CC BY
120
ISSN 0321-3005 IZVESTIYA VUZOV. SEVERO-KAVKAZSKII REGION. NATURAL SCIENCE. 2017. No. 3-1
УДК [552.1:53]:622.27 DOI 10.23683/0321-3005-2017-3-1-83-90
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ДЕПРЕССИИ ПРИ ОСВОЕНИИ СКВАЖИН НА ОСНОВЕ АНАЛИЗА ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОЙ ИНФОРМАЦИИ
© 2017 г. Е.В. Мельникова1
1ООО «Газпром ВНИИГАЗ», пос. Развилка, Россия
WELL CLEAN-UP DEPRESSION FORECAST BASED ON THE FIELD-GEOLOGICAL INFORMATION ANALYSIS
E.V. Melnikova1
1Gazprom VNIIGAZ LLC, vil. Razvilka, Russia
Мельникова Елена Викторовна - научный сотрудник, лаборатория проектирования и анализа разработки газокон-денсатных и нефтегазовых месторождений, Центр разработки месторождений, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», пос. Развилка, Московская обл., 142717, Россия, e-mail: [email protected]. ru
Elena V. Melnikova - Researcher, Laboratory of the Gas-Condensate and Oil-Gas Fields Development Design and Production Analysis, The Oil and Gas Fields Development Center, Gazprom VNIIGAZ LLC, vil. Razvilka, Moscow Region, 142717, Russia, e-mail: [email protected]
Не все скважины после освоения имеют проектные дебиты и продуктивность. Предотвратить отрицательное влияние буровых растворов и других жидкостей на фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) призабойной зоны (ПЗП) горных пород пласта-коллектора не всегда удаётся. Скважины длительно отрабатывают на повышенных депрессиях с целью получения стабильного притока и максимально допустимой производительности. Если скважина не достигает проектных режимов, её интенсифицируют различными методами.
Установлено, что большие депрессии приводят к увеличению напряженного состояния в породах ПЗП, снижают ФЕС и продуктивность скважин. Для оценки изменения напряженного состояния горных пород продуктивных пластов как в процессе длительной разработки, так и при освоении скважин предлагается использовать безразмерный параметр, равный отношению разности горного и пластового давлений к текущему пластовому давлению или к разности пластового давления и депрессии на ПЗП.
В результате анализа и обобщения геолого-промысловой информации по эксплуатации ряда месторождений и подземных хранилищ газа (ПХГ) России в терригенных и карбонатных коллекторах установлены гиперболические зависимости роста удельного напряженного состояния с уменьшением коэффициента пластового давления. На примере Чаяндинского (ботуобинский горизонт) и Пеляткинского месторождений установлены границы оптимального изменения относительной депрессии на ПЗП (отношение депрессии к текущему пластовому давлению). Предлагается по мере снижения пластового давления в залежи ограничивать депрессию на ПЗП. Для обеспечения проектных отборов углеводородов из залежи необходимо проводить интенсификацию притока, в том числе проводку боковых наклонных стволов в низкодебитных скважинах.
Ключевые слова: удельная продуктивность пласта, призабойная зона продуктивного пласта, напряженное состояние горных пород продуктивного пласта.
Not all of the wells have planned production rates after their cleaning-up and testing. It is not easy to prevent negative impact of the drilling and other technological fluids on the reservoir properties in the near-wellbore zone. The well is cleaned-up on the high depressions for a long time to achieve the stable inflow and maximum performance. Not reaching the planned regimes, the well is stimulated with different methods.
It is determined that huge depression leads to the stress increase inside near-wellbore rocks, the reservoir properties and productivity degradation. The dimensionless parameter helps estimate the reservoir rocks stress regime as during the well clean-up/testing as during production. It is equal to the difference of the overburden and pore pressure divided on the current pore pressure or on the difference between pore pressure and depression on the near-wellbore zone.
The development of some fields and underground gas storages performance in Russian Federation helped to discover the hyperbolic dependencies of the specific stress regime increase with the pore pressure index declining for the terrigenous and carbonate rocks. Those investigation results are based on the field-geological information analysis of Chayandа (boutobinsky horizon) and Pelyatkа fields. They shows the boundaries of the optimal specific depression variation through the near-wellbore zone (depression-pore pressure relationship). The near-wellbore depression should be limited during the reservoir pressure decreasing. A well can be stimulated (for instance, the side-tracking in the low productivity index wells) to reach the planned production.
Keywords: field productivity index, near-wellbore formation area, stressed formation regime of the main pay zone.
ISSN 0321-3005 IZVESTIYA VUZOV. SEVERO-KAVKAZSKII REGION.
NATURAL SCIENCE.
2017. No. 3-1
C целью повышения эффективности разведочного и эксплуатационного бурения необходимо для каждого конкретного случая устанавливать оптимальный диапазон изменения депрессии, при которой обеспечивался проектный дебит скважины при ее освоении без разрушения пласта-коллектора и других осложнений.
Вместе с тем опыт разработки месторождений Крайнего Севера (МКС), 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 валанжинские отложения МКС, средняя степень освоения не превышает 33 %. Треть скважин имеет степень освоения 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 в бездействующий фонд [1-7 и др.].
Эффективность освоения скважин определяется как качеством вскрытия пластов и заканчивания скважин в горно-геологических условиях их эксплуатации, 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 учи тывать изменение свойств горных пород в ПЗП и пластовых флюидов на разных этапах разработки месторождений и экс плуатации скважин. Величина депрессии при освоении скважин должна определяться с учетом постоянно изменяемых напряженного состояния ПЗП и фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) горных пород пласта-коллектора, которые существенно отличаются от их первоначальных значений.
В опубликованной литера туре [7-11 и др.] величину депрессии при опробовании, испытании и освоении скважин рекомендуется выбирать с учетом величины репрессии бурового раствора на пласт, глубины его проникновения в
ПЗП, в размере до 50 % от величины пластового давления, а также по критерию устойчивости горных пород, который определяется на основе проведения газогидродинамических исследований (ГГДИ). Создавая повышенные депрессии, увеличивается сжимаемость пород в ПЗП, что затрудняет приток УВ в скважину. В процессе эксплуатации месторождения уменьшается пластовое давление, что также приводит к увеличению напряженного состояния ПЗП, снижению продуктивности и дебитов скважин.
Автором была обобщена геолого-промысловая информация по эксплуатации ряда месторождений и подземных хранилищ газа (ПХГ) России в терри-генных и карбонатных коллекторах и построены зависимости безразмерного параметра напряженного состояния горных пород продуктивных пластов (Пнс):
П нс (Ргор Рпл )/Р пл (1)
от коэффициента аномальности пластового давления Ка=Рпл/Ргст, где Ргор - горное давление вышележащих пород, МПа; Рпл - пластовое давление, МПа; Ргст - гидростатическое давление столба воды, Мпа, плотностью 1000 кг/м3.
Обобщенные результаты расчетов приведены на рис. 1, 2, на которых показаны зависимости Пнс=^Ка) для терригенных и карбонатных коллекторов месторождений и ПХГ России.
Рис. 1. Зависимость параметра напряженного состояния Пнс от коэффициента аномальности пластового давления Ка для терригенных коллекторов месторождений и ПХГ России / Fig. 1. The dependence of the parameter of the stress state from the ratio of the anomalous reservoir pressure for clastic reservoirs and underground gas storage facilities of Russia
ISSN 0321-3005 IZVESTIYA VUZOV. SEVERO-KAVKAZSKII REGION.
Анализ результатов расчетов параметра ПНс для различной аномальности пластового давления позволяет установить следующее:
- напряженное состояние возрастает с уменьшением величины Ка от (1,15-1,63) до (0,10-0,26) в пределах (0,67-0,49) — (14,70-7,51);
- напряженное состояние терригенных и карбонатных горных пород увеличивается по гиперболической зависимости при снижении коэффициента аномальности пластового давления по формулам (2)-(5) (рис. 1, 2);
- для терригенных коллекторов месторождений значения Пнс выше, чем для ПХГ, для карбонатных пород характер кривых несколько
NATURAL SCIENCE.
2017. No. 3-1
Рис. 2. Зависимость параметра напряженного состояния Пнс от коэффициента аномальности пластового давления Ка для карбонатных коллекторов месторождений и ПХГ России / Fig. 2. The dependence of the parameter of the stress state from the ratio of the anomalous pore pressure in carbonate reservoirs and underground gas storage facilities of Russia
инои - до величин Ка > 0,9 кривые совпадают с кривыми для терригенных коллекторов, а при Ка < 0,9 значения параметров Пнс для ПХГ и месторождении незначительно отличаются друг от друга;
- интенсивность роста величины Пнс для терри-генных коллекторов значительно увеличивается при Ка<0,6, а для карбонатных коллекторов происходит плавный рост этого параметра.
Выбранный безразмерный параметр напряженного состояния горных пород Пнс учитывает его изменение для различных значений коэффициента аномальности пластового давления Ка, т.е. в различных горно-геологических условиях залегания УВ и на различных стадиях эксплуатации скважин. С уменьшением пластового давления по мере разработки месторождения возрастает величина скелетных напряжений, коллектор сжимается и дебит уменьшается. Одновременно растет водонасыщен-ность пористой среды пласта-коллектора. Однако это происходит не только по причине падения пластового давления, но и из-за дополнительного воздействия депрессии на пласт, при котором поро-вые каналы и трещины в ПЗП (в непосредственней
близости от стенки скважины) подвергаются более интенсивному сжатию, что увеличивает остаточную водонасыщенность и снижает фазовую проницаемость для УВ.
При освоении скважины и снижении Рпл в ПЗП за счет понижения забойного давления (создание депрессии на пласт) напряженное состояние горных пород также будет увеличиваться в соответствии с формулой
Пнспзп= (Ргор-Рпл)/(Рпл -ЛРдеп), (6)
где ЛРдеп - величина депрессии на ПЗП, при которой начинается приток газа или нефти в скважину.
Величина ЛРдеп может быть оценена на основе результатов комплексных исследований скважин. В табл. 1, 2 приведены результаты этих исследований, взятые из работ [1, 4, 11-15], и определены величины параметра Пнс для соответствующих значений Рпл и ЛРдеп.
На Пеляткинском газоконденсатном месторождении (ГКМ) основными продуктивными пластами являются три эксплуатационных объекта [1, 12]: пласт СД-ГУ (2383-2424 м); пласт СД^Ш (2574-2618 м); пласт СД-IXa (2625-2631 м).
ISSN 0321-3005 ИЗВЕСТИЯ ВУЗОВ. СЕВЕРО-КАВКАЗСКИИ РЕГИОН._ЕСТЕСТВЕННЫЕ НАУКИ. 2017. № 3-1
ISSN 0321-3005 IZVESTIYA VUZOV. SEVERO-KAVKAZSKII REGION. NATURAL SCIENCE. 2017. No. 3-1
Таблица 1
Обобщенные результаты освоения скважин Пеляткинского ГКМ / Generalized results of the exploration wells of the Pelyatka gas condensate field
Пласт, глубина залегания, м Количество скважин (замеров) Пластовое давление (Рпл), МПа Эффективная толщина пласта (Ьэф), м ФЕС (диапазон измерения /среднее значение) Удельная продуктивность Куд.прод., тыс. м3/(МПа-сут-м), (диапазон измерения / среднее значение) Дебит газа Ог, тыс. м3/сут (диапазон измерения/ среднее значение) Депрессия на пласт АРдеп, МПа (диапазон измерения / среднее значение)
Кпр, мД m, %
СД-IV, 2383-2424 4 (20) 22,71-23,40 13,3-20,0 2,3-57,2 18,4 14,7-16,2 15,7 3,58-92,7 27,1 168,0-559,0 328,8 0,73-13,96 5,72
СД-VIII, 2574-2618 3 (23) 24,04-25,07 15,0-38,0 2,0-9,5 6,7 14,5-17,0 15,94 1,05-5,0 2,72 181,2-500,7 298,1 2,11-12,01 4,96
СД-IXa, 2625-2631 2 (10) 24,8-25,12 4,0-7,2 16-18,3 17,15 14,6-15,0 14,8 2,03-9,8 5,92 88,9-367,0 215,24 2,56-14,6 7,72
Таблица 2
Обобщенные результаты по разведочным скважинам, пробуренным в газовой зоне Чаяндинского НГКМ (ботуобинский горизонт) / The generalized results of exploration wells drilled in the gas area of the Chayanda
oil gas condensate field (the botuobinskiy horizon)
Группа скважин Количество скважин Пластовое давление Рпл, МПа Эффективная газонасыщенная толщина пласта Ьэф, м ФЕС по данным (диапазон измерения /среднее значение) Удельная продуктивность Куд.прод., тыс. м3/(МПа-сут-м), (диапазон измерения / среднее значение) Дебит газа Ог, тыс. м3/сут, (диапазон измерения / среднее значение) Депрессия на пласт АРдеп, МПа (диапазон измерения / среднее значение)
ГИС керна
Кпр, мД m, % Кпр, мД
I 6 13 -13,4 6,6-14,7 1,75-897,3 64,7 12,4-18,2 15,6 0,2-1658 292,3 33,6-209,9 74,5 232,5-507,0 363,6 0,2-1,1 0,8
II 10 13,1-13, 4 7,6-19,9 0,2-784,3 210,3 12,3-19,8 15,2 0,1-2025 263,7 10,8-22,3 15,7 181,0-447,0 306,6 1,1-2,4 1,8
III 7 12,8-13, 6 4,6-12,7 1,24-692 53,9 10,2-20,2 13,3 0,1-1015 191,2 5,5-9,1 7,5 41,6-291,0 166,7 0,94-3,5 2,5
IV 7 12,9-13, 4 1,6-21,5 0,52-1127 65,7 6,9-18,5 12,3 2,4-2238,6 240,8 0,03-3,7 1,1 2,2-186,0 46,1 2,7-11,4 5,8
Терригенные породы суходудинской свиты представлены переслаиванием песчаников, глин и алевролитов. Значения ФЕС горных пород продуктивных объектов и величины вскрытой перфорацией эффективной газонасыщенной толщины пластов отражены в табл. 1, где также приводятся изменение дебитов и удельных коэффициентов продуктивности. Анализ приведенных результатов ГИС и ГГДИ позволил установить следующее:
- максимальные удельную продуктивность и дебит имеют скважины, вскрывшие пласт СД-ГУ, что можно объяснить более высокими значениями (по ГИС и керну) проницаемости ПЗП при незначительных притоках пластовой воды;
- в пределах изменения депрессии от 0,59 до 1,28 МПа для скв. 826 (СД-IV) дебит линейно увеличивался от 294,4 до 634,2 тыс. м3/сут, при сравнительно незначительном изменении удельного коэффициента продуктивности от 26,32 до 29,57 тыс. м3/(МПа сут м), проницаемость горных пород в ПЗП была значительно выше, чем в других
скважинах (Кпр = 57,2 мД при m = 16,2 %);
- по скважинам 822, 823, 833 (СД-ГУ и других пластов) дебит возрастал с увеличением депрессии нелинейно (с уменьшением темпа роста), а удельный коэффициент продуктивности по всем анализируемым скважинам существенно не менялся (по восьми скважинам удельный коэффициент продуктивности незначительно уменьшался с ростом АРдеп, а по трем скважинам оставался практически неизменным);
- пять скважин (50 %) из десяти имеют пониженную удельную продуктивность (Куд.прод< <3,5 тыс. м3/(МПасутм)), в которых максимальный дебит не превышал 187-357,1 тыс. м3/сут при повышенных депрессиях 6,58-14,6 МПа;
- в скважинах с пониженной удельной продуктивностью не следует увеличивать депрессию на ПЗП, а необходимо проводить работы по интенсификации притока УВ, в том числе бурить дополнительные боковые стволы, проводить гидроразрыв пласта, различные физико-химические обработки.
ISSN 0321-3005 IZVESTIYA VUZOV. SEVERO-KAVKAZSKII REGION.
NATURAL SCIENCE.
2017. No. 3-1
Для прогнозирования величины оптимальной (граничной) депрессии были построены графики зависимости Пнс и коэффициента снижения давления в ПЗП во время создания депрессии при осво-
ении и эксплуатации скважины, равного отношению забойного давления к гидростатическому (Крпзп) от относительной депрессии на пласт АР'деп = ЛРдеп / Рпл, которые приведены на рис. 3.
Рис. 3. Изменение в ПЗП напряженного состояния и коэффициента снижения давления от относительной депрессии при освоении скважин Пеляткинского ГКМ / Fig. 3. The change in the near-wellbore zone of the stress state and coefficient of pressure reduction from the relative depression during the development of the wells of the Pelyatka gas condensate field
Согласно проекту опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ) оптимальные значения АРдеп для скважин Пеляткинского ГКМ были приняты неодинаковые:
- для пласта СД-ГУ в скв. 826 (1,4 МПа), в скв. 822 (4,1 МПа), в скв. 823 (4,7 МПа); в скв. 833 (7,5 МПа);
- для пласта СД^Ш в скв. 831 (4,0 МПа), в скв. 832 (4,6 МПа), в скв. 401 (7,0 МПа), в скв. 827 (7,6 МПа), в скв. 824 (8,8 МПа);
- для пласта СД-ГХа в скв. 825 (4,2 МПа), в скв. 829 (14,6 МПа).
То есть выбранные значения АРдепопт изменялись в зависимости от продуктивности скважин (см. табл. 1 и рис. 3). Значения АР'деп вычислялись для АРдепопт (по проекту) и для максимальных АРдеп1™31, полученных на основе ГГДИ. Из рис. 3 следует, что данные по скважинам всех трех пластов (СД-ГУ, СД-
VIII, СД-ГХа) ложатся на линии Крпзп и ПНс в пределах 0,02 < АР'деп < 0,6.
В интервале 0,02 < АР'деп < 0,28 параметр Пнс изменяется в пределах 1,3-1,5, а в интервале 0,28 < <АР' деп < 0,6 происходит более интенсивный рост параметра напряженного состояния Пнс в пределах 1,5-3,25. Поэтому значения Пнс = 1,3 при АР'деп = =0,28 и 0,68 следует считать граничными, с изменением которых начинается более интенсивный рост напряженного состояния ПЗП. Повышение депрессии более 6,5 МПа (28 % от пластового давления) для низкопродуктивных скважин неэффективно. Приведенные результаты могут быть основанием для прогноза оптимальной депрессии на различных этапах освоения скважин при разведке и разработке месторождений.
Подобные результаты были получены при освоении и пробной эксплуатации газовых разведочных
ISSN 0321-3005 IZVESTIYA VUZOV. SEVERO-KAVKAZSKII REGION.
скважин ботуобинского горизонта Чаяндинского НГКМ.
Продуктивные терригенные отложения ботуобин-ского горизонта Чаяндинского НГКМ характеризуются неравномерной фациальной изменчивостью, которая связана с неоднородностью литологиче-ского состава, неравномерным засолонением пород, большим диапазоном изменения ФЕС по площади и разрезу. Сложность геологического строения Чаян-динского НГКМ вызвана также наличием тектонических нарушений и блоковым делением продуктивных горизонтов. Также необходимо отметить, что во всех газоконденсатных залежах ботуобин-ского горизонта разведочными скважинами не вскрыт газоводяной контакт. Пластовая вода данного горизонта опробована в девяти скважинах, расположенных в районе нефтяных оторочек, и двух скважинах, находящихся за контуром продуктивности. Обобщенные характеристики по группам скважин в газовой зоне ботуобинского горизонта приведены в табл. 2.
Исходя из коэффициента удельной продуктивности, скважины объединены условно в четыре группы (по результатам опробования и испытания скважин) [1]:
- I группа - 6 скважин: 180-05, 321-01, 321-06, 321-3, 321-41, 321-43
(209,9 > Куд.прод. >33,6 тыс.м3/(МПасутм);
Куд.прод .ср = 74,5 тыс. м3/(МПа-сут-м));
- II группа - 10 скважин: 765, 180-01, 321-03, 32108, 321-09, 321-10, 321-15, 321-16, 321-20, 321-30
(22,3 > Куд.прод. >10,8 тыс. м3/(МПасутм);
Куд.прод.ср =15,7 тыс. м3/(МПа-сут-м));
- III группа - 7 скважин: 180-06, 321-05, 321-1, 321-11, 321-19, 321-47, 321-47
(9,1 > Куд.прод. >5,5 тыс. м3/(МПасутм);
Куд.прод.ср =7,5 тыс. м3/(МПа-сут-м));
- IV группа - 7 скважин: 180-02, 213-01, 321-25, 321-45, 321-5, 321-50, 321-52
(3,7 > Куд.прод. >0,03 тыс. м3/(МПасутм);
Куд.прод.ср =1,1 тыс. м3/(МПа-сут-м)).
Из табл. 2 видно, что для скважин I—III групп при относительно одинаковой вскрытой эффективной толщины пласта и меньшей депрессии дебит выше, чем для скважин IV группы.
Установлена положительная тенденция влияния проницаемости на продуктивность. Так, проницаемость по керну ПЗП самой низкопродуктивной скважины 321-45 (Куд.продтт = 0,03 тыс. м3/(МПа сут м)) составляет Кпр = 49 мД (по керну), а проницаемость ПЗП высокопродуктивной скважины 321-30 (Куд.прод тах = 209,9 тыс. м3/(МПасутм)) равна 673,4 мД (по керну).
В скважинах I и II групп нет острой необходимости в интенсификации, так как увеличение депрес-
NATURAL SCIENCE. 2017. No. 3-1
сии приводит к росту их дебита и продуктивности (за исключением скв. 321-5). 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/(МПасутм) необходимо проводить интенсификацию как после их заканчива-ния бурением, так и в процессе эксплуатации (после длительного и сложного капитального ремонта скважин (КРС) или после вывода их из консервации, когда скважины не выходят на режимные (проектные) параметры эксплуатации). Из рассмотренных разведочных скважин Чаяндинского НГКМ, условно отнесенных к III и IV группам по удельной продуктивности, одиннадцать скважин находятся в консервации.
Таким образом, опыт освоения скважин, пробуренных на газовую часть залежей в ботуобинском горизонте Чаяндинского НГКМ, показал, что в более чем 30 % скважин, вскрывших низкопродуктивные коллекторы, требуется интенсификации притока и доведение их дебитов до 250-300 тыс. м3/сут при депрессии на пласт 2,0-3,0 МПа [1].
Графики изменения напряженного состояния горных пород ботуобинского горизонта в ПЗП Чаяндинского НГКМ и коэффициента Крпзп от изменения относительной депрессии, возникающей в процессе освоения и последующей отработки, при вызове притока УВ приведены на рис. 4.
Из рис. 4 видно, что так же, как и в случае освоения скважин на Пеляткинском ГКМ, имеет место рост интенсивности Пнс в точках с координатами ЛР'деп = 0,25, Пнс = 2,23 и Крпзп = 0,57. Поэтому при выборе оптимальной депрессии необходимо учитывать приведенные характеристики изменения напряженного состояния в зависимости от литотипа пород-коллекторов, ФЕС и условий осложнений в ПЗП.
На основе анализа геолого-промысловой информации по освоению и эксплуатации скважин Пелят-кинского и Чаяндинского месторождений следует:
1. При освоении скважин и создании различной депрессии для вызова притока УВ, последующей их отработке и эксплуатации в ПЗП возрастают дополнительные напряжения, которые ухудшают ФЕС пористой среды ПЗП и уменьшают удельную продуктивность.
2. С ростом относительной депрессии на ПЗП параметр напряженного состояния вначале незначительно линейно увеличивается, а затем интенсивность его роста возрастает. Для терригенных коллекторов Пеляткинского и Чаяндинского (ботуоби-нский горизонт) месторождений интенсивность роста параметра ПНс возрастает при значениях ЛР'деп более 0,28 и 0,25 соответственно. Значения безразмерного параметра Пнс также близки друг к другу:
ISSN 0321-3005 IZVESTIYA VUZOV. SEVERO-KAVKAZSKII REGION.
NATURAL SCIENCE.
2017. No. 3-1
1,5 и 2,23 соответственно, что обеспечивает оптимальный режим эксплуатации скважин. Кроме того, резкое увеличение депрессии может вызвать гидра-тообразование в ПЗП и стволе скважины.
3. По мере разработки месторождения пластовое давление снижается и напряженное состояние в залежи интенсивно возрастает. Поэтому при эксплуатации скважин следует по возможности (на ос-
новании комплексных исследований) ограничивать депрессию на ПЗП. Для обеспечения проектных отборов УВ из залежи необходимо осуществлять работы по интенсификации притока, в том числе ГРП, физико-химическую обработку ПЗП, а также проводку боковых горизонтальных стволов в низкодебитных скважинах и изоляцию обводнив-шихся интервалов пласта.
Рис. 4. Изменение в ПЗП напряженного состояния и коэффициента снижения давления от относительной депрессии при освоении и пробной эксплуатации скважин Чаяндинского НГКМ (ботуобинский горизонт) / Fig. 4. The change in the near-wellbore zone of the stress state and coefficient of pressure reduction from the relative depression in the development and trial operation of wells of the Chayanda oil gas condensate field (botuobinskiy horizon)
Литература
1. Нифантов В.И., Мельникова Е.В., Мельников С.А. Повышение продуктивности скважин: опыт, проблемы, перспективы. М. : Газпром ВНИИГАЗ, 2014. 242 с.
2. ПР51-31323949-2000. Методика оценки степени освоения газовых скважин и состояния их призабой-ной зоны. Гейхман М.Г., Кузнецов В.В., Тер-Саркисов Р.М. М. : Газпром, ВНИИГАЗ. 2000. 31 с.
3. Гриценко А.И., Тер-Саркисов Р.М., Шандры-гин А.Н., Подюк В.Г. Методы повышения продуктивности газоконденсатных скважин. М. : Недра, 1997. 364 с.
4. Нифантов В.И., Мельникова Е.В., Мельников С.А. Особенности освоения нефтяных и газовых скважин в различных горно-геологических условиях. М. : Газпром ВНИИГАЗ, 2012. 38 с.
5. Вяхирев Р.И., Гриценко А.И, Тер-Саркисов Р.М. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. М. : Недра-Бизнесцентр, 2002. 880 с.
6. Кутырев Е.Ф., Газизова Р.Р., Каримов А.А. О процессах в призабойной зоне при освоении и эксплуатации нефтяных скважин // Нефтепромысловое дело. 2008. № 5. С. 55-58.
7. Карнаухов МЛ.Справочник по испытанию скважин. М. : Центр ЛитНефтегаз, 2008. 376 с.
8. Ставкин Г.П., Гасумов Р.А., Андреев О.П. Вскрытие продуктивных пластов перфорацией в пенной среде. М. : ИРЦ Газпром, 2003. 78 с.
9. Плотников А.А. Дифференциация запасов газа в неоднородных коллекторах. М. : ВНИИГАЗ, 2003. 290 с.
10. Николаевский В.Н. Геомеханика и флюидодина-мика. М. : Недра, 1996. 447 с.
ISSN 0321-3005 IZVESTIYA VUZOV. SEVERO-KAVKAZSKII REGION.
11. Ельцов И.Н., Назарова Л.А., Назаров Г.В., Нестерова Г.В., Соболев А.Ю., Эпов М.И. Скважинная геоэлектрика нефтегазовых пластов, разбуриваемых на репрессии давления в неравнокомпонентном поле напряжений // Геология и геофизика. 2014. Т. 55, № 5-6. C. 978-990.
12. Перепеличенко В.Ф., Нифантов В.И., Пищухин В.М., Нифантов А.В., Мельникова Е.В., Денчик Е.Ф., Скилов В.И., Рязанцев Г.А. Предварительные результаты опытно-промышленной эксплуатации Пеляткин-ского ГКМ // Разработка месторождений углеводородов. М. : ВНИИГАЗ, 2008. С. 409-418.
13. Рыжов А.Е. Типы и свойства терригенных коллекторов венда Чаяндинского месторождения // Вести газовой науки. Актуальные вопросы исследования пластовых систем месторождений углеводородов. 2013. № 1 (12). С. 145-160.
14. Рыжов А.Е., Крутиков А.И., Рыжова Л.А., Ка-нунникова Н.Ю., Саприна О.А. Уточнение положения границы между нижнебюкской и верхнебюкской под-свитами Чаяндинского НГКМ с привлечением литоло-гических, промыслово-геофизических и сейсмических критериев // Вести газовой науки. Актуальные вопросы исследования пластовых систем месторождений углеводородов. 2013. № 1 (12). С. 163-173.
15. Лукина Т.Ю., Семенов Е.О., Фоменко В.Г., Кравченко Г.Ф. Определение пористости и минерального состава пород-коллекторов по результатам комплексных петрофизических исследований в пластах сложного строения // Газовая промышленность. 2015. № 6. С. 12-16.
References
1. Nifantov V.I., Mel'nikova E.V., Mel'nikov S.A. Pov-yshenie produktivnosti skvazhin: opyt, problemy, perspektivy [Increase the productivity of wells: experience, problems, prospects]. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2014, 242 p.
2. PR51-31323949-2000. Metodika otsenki stepeni osvoeniya gazovykh skvazhin i sostoyaniya ikh prizaboinoi zony [Methodology for assessing the degree of development of gas wells and the state of their bottomhole zone]. M.G. Geikhman, V.V. Kuznetsov, R.M. Ter-Sarkisov. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2000, 31 p.
3. Gritsenko A.I., Ter-Sarkisov R.M., Shandrygin A.N., Podyuk V.G. Metody povysheniya produktivnosti gazokon-densatnykh skvazhin [Methods of increasing the productivity of gas condensate wells]. Moscow: Nedra, 1997, 364 p.
4. Nifantov V.I., Mel'nikova E.V., Mel'nikov S.A. Oso-bennosti osvoeniya neftyanykh i gazovykh skvazhin v razlich-nykh gorno-geologicheskikh usloviyakh [Features of development of oil and gas wells in various mining and geological conditions]. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2012, 38 p.
5. Vyakhirev R.I., Gritsenko A.I, Ter-Sarkisov R.M. Razrabotka i ekspluatatsiya gazovykh mestorozhdenii [Development and operation of gas fields]. Moscow: Nedra-Biznestsentr, 2002, 880 p.
6. Kutyrev E.F., Gazizova R.R., Karimov A.A. O
Поступила в редакцию /Received
NATURAL SCIENCE. 2017. No. 3-1
protsessakh v prizaboinoi zone pri osvoenii i ekspluatatsii neftyanykh skvazhin [On the processes in the bottomhole zone in the development and operation of oil wells]. Neftepromyslovoe delo. 2008, No. 5, pp. 55-58.
7. Karnaukhov M.L. Spravochnikpo ispytaniyu skvazhin [Reference book for testing wells]. Moscow: Tsentr LitNeftegaz, 2008, 376 p.
8. Stavkin G.P., Gasumov R.A., Andreev O.P. Vskrytie produktivnykh plastov perforatsiei v pennoi srede [Opening of productive layers by perforation in foamy medium]. Moscow: IRTs Gazprom, 2003, 78 p.
9. Plotnikov A. A. Differentsiatsiya zapasov gaza v ne-odnorodnykh kollektorakh [Differentiation of gas reserves in heterogeneous reservoirs]. Moscow: VNIIGAZ, 2003, 290 p.
10. Nikolaevskii V.N. Geomekhanika i flyuidodinami-ka [Geomechanics and fluid dynamics]. Moscow: Nedra, 1996, 447 p.
11. El'tsov I.N., Nazarova L.A., Nazarov G.V., Nestero-va G.V., Sobolev A.Yu., Epov M.I. Skvazhinnaya geoel-ektrika neftegazovykh plastov, razburivaemykh na repressii davleniya v neravnokomponentnom pole napryazhenii [Downhole geoelectrics of oil and gas strata drilled by pressure repression in a non-uniform component stress field]. Ge-ologiya i geofizika. 2014, vol. 55, No. 5-6, pp. 978-990.
12. Perepelichenko V.F., Nifantov V.I., Pishchukhin V.M., Nifantov A.V., Mel'nikova E.V., Denchik E.F., Skilov V.I., Ryazantsev G.A. [Preliminary results of pilot operation of the Pelyatka gas condensate field]. Razrabotka mes-torozhdenii uglevodorodov [Development of hydrocarbon deposits]. Moscow: VNIIGAZ, 2008, pp. 409-418.
13. Ryzhov A.E. Tipy i svoistva terrigennykh kollektorov venda Chayandinskogo mestorozhdeniya [Types and properties of terrigenous reservoirs of the Vendian of the Chayandinsky deposit]. Vesti gazovoi nauki. Aktual'nye voprosy issledovaniya plastovykh sistem mestorozhdenii uglevodorodov. 2013, No. 1 (12), pp. 145-160.
14. Ryzhov A.E., Krutikov A.I., Ryzhova L.A., Kanun-nikova N.Yu., Saprina O.A. Utochnenie polozheniya granitsy mezhdu nizhnebyukskoi i verkhnebyukskoi podsvitami Chayandinskogo NGKM s privlecheniem lito-logicheskikh, promyslovo-geofizicheskikh i seismich-eskikh kriteriev [Refinement of the position of the boundary between the Lower Buck and Upper Buck subspecies of the Chayanda OGKM with the involvement of litholog-ical, geophysical and seismic criteria]. Vesti gazovoi nauki. Aktual'nye voprosy issledovaniya plastovykh sistem mestorozhdenii uglevodorodov. 2013, No. 1 (12), pp. 163-173.
15. Lukina T.Yu., Semenov E.O., Fomenko V.G., Kravchenko G.F. Opredelenie poristosti i mineral'nogo sostava porod-kollektorov po rezul'tatam kompleksnykh petrofizicheskikh issledovanii v plastakh slozhnogo stroeniya [Determination of porosity and mineral composition of reservoir rocks based on the results of complex petrophysical studies in strata of complex structure]. Gazovaya promyshlennost'. 2015, No. 6, pp. 12-16.
11 мая 2017 г. /May 11, 2017
