CC BY
2
Самадов А.Х. старший преподаватель кафедра "Технологические машины и оборудование" Каршинский инженерно-экономический институт
Узбекистан, г.Карши Ашуров М.Х. доцент
кафедра "Нефтегазовое дело" Каршинский инженерно-экономический институт
Узбекистан, г.Карши
СОПОСТАВЛЕНИЕ ВЕЛИЧИН КОЭФФИЦИЕНТА СНИЖЕНИЯ
ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С АНОМАЛЬНО ВЫСОКИМИ И
НОРМАЛЬНО ГИДРОСТАТИЧЕСКИМИ ДАВЛЕНИЯМИ
Аннотация. В качестве объекта для сопоставления величины коэффициента снижения продуктивности выбрано газоконденсатное месторождение Северный Гузар, расположенное в юго-восточной части Бешкентского прогиба. Район расположения месторождения непосредственно примыкает к юго-западным отрогам Гиссарского хребта, что предопределило контрастный морфологический облик распространенных здесь структур, нарушенность их дизъюнтиктивными дислокациями, а также повышенную трещиноватость пород, слагающих по дсо левой регионально продуктивный резервуар.
Ключевые слова: дебит, скважин, месторождения, пласт, порода, коллектор, забой, газогидродинамическая исследования, продуктивний пласт, газ, конденсат, деформация, пористость.
Samadov A.Kh. senior lecturer
Department of "Technological machines and equipment" Karshi Engineering and Economic Institute
Uzbekistan, Karshi Ashurov M.Kh. associate professor Department of Oil and Gas Business Karshi Engineering and Economic Institute
Uzbekistan, Karshi
COMPARISON OF THE VALUES OF THE PRODUCTIVITY REDUCTION COEFFICIENT FOR WELLS IN GAS CONDENSATE
FIELDS WITH ANOMALLY HIGH AND NORMAL HYDROSTATIC
PRESSURES
Annotation. The Northern Guzar gas condensate field, located in the southeastern part of the Beshkent trough, was selected as an object for comparing the value of the productivity reduction coefficient. The area where the deposit is located is directly adjacent to the southwestern spurs of the Gissar ridge, which predetermined the contrasting morphological appearance of the structures common here, their disruption by disjunctive dislocations, as well as the increased fracturing of the rocks that make up the regionally productive reservoir along the left.
Key words: flow rate, wells, fields, formation, rock, reservoir, bottom hole, gas-hydrodynamic studies, productive formation, gas, condensate, deformation, porosity.
Газоносными являются карбонатный коллектора ХУ-НР и ХУ-Р горизонтов верхнеюрских отложений (рис. 3.11.)
ХУ-Р горизонт представлен доломитами и известняками, серыми в различной степени доломитизированными, трещиноватыми. По литологическому составу комковато-водорослевые, сгусткововодо-рослевые, водорослево-детритовые.
Открытая пористость доломитов изменяется от 1, 9 до 13, 9 %, а проницаемость от 0, 01 до 46, 8 -10-3 мкм2. Открытая пористость известняков колеблется в пределах от 2, 2 до 8, 5 %, проницаемость от 0, 01 до 0, 5х10-3 мкм2.
ХУ-НР горизонт также представлен известняками и доломитами серыми, очень плотными, крепкими с включениями ангидрита. По литологическому с включениями ангидрита. По литологическому составу они органогенно-детритовые и пелитоморфные. Известняки с открытой пористостью 0, 5-1, 5 % и проницаемостью не более 0, 04-10-3 мкм2.
1 , + + "1 - соли 11I | I | 11 - известняки
г«—.—¿и - - - 1 «иии
I Л .Лл I - ангидриты 1 -;- различные породы
Рис.3.11. Геологический профиль по линии скважин №№ 1-11-3 месторождения Северный Гузар
Рис.1. Геологический профиль по линии скважин №1-11-3 месторождения Северный Гузар.
В разрезах ХУ-Р ХУ-НР горизонтов фильтрационно-емкостными свойствами обладают доломиты и известняки, характеризующиеся как коллекторы трещинно-порового типа. Вполне вероятно также, что в разрезах этих горизонтов развит порово-трещинный тип карбонатных коллекторов. Согласно структурной карте месторождение представляет собой приразломную брахиформную полускладку субширотного простирания, экранированную с юга по подсолевым комплексам разрывным нарушением типа сброс. Южный блок опущен относительно северного на 200-450 м, причем амплитуда вертикального смещения увеличивается с востока на запад (рис.3.12). Размеры структуры составляют: длина 4, 75 км, ширина 1, 75 км и высота 175 м.
Основные параметры продуктивных ХУ-Р+ХУ-НР горизонтов месторождения Северный Гузар в сопоставлении с объектами АВПД приведены в табл. 3.5.
По результатам газодинамических исследований скважин месторождения Северный Гузар, также построены зависимости дебита и коэффициента продуктивности от депрессии на пласт приведенные на рис. 3.13. и 3.14.. Из которых видно, что за исключением интервала 3042-3029 м (кривая 2) в остальных зависимостях после достижения определенного значения депрессии на пласт отмечается снижение темпа роста или снижение дебита скважин. Аналогичные тенденции по сравнению с результатами на объектах с АВПД имеют кривые зависимости коэффициента продуктивности от депрессии на пласт, также на начальных
режимах наблюдается рост коэффициента продуктивности с последующим снижением. При этом величина депрессии на пласт при которой начинается понижение коэффициента продуктивности изменяется от 4, 5 МПа (кривая 1) до И МПа (кривая 5), составляя в среднем 8, 1 МПа.
По фактическим данным стратиграфического разреза месторождения по скважине № 1 (табл.3.6) были рассчитаны величины горного давления и начального эффективного горного давления, которые оказались равными 68, 33 МПа и 35, 62 МПа соответственно. В процессе исследования скважин забойное давление в скважинах было снижено до 20, 15 МПа, что приводило к увеличению эффективного горного давления до 48, 18 МПа, а начального напряженного состояния пород коллекторов 1, 35 раза, т.е. практически в два раза меньше чем на объектах с АВПД.
Математическая обработка зависимостей продуктивности от депрессии на пласт для скважин месторождения Северный Гузар также достаточно хорошо описывается распределениями Хойерла, Вейбула и рациональный функцией. Как видно из рис. 3.15. зависимость коэффициента продуктивности скважин, определенная по результатам газодинамических исследований скважин (Кфакт), и расчетная ее величина по распределению Хойерла (Красч) практически представляют прямую линию, свидетельствующее о высокой их сходимости (коэффициент корреляции 0, 967). Результаты расчета максимальной продуктивности скважин по распределению Хойерла приведены в табл. 1, 7. Из сопоставления с фактической величиной максимального коэффициента продуктивности видно, что в процессе исследования в некоторых скважинах потенциально возможная продуктивность не была достигнута. Вследствие чего дебиты скважин в некоторых интервалах оказались на 8-26 % ниже потенциальной.
Результаты расчетов показателя изменения коэффициента продуктивности скважин показывают, что они изменяются в достаточно большом диапазоне от 0 до 0, 0246 1/МПа, составляя в среднем 0, 00835 1/МПа. При этой средней величине ад снижение коэффициента продуктивности скважины при падении пластового давления на 10, 20 и 30 МПа составит соответственно 1, 02; 1, 11 и 1, 21 раза. Сопоставление полученных значений показателя снижения коэффициента продуктивности скважин месторождения Северный Гузар (с нормальным гидростатическим давлением) с месторождениями Северный Нишан, Камаши и Бешкент показывает что величина аё при сопоставимых значениях начального коэффициента продуктивности на объектах с АВПД более 2 раз выше, но практически одинаковы с объектами с низкой продуктивностью.
Таким образом, в результате оценки влияния деформации коллектора на коэффициент продуктивности скважин в процессе разработки газоконденсатных месторождений с аномально высокими (Северный
Нишан, Бешкент, Камаши) и нормально гидростатическими давлениями можно сделать следующие выводы:
1. Значительное уменьшение коэффициента продуктивности, достигающее до 2, 3-2, 9 раз, характерно для месторождений Бешкент и Камаши с АВПД и высокой начальной продуктивностью характерной для сводовых скважин. Нанашвзгляд, причинойэтогоявленияявляется недоуплотненность пород коллекторов при формировании залежей из-за АВПД, что и стало причиной их склонности к деформациям в процессе снижения пластового давления.
2. Относительное низкопродуктивные коллектора в присводовой части залежей с АВПД (Северный Нишан) практически не подвержены к деформациям из-занизких ФЭС коллекторов.
3. На объектах с нормальными гидростатическими давлениями (Северный Гузар), несмотря на высокую продуктивность сводовых скважин, отмечается незначительное снижение коэффициента продуктивности за счет деформации коллектора (до 20% к концу разработки месторождения).
Использованные источники:
1. Шоназаров, Э. Б., Мирзаев, Э. С., Самадов, А. Х., & Камолов, Б. С. (2019). Солестойкие буровые растворы. Международный академический вестник, (12), 100-102.
2. Самадов, А. Х. (2021). ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ИЗГОТОВЛЕНИЯ ПРОДУКЦИИ ПУТЕМ ТЕРМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ ДИАБАЗОВ. Universum: технические науки, (11-2 (92)), 25-27.
3. Самадов, А. Х., & Мирзаев, Э. С. (2021). ПРИМЕНЕНИЕ ИНГИБИРОВАННЫЙ БУРОВЫХ СМЕСЕЙ ДЛЯ ПОДДЕРЖАНИЯ ПРОЧНОСТИ СКВАЖИНЫ. Экономика и социум, (4-2 (83)), 1328-1331.
4. Самадов, А. Х., & Ахадова, Г. (2023). ПРИЧИНЫ ВОЗНИКНОВЕНИЯ СЛОЖНОСТЕЙ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ БУРОВЫХ РАБОТ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ. Новости образования: исследование в XXI веке, 1(7), 577-582.
5. Самадов, А. Х., & Салохиддинов, Ф. А. (2021). Состояние изученности проблемы и геолого-физическое условия объектов исследования. Школа Науки, (1), 27-29.
6. Aziz, S., Malika, S., & Kasimova, A. (2022). Justifying the Use of Lightening Drilling Mixtures Used in Drilling Low Pressure Formations. Eurasian Journal of Engineering and Technology, 10, 125-127.
7. Самадов, А. Х., & Ахадова, Г. (2022). ОЧИСТКА, ОПРЕДЕЛЕНИЕ И УТИЛИЗАЦИЯ ОТХОДОВ БУРЕНИЯ. Экономика и социум, (6-1 (97)), 855-858.
8. Салохиддинов, Ф. А., & Самадов, А. Х. (2018). ПРОЦЕССЫ ДЕФОРМАЦИИ КОЛЛЕКТОРА, ВЛИЯЮЩИЕ НА ПРОДУКТИВНОСТЬ
СКВАЖИН С АВПД. М Современные твердофазные технологии: теория, практика и инновационный менеджмент (рр. 309-311). 9. Курбанов, А. А., Нурматов, Ж. Т., Халилова, Ш. И., Рашидова, Р. К., & Абдуллаева, А. О. (2019). Процесс очистки минеральных пород от примесей. Международный академический вестник, (5), 125-127.
