CC BY
25РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОВЕДЕНИЯ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА КАРМАЛИНОВСКОМ ЛИЦЕНЗИОННОМ УЧАСТКЕ
УДК 550.8
А.А. Захаров, ООО «Газпром добыча Краснодар» (Краснодар, РФ), adm@kuban.gazprom.ru С.В. Коротков, к.т.н., ООО «Газпром добыча Краснодар», s.korotkov@kuban.gazprom.ru М.В. Дементеев, ООО «Газпром добыча Краснодар», m.dementeev@kuban.gazprom.ru С.А. Чернявский, ООО «Газпром добыча Краснодар», s.chernyavskiy@kuban.gazprom.ru
На основе анализа промыслово-поисковых работ пяти разведочных скважин на Кармалиновском газоконденсатном месторождении установлено, что восточная часть лицензионного участка характеризуется отсутствием трещиноватости в палеозойских отложениях, а развитие продуктивной залежи простирается в северо-западном направлении. Продуктивные отложения представляют собой переслаивание аргиллитов, кварцитов и сланцев и характеризуются как нетрадиционный коллектор. Для уточнения геологического строения месторождения, а также прогнозирования развития трещиноватости палеозойских отложений в 2018 г. выполнена обработка и структурная интерпретация материалов 3D сейсморазведочных работ. Проведение гидравлического разрыва пласта позволило получить на скважине № 4 устойчивый дебит газа и газового конденсата, в 3,8 раза больший, чем по скважинам № 1 и № 2, которые испытывались после бурения без проведения гидравлического разрыва пласта.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: КАРМАЛИНОВСКОЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ, ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ, НИЗКОПРОНИЦАЕМЫЕ СЛАНЦЕВАТЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ, ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА, ПРОДУКТИВНЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ, ПЕРФОРАЦИЯ, КЕРН, ПРОНИЦАЕМОСТЬ ПЛАСТА, ДЕБИТ ГАЗА.
В последние годы усиливается тенденция выработки запасов углеводородного сырья (УВС) на гигантских и уникальных месторождениях, открытых еще в 50-70-е гг. прошлого столетия. Российские месторождения нефти и газа, на протяжении многих лет обеспечивающие основной вклад в добычу УВС по стране, вступили в завершающую стадию разработки. В связи с этим возрастает не -обходимость открытия, исследования и вовлечения в разработку месторождений, приуроченных к нетрадиционным, низкопроницаемым коллекторам и сланцевым формациям [1-4].
В период 2016-2017 гг. ООО «Газпром добыча Краснодар» продолжило геологоразведочные работы на Кармалиновском лицензионном участке и строительство разведочных скважин № 5 и № 4 с заканчиванием их методом гидроразрыва пласта (ГРП) [5].
ОБЪЕКТ ИССЛЕДОВАНИЯ
В тектоническом плане участок работ расположен в пределах эпипалеозойской Скифской плиты в области сочленения Севе-ро-Ставропольского свода и Западно-Ставропольской впадины в пределах Григорополисского прогиба (моноклинали), восточного окончания Расшеватского вала, Тищенского прогиба и западного окончания Северо-Ставрополь-ского свода.
По поверхности фундамента в пределах Кармалиновского месторождения наблюдается региональный подъем с юго-запада на северо-восток в сторону Се-веро-Ставропольского свода с абсолютных отметок от -2360 до -2310 м. Структура осложнена тектоническими нарушениями, имеющими субширотное и субмеридиональное простирание (рис. 1). Амплитуда разломов составляет 10-15 м. Размеры подня -тия по замкнутой изогипсе -2300 м
составляют 6,8 * 4,2 км, амплитуда - 43 м. Абсолютная отметка в своде структуры -2277 м (по скважине № 1).
Продуктивная толща в скважинах, где получена промышленная продукция, представлена монолитной однородной массой, составленной из трещиноватых глинистых сланцев и аргиллитов с небольшими прослоями кварцитов, реже алевролитов и песчаников.
Месторождение открыто в 2006 г. поисковой скважиной № 1 в результате проведения геологоразведочных работ в пределах одноименной площади.
По результатам геофизических исследований скважины (ГИС) № 1 в кровельной части палеозойских отложений выделен перспективный объект, сложенный раздробленными сланцами и аргиллитами. В табл. 1 приведены основные виды геологоразведочных работ, выполненных на
Инт. перф. 2498-2512; 2524-2530 м (а. о. -2308 - -2322; -2334 - -2340 м) D шт. = 4,5 мм; Р пл. = 21,75 МПа Qг = 11 тыс. м3/суТ; Qк = 2,1 м3/суТ; Qв = 0,22 м3/сут
Масштаб 1 : 25 000
Инт. перф. 2467-2488; 2497-2500 м (а. о. -2277 - -2298; -2307 - -2310 м) D шт. = 6 мм; Р пл. = 22,11 МПа Qг = 22,33 тыс. м3/сут; Qк = 4,33 м3/сут; Qв = 2,29 м3/сут
Инт. перф. 2475-2500 (а. о. -2291 - -2316 м); Повторная 2475-2490 (а. о. -2291 - -2306 м) Притока не получено
Инт. перф. 2390-2402 (а. о. -2223 - -2235 м) Нестабильный приток газа после ГРП Инт. перф. 2445,7-2452,4 (а. о. -2278,7 - -2285,4 м) Расчетный дебит газа - 0,5 тыс. м3/сут
Рис. 1. Структурная карта по отражающему горизонту Р2 Таблица 1. Геолого-поисковые работы на Кармалиновском участке
Виды работ Годы
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Сейсморазведочные работы МОГТ-2Д, пог. км 363,56 - - - - - - - - - - - - -
Электроразведка ДНМЭ, пог. км - - - 44 - - - - - - - - - - -
Сейсморазведочные работы МОГТ-3Д, км2 - - - - - - - - 35 - - - - - -
Геохимические исследования - - - - - - - - -- - 35 - - - -
Бурение скв. № 1, пог. км - - 2600 - - - - - - - - - - - -
Бурение скв. № 2, пог. км - - - 2550 - - - - - - - - - -
ПМ ВСП, скв. - - № 1 № 2 - - - - - - - - - - -
Бурение скв. № 3, пог. км - - - - - 2550 - - - - - - - - -
Бурение скв. № 5, пог. км - - - - - - - - - - - - - 2550 -
Бурение скв. № 4, пог. км - - - - - - - - - - - - - - 2600
Кармалиновском лицензионном участке в период 2003-2017 гг. Всего в период 2005-2008 гг. на Кармалиновском участке пробурены три скважины: поисковая № 1 и разведочные № 2 и № 3.
ПОИСКОВАЯ СКВАЖИНА № 1
Скважина № 1 Кармалиновская пробурена в целях поисков залежей углеводородов (УВ) в отложениях хадумской, кумской и зеленой свит, палеоцена, нижнего мела и палеозоя до глубины 2603 м.
В результате бурения подтверждено наличие брахиантиклинали амплитудой 25-30 м по палеозойским отложениям, а также по залегающим на них с угловым стратиграфическим несогласием отложениям нижнего мела.
В скважине получен промышленный приток газа и газового конденсата. Таким образом, скважина № 1 стала «первоот-крывательницей» промышленной залежи УВ на территории Ставропольского края в палеозойских отложениях фундамента, представленных передробленными сланцами и аргиллита -ми. Продуктивный интервал в скважине недостаточно охарактеризован керновым материалом. В 24 м установленной продуктивной части палеозойских отложений керн отбирался лишь из 6 м, причем вынос керна составил 0,5 м (8 %). Поднятый керн представлен сильно передробленными, перемятыми черными аргиллитами и глинистыми сланцами,наиболее представительные для определения коллекторских свойств образцы разрушены.
В апреле 2006 г. силами ОАО «СевКавНИПИгаз» проведены исследования скважины № 1.
Среднее пластовое давление по результатам трех замеров составило 22,55 МПа. Пластовая температура на глубине 2460 м оказалась равной 103,5 °С.
Скважина отработана на 11 режимах, при этом отмечено ухудшение работы скважины при увеличении депрессии и длительной работе скважины. Дебит газа на исследуемых режимах получен в диапазоне от 12,1 (штуцер 3 мм) до 20-22 тыс. м3/сут (штуцер 5; 5,5; 6; 6,5 мм).
Проницаемость пласта для газа рассчитывалась по коэффициентам уравнений притока и коэффициентам кривой восстановления давления (КВД) и составила, соответственно, 0,31 * 10-15 м2 и 0,18 * 10-15 м2. Конденсато-газовый фактор на режимах колебался от 113,2 до 193,9 см3/м3. В процессе исследования отобраны пробы газа, конденсата и воды, анализ которых выполнен в ОАО «СевКав-НИПИгаз».
Скважина законсервирована до обустройства промысла.
РАЗВЕДОЧНАЯ СКВАЖИНА № 2
Скважина № 2 Кармалинов-ская пробурена в пределах одноименной сейсмической структуры, выделенной по результатам сейсмических работ ООО «Костро-магеофизика» с учетом переинтерпретации геофизических работ (сейсморазведка, электроразведка) и данных бурения скважины № 1 Кармалиновской. Скважина № 2 заложена в 1,5 км на северо-восток от скважины № 1 для поисков залежей газа в отложениях палеозоя, пробурена до глу-бины 2550 м.
Из интервалов перфорации 2530-2524, 2516-2496 м получен промышленный приток газа и газового конденсата. По результатам испытаний на штуцере 4,5 мм дебит газа составил 10-13 тыс. м3/сут, конденсата -2,1 м3/сут, воды - 0,22 м3/сут. В результате исследований установлено, что пластовое давление имеет величину 22,18 МПа, пластовая температура на глубине 2490 м составила 108,5 °С.
При работе на режиме (диаметр штуцера 4,5 мм) наблюдались длительные по времени колебания устьевых давлений, что связано с небольшой скоростью потока, накоплением жидкости в насос-но-компрессорной трубе (НКТ) и на забое. При обработке методом КВД получены коэффициенты: а = 35 450 и й = 1850. Проницаемость пласта для газа, рассчитанная по коэффициенту КВД й, составила 0,3110-15 м2. Средний конденсато-газовый фактор равен 175,5 см3/м3.
Вода, полученная в ходе иссле -дования, - техническая с незначительной примесью конденсационной, сульфатно-натриевого типа с общей минерализацией 8,466 г/дм3, удельным весом 1,005 г/см3 и pH 6,6 ед. Необходимо отметить, что вынос воды к концу работы на режиме практически прекратился.
После проведения исследований разведочную скважину № 2 Кар-малиновская законсервировали.
РАЗВЕДОЧНАЯ СКВАЖИНА № 3
Скважина № 3 Кармалиновская, так же как и скважины № 1 и № 2, заложена в пределах одноименной сейсмической структуры. Она расположена в поле аномального объекта геоэлектрических параметров, выявленного электроразведкой и перспективного на обнаружение залежей УВ по данным дифференциально-нормированного метода электроразведки (ДНМЭ) (поляризуемость Р > 0,5 усл. ед. в одинаковых геоэлектрических условиях со скважиной № 2, при этом гипсометрически на 16 м выше последней). Скважина закладывалась с учетом результатов переинтерпретации геофизических данных и результатов бурения скважины № 2.
Скважина перфорирована в интервале 2500-2475 м (палеозойские отложения) с помощью перфоратора ПК-105 по 20 отверстий на 1 пог. м, всего 500 отверстий. При подвеске НКТ диаметром 73 мм на глубине 2473,92 м выполнено снижение уровня технической водой в затрубное пространство до глубины 1000 м. На трубном пространстве установлен штуцер 5 мм. Скважина находилась в отработке 7 дней, при отработке в трубном пространстве наблюдался барботаж. После установки на трубное пространство штуцера 3 мм и компрессирования в затрубное пространство при Р , = 0/2,43 МПа на выхо-
~ тр/затр
де появился газ, факел длиной 1-1,5 м горел в течение 2-3 мин. При следующем компрессировании в затрубное пространство (при открытом трубном, без штуцера) при Рсд = 2,03 МПа на выхо -де выделялся газ, зафиксировано пламя длиной 2 м.
В целях интенсификации притока проводились повторная перфорация, обработка поверхностно-активными веществами (ПАВ), гидропескоструйная перфорация (ГПП) и глино-кислотная обработка (ГКО). После проведения ГКО при обратной промывке скважины
технической водой вымывались продукты реакции и разгазиро-ванная жидкость в объеме 7 м3. В дальнейшем продолжались работы по компрессированию скважины, в результате которых на устье из затрубного простран -ства наблюдались разгазирован-ные пачки с продуктами реакции, влажный газ (горел факел длиной 0,5 м). Получить промышленный приток газа не удалось. Скважина № 3 Кармалиновская ликвидирована.
Как уже отмечалось, одним из критериев заложения разведочной скважины № 3 стали результаты проведения полевых геофизических работ, выполненных методом ДНМЭ. Исследования выполнялись силами ООО «Сибирская геофизическая научно-производственная компания» в 2006-2007 гг. в объе -ме 44 км2. По работам поляризационным методом вертикального сейсмического профилирования (ПМ ВСП) и ДНМЭ намечены зоны повышенной трещиноватости и возможного углеводородного насыщения. Результаты исследований методом ДНМЭ представлены на рис. 2.
Результаты бурения и испытания скважины № 3 Кармалиновская показали, что, несмотря на косвенные признаки газонасыщения, прогноз развития трещиноватости по данным электроразведки не подтвердился.
3D-СЕЙСМИКА
В целях уточнения геологического строения месторождения, прогноза наличия и распространения пород-коллекторов площади в 2011 г. ОАО «Ставро-польнефтегеофизика» провело сейсморазведочные работы методом общей глубинной точки 3D (МОГТ 3D) на площади 35 км2. По результатам 3D сейсмических работ определено, что одним из косвенных признаков наличия залежи в пределах площади бурения скважины № 3 могли служить повышенные значения акустического импеданса (рис. 3).
Рис. 2. Результаты ДНМЭ
На основе качественного анализа с учетом данных опробования палеозойских коллекторов в скважинах сделан вывод, что породам с улучшенными кол-лекторскими свойствами будут соответствовать повышенные значения импеданса, пониженные же значения связываются с распространением плотных малопроницаемых отложений. Скважина № 1 Кармалиновская находится в области повышенных значений, соответствующих зоне развития коллекторов. Скважина № 3 Кармалиновская попадает в зону минимальных значений импеданса, что указывает на развитие на данном участке плотных малопроницаемых пород. Скважина № 2 Кармалиновская находится в пограничной зоне, что объясняет ее меньший приток газа по сравнению со скважиной № 1 Кармалиновская.
Учитывая проведенные ранее работы и достаточную изученность месторождения сейсмическими методами и бурением согласно проекту разведочного бурения на Кармалиновском месторождении Ставропольского края, выполненным в 2012 г., рекомендовано строительство двух разведочных скважин № 4 и № 5.
Для проведения разведки восточной части Кармалиновского месторождения предлагается пробурить разведочную скважину № 5 Кармалиновская проектной глубиной 2550 м. Скважина закладывается на расстоянии 2,1 км к юго-востоку от поисковой сква -жины № 1.
Местоположение скважины выбрано в зоне развития коллекто -ров и их возможного, по данным ДНМЭ, углеводородного насыщения, на удалении от скважины № 3
И
Условные обозначения:
- контур отчетных работ МОГТ 3D ОАО «СИГИ» на Кармалиновском лицензионном участке
i 1, ...i 252 - номера продольных (inline) профилей (временных разрезов); с 1, .с 420 - номера поперечных (crline) профилей (временных разрезов);
- контур Л. У.
- изогипсы отражающего горизонта PZ, сопоставляемого с кровлей отложений палеозойского возраста;
- скважина глубокого бурения: в числителе - номер и индекс скважины, в знаменателе - абсолютная отметка кровли отложений палеозойского возраста, м;
- рекомендуемые разведочно-поисковые скважины;
- рекомендуемые эксплуатационные скважины. Результаты испытаний:
- приток газа;
- признаки газонасыщения.
ifl р? 3? ' i'
W 1« L> I' I5C Л> .• I (W 14 И* at IW (№ W ÍW ¡W Ж ¡W 5» Э5Р Í-IÍ1 Я .V
Рис. 3. Карта распределения значений акустического импеданса в коре выветривания палеозойских отложений
Кармалиновская, расположенной в зоне отсутствия коллекторов.
МЕТОД ПРЯМОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ
Кроме вышеуказанных работ, предшествующих заложению разведочных скважин № 4 и № 5, в 2014-2015 гг. на Кармалиновском лицензионном участке проводились геохимические исследования силами ТГРУ ОАО «Татнефть» по технологии пассивной адсорбции УВ, включающие отбор проб воздуха из почв, грунта и их анализ для определения состава углеводородного газа. На основе полученной информации проведена интерпретация данных с использованием вероятностно-статистических методов с привлечением компании PGS-Germany GmbH.
Метод прямого определения углеводородных соединений позволил с земной поверхности посредством обнаружения и опре-
деления состава гомологического ряда углеводородных газов в опоискованном грунтовом слое прогнозировать наличие глубоко залегающих объектов УВС на изучаемой площади, состав и распределение которых статистическими методами сравнивался с продуктивной газосодержащей и непродуктивной сухой скважинами.
Всего отобрано 196 образцов, собранных с помощью модулей SORBER, в том числе 166 полевых по сети профилей и 30 модельных вокруг скважин № 2 и № 3. Образцы отправлены в лаборатории PGS-Germany GmbH. Иссле -дования проводились по цепочке термодесорбция - газовая хроматография - масс-селективное определение углеводородных соединений с выделением более 80 углеводородных соединений с точностью до 1 пг (10-9-10-12 г). Результаты работ представлены
на карте распределения вероятностей наличия продукта по типу скважины № 2 Кармалиновская (рис. 4).
На основании продуктивной модели (скважина № 2) на опоиско -ванном слое выявлено несколько достоверных геохимических объектов, представленных положительными аномалиями, которые могут быть связаны с подповерхностными залежами газа и газо -конденсата, в том числе на планируемых к бурению площадках разведочных скважин № 4 и № 5.
В связи с неоднозначными данными по эталонной продуктивной скважине № 2, находящейся вблизи тектонической зоны, результаты лабораторных работ по геохимии в 2015 г. повторно переобработаны (рис. 5). Результаты переобработки подтвердили данные продуктивности скважин № 1, № 2 и планируемой к буре-
Рис. 4. Распределение вероятностей наличия продукта по типу скважины № 2 Кармалиновская (вариант 1, 2014 г.)
Рис. 5. Распределение вероятностей наличия продукта на Кармалиновском лицензионном участке (вариант 2, 2015 г.)
нию разведочной скважины № 4, находящихся в положительных аномалиях с вероятностью от 70 до 100 %, и отсутствие продукта в скважине № 3, находящейся в краевой части негативной аномалии.
РАЗВЕДОЧНАЯ СКВАЖИНА № 5
Планируемая к бурению скважина № 5, находящаяся на карте первого варианта в положительной аномалии с вероятностями 70-100 %, на карте повторных результатов оказалась в аномалии с вероятностями 50-60 %, что может соответствовать лишь следам УВ, но не их залежам. Восточная граница положительной аномалии с вероятностями 70-100 % после переинтерпретации имеющихся данных сместилась западнее на 500 м от плани -руемой скважины № 5.
Тем не менее, учитывая результаты сейсморазведочных работ, прогноз распространения газонасыщенных коллекторов по данным ДНМЭ, а также распределение по площади повышенных значений акустического импеданса, очередной скважиной для бурения и уточнения геологического строения залежи выбрана разведочная скважина № 5 в юго-восточной части лицензионного участка. Бурение скважины начато в сентябре 2016 г.
Проектом предусматривался отбор керна в объеме 60 м для оценки петрофизических и кол-лекторских свойств палеозойских отложений. Керн отобран в интервале 2385,1-2429,3 м. Фактическая проходка составила 44,2 м, вынос керна - 43,9 м (99 %). В связи с подклинками плотных трещиноватых пород в керноснаряде сроки отбора керна были выше проектных. Керн представлен переслаиванием аргиллитов, песчаников, глинистых сланцев, кварцитов: аргиллиты - темно-серые, черные, плотные и средней крепости, трещиноватые, местами слюдистые, песчанистые, углистые; песчаники - темно-серые, кварцевые,
крепкие,сильно пиритизирован-ные, в однородной массе выделялись прожилки пирита; сланцы -глинистые и слабоглинистые, черные, углистые, трещиноватые, плотные, средней крепости, сланцеватой текстуры, местами с вкрапленностью пирита, прожилками кварца; кварциты -от молочно-белых до темно-серых и черных, зернистые, массивные, крепкие, твердые, плотные.
По данным ГИС, в разрезе палео -зойских отложений определяются два интервала предположительно газонасыщенных коллекторов: объект I - кровельная часть пале -озойских отложений 2390-2402 м, объект II - пласт-коллектор в па -леозойских отложениях 2445,72452,4 м.
С учетом данных опробования скважин № 1 и № 2, пробуренных в 2005-2006 гг., принято решение об испытании кровельной части в интервале 2390-2402 м с последую-щим проведением ГРП. В декабре 2016 г. в скважине провели перфорацию интервала 2390-2402 м, приступили к освоению.
До проведения ГРП из объекта I притока пластового флюида не получено. 14 января 2017 г. с привлечением флота РУП «ПО «Бела -руснефть» проведен мини-ГРП. Начальное давление разрыва составило 50,5 МПа, в процессе закачки давление на устье скважины возрастало до 72,37 МПа, что косвенно указывает на край -не низкие значения проницаемости продуктивного интервала.
Рис. 6. Планируемые параметры трещины при ГРП
По данным отчета РУП «ПО «Бе-ларуснефть», эффективность жидкости разрыва составила 77 %, проницаемость по графику смыкания трещины - 0,00031 * 10-15 м2. По обобщению полученной информации сделан вывод о том, что в процессе закачки такие породы трескаются сетью, а не единой магистральной трещиной (как сланцевый коллектор).
В результате для основного ГРП рекомендована закачка маловязкой жидкости с максимально возможным расходом нагнетания и распределение мелкого проппанта с небольшими концентрациями в большом объеме смеси. Основной ГРП выполнен 16 января 2017 г. с учетом тестового разрыва, всего в скважину закачано 185 м3 жидкости и 20 т проппанта. Освоение производили с использованием азотного компрессора, для увеличения выноса жидкости в скважину вводились ПАВ. При продувках скважины получен нестабильный приток газа, в отдельные часы факел горел до 7,0-10,0 м. После безуспешных попыток получения устойчивого притока газа выполнена кумулятивная перфорация нижнего объекта в интервале 2445,7-2452,4 м (02.02.2017 г.). По завершении прострелочно-взрывных работ роста давления в трубном и за-
трубном пространствах не зафиксировано. Дальнейшая отработка скважины в условиях постепенного увеличения депрессии до 18,0 МПа не привела к появлению устойчивого притока флюида из пласта.
В период с 10 по 11 февраля 2017 г. в скважине проведены газодинамические исследования, которые показали, что забойное давление составило 6,3 МПа, расчетный дебит газа -0,5 тыс. м3/сут. Основной причиной неполучения промышленного притока газа стала крайне низкая проницаемость кровельной части палеозойских отложений, что обусловлено отсутствием развития естественной трещиноватости.
В феврале 2017 г. скважина ликвидирована.
СКВАЖИНА № 4
В соответствии с проектом гео-логоразведочных работ, изучение Кармалиновского месторождения продолжено. Скважина № 4 заложена в западной части лицензионного участка. Строительство осуществлялось на основании проекта, составленного для разведочных скважин № 4 и № 5, проектная конструкция и типы буровых растворов идентичны.
Бурение скважины начато в августе 2017 г. Для оценки пе-
трофизических и коллекторских свойств палеозойских отложений, как и по разведочной скважине № 5,проектом предусматривался отбор керна в объеме 60 м. Фактически пройдено с отбором керна 52,3 м, вынос составил 50,5 м (96,6 %). Керн палеозойских отложений представлен переслаиванием сланцев черных углистых параллельной и косой слоистости, плотных,слабой и средней крепости с включениями зерен пирита, прожилками кварцита молочно-белого цвета, аргиллитов темно-серых плотных, крепких, слабоизвестковистых с прожилками кварцита и вкраплениями зерен глауконита. Люминесцент-но-битумологический анализ (ЛБА) показал 1-3 балла ЛБ.
В результате интерпретации материалов выполненного комплекса ГИС, геолого-технологических исследований и отобранного керна в скважине № 4 Кармалиновского ГКМ в разрезе палеозойских отложений определены два интервала предположительно газонасыщенных коллекторов: объект I в интервале 2563-2542 м и объект II в интервале 2525-2522 м.
К испытанию объекта I приступили 5 декабря 2017 г. В скважину на 73 мм НКТ спущен перфоратор Gun System DYNAWELL с кумулятивными зарядами SC DW 24g DP St HMX с плотностью 20 отв./м и возможностью его последующего отстрела на забой. Пробивная способность зарядов составила 793 мм, диаметр отверстий -11,4 мм. После наблюдения за ро -стом трубного и затрубного давлений скважина переведена на отработку через факельную линию.
Газодинамические исследования проведены при работе скважины на прямой отвод по трубному пространству через диафрагмы диаметром 3, 4, 5 мм [7]. В результате выполненных исследований установлено следующее:
- на диафрагме 4,0 мм дебит газоконденсатной смеси составил 9,9 тыс. Нм3/сут, при Ртр = 4,45 МПа, Р = 8,94 МПа, Р б =тр19,16 МПа;
ЧАТГ» 7 7 ЧЯП 7 7
ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ ГЕОЛОГИЯ И РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Спецвыпуск № 1 (782)
- на штуцере/диафрагме 4/4,5 мм дебит газа сепарации ра -вен 8,14 тыс. Нм3/сут, дебит стабильного конденсата - 1,07 м3/сут;
- пластовое давление на глубине 2518 м определено равным 24,1 МПа, температура 115,8 °С.
В целях интенсификации притока 26 декабря 2017 г. проведен ГРП. Суммарное количество закачанной жидкости составило 204 м3, расклинивающего агента -25 т(1т кварцевого песка, 12 т проппанта 30/50 и 12 т проппанта 20/40). После выполнения миниф-рака составлен дизайн основного разрыва с рекомендациями проведения гибридного ГРП для создания и закрепления сети мелких трещин, а не единой магистральной трещины. Планируемые параметры трещины приведены на рис. 6.
Освоение скважины после ГРП начато 3 января 2018 г. Для отра -ботки скважины использовался азотный компрессор, кроме того,
применялся жидкий раствор ПАВ. 5 января 2018 г. скважина перешла на самостоятельное фонтанирование. После снижения дебита воды, образовавшейся после распада геля, до 2-5 м 3/сут и ста -билизации устьевых параметров начаты газогидродинамические исследования.
Как и для стадии до проведения ГРП, газодинамические исследования выполнены методом установившихся отборов и записи КВД,также отбирались пробы пластовых флюидов. По характеру изменений устьевых давлений стало очевидным, что скважина отрабатывалась в устойчивых режимах, чего не фиксировалось при отработке до ГРП.
Газодинамические исследования проведены при работе скважины на прямой отвод по трубному пространству через диафрагмы диаметром 3,0 мм, 4,0 мм, 4,5 мм, 5,0 мм и 6,0 мм.
В результате проведенных исследований установлено следующее:
- на диафрагме 5,0 мм дебит газоконденсатной смеси составил 39,6 тыс. Нм3/сут, при Ртр = 9,9 МПа, Р = 12,55 МПа, Р б = 13,82 МПа;
затр ' ' заб
- на штуцере/диафрагме 5,0/ 8,0 мм дебит газа сепарации составил 38,1 тыс. Нм3/сут, дебит стабильного конденсата - 1,98 м 3/сут;
- пластовое давление на глубине 2518 м определено равным 23,2 МПа, температура 116,4 °С;
- скин-фактор равен -3,0.
В табл. 2 приведено сопоставление основных результатов исследований.
АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ
Анализ представленных данных показывает, что за счет проведения ГРП произошло более чем двукратное увеличение таких параметров, как проницаемость и гидропроводность призабойной зоны. Абсолютно свободный дебит
ЧЕРНОМОРСКИЕ НЕФТЕГАЗОВЫЕ КОНФЕРЕНЦИИ
OIL & GAS BLACK SEA CONFERENCES
ежегодных
НЕФТЕГАЗОВЫХ КОНФЕРЕНЦИЙ
27 мая-1 июня 2019 г. Сочи / Красная Поляна
22-27 сентября 2019 г. Новороссийск
7-12 октября 2019 г. Сочи
ПАУРЕАТ ПРЕМИИ \ ЗОЛОТОЙ МЕРКУРИЙ 2017
I OilGas
conference
14-я Международная научно-практическая конференция
Современные технологии калитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития.
ОРГАНИЗАТОР 'ШТПО^
ООО «НПФ «Нитпо»
\
10-я Международная научно-практическая конференция Строительство и ремонт скважин.
ОРГАНИЗАТОР
ООО «НПФ «Нитпо»
7-я Международная научно-практическая конференция Интеллектуальное месторождение: инновационные технологии от скважины до магистральной трубы.
ОРГАНИЗАТОРЫ
Научно-технический журнал
«Нефть. Гэз. Новации» ООО «НПФ «Нитпсш
+7 (861) 212-85-85
info@oilgasconference.ru
www.oilgasconference.ru
Таблица 2. Сопоставление результатов испытаний скважины № 4 до и после ГРП
Параметр Ед. изм. До ГРП После ГРП
Абсолютно свободный дебит газоконденсатной смеси тыс. Нм3/сут 24,45 59,55
Проницаемость призабойной зоны 10-15 м2 1,17 2,45
Коэффициент гидропроводности призабойной зоны мкм2.м/(мПа.с) 0,176 0,367
Дебит газа сепарации тыс. Нм3/сут 9,9 38,1
Выход стабильного конденсата см3/Нм3 131,4 51,9
Дебит стабильного конденсата м3/сут 1,07 1,98
Скин-фактор - 0 -3,0
газоконденсатной смеси вырос в 2,4 раза, а устойчивый дебит сво -бодного газа - в 3,8 раза. Таким образом,проведение ГРП способствовало кратному увеличению продуктивности скважины и, кроме того, обеспечило устойчивость во времени дебита газа и газово -го конденсата, а также устьевых давлений, чего не наблюдалось на режиме отработки скважины № 4 до ГРП. Эти же особенности неустойчивых устьевых давлений характерны для скважин № 1 и № 2, которые испытывались после бурения без проведения ГРП.
Учитывая многолетний опыт добычи газа в различных странах мира из нетрадиционных коллекторов, можно предположить, что бурение в условиях палеозой -ских отложений Кармалиновского месторождения горизонтальных скважин с проведением многостадийного ГРП позволит еще более увеличить дебиты газа и газового конденсата. Для реализации данного проекта планируется продолжить исследования и работы в пределах Кармали-
новского участка, а возможно, и расширить границы изучаемого объекта.
ВЫВОДЫ
За всю историю проведения на месторождении геолого-разведочных работ пробурено пять скважин. Из трех (№ 1, № 2 и № 4) получены притоки газа и газового конденсата, на двух (№ 3 и № 5) промышленных притоков не получено, несмотря на то, что на скважине № 5 проведен ГРП.
Результаты бурения в комплексе с проведенными геохимическими исследованиями показали,что восточная часть лицензионного участка характеризуется отсутствием трещиноватости в палеозойских отложениях. Развитие продуктивной залежи наблюдалось в северо-западном направлении, при этом продуктивные отложения представляют собой переслаивание аргиллитов, кварцитов и сланцев и характеризуются как нетрадиционный коллектор.
Для уточнения геологического строения месторождения, а также
прогнозирования развития трещиноватости палеозойских отложений в 2018 г. выполнена обработка и структурная интерпретация материалов 3D сейсмо-разведочных работ. В 2019 г. пла -нируется завершить комплексное обобщение геологоразведочных работ и подсчет запасов по результатам бурения разведочной скважины № 4. По итогам прове -денных камерально-аналитиче-ских работ будут подготовлены рекомендации о продолжении геологоразведочных работ в северо-западной части лицензионного участка.
В целях определения потенциальных возможностей эксплуатации палеозойских отложений Кармалиновского месторождения, приуроченных к нетрадиционным коллекторам, предлагается по результатам вышеперечисленных работ обосновать место заложения, подготовить проектную документацию на бурение и осуществить строительство горизонтальной скважины с проведением многостадийного ГРП. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. Карнаухов С.М., Коваленко В.С., Парасына В.С. и др. Развитие минерально-сырьевой базы газовой промышленности // Газовая промышленность. 2007. № 3. С. 22-25.
2. Гафаров Н.А., Глаголев А.И. Освоение нетрадиционных УВ-ресурсов в США: современное состояние и перспективы // Газовая промышленность. 2012. № 11. С. 48-53.
3. Гулев В.Л., Гафаров Н.А., Высоцкий В.И. и др. Нетрадиционные ресурсы газа и нефти. М.: Недра, 2014. 283 с.
4. Карнаухов С.М., Политыкина М.А., Тюрин А.М. Перспективы геологоразведочных работ на нефть и газ в пределах юга Предуральского прогиба // Сборник «Оценка перспектив нефтегазоносности слабоизученных территорий Оренбургской области и определение направлений
по их исследованию». М.: ОАО «Газпром», 2002. 108 с.
5. Гриценко А.И., Мартынов В.Г., Гейхман М.Г. Проблемы и перспективы «сланцевого» газа в Российской Федерации // Наноявления при разработке месторождений углеводородного сырья: от наноминералогии и нанохимии к нанотехнологиям: Материалы IV Международной конференции. М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2014. С. 79-89.
6. Захаров А.А., Коротков С.В., Гриценко А.И. и др. Перспективы развития минерально-сырьевой базы ООО «Газпром добыча Краснодар» за счет разработки низкопроницаемых сланцеватых пластов домелового комплекса // Нефть, газ и бизнес. 2016. № 3. С. 11-24.
7. Захаров А.А., Коротков С.В., Гриценко А.И. и др. Первые результаты испытаний низкопроницаемых сланцевых отложений при разбуривании домелового комплекса Кармалиновского лицензионного участка ООО «Газпром добыча Краснодар» // Нефтегазопромысловое дело. 2018. № 7. С. 56-66.
