.
5. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Приказ Ростехнадзора № 101 от 12.03.2013 г.
