CC BY
25ВЛИЯНИЕ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ГОРНЫХ ПОРОД ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА НА РЕЗУЛЬТАТЫ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН
УДК [552.1:53]:622.27
Е.В. Мельникова, ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, РФ),
E_Melnikova@vniigaz.gazprom.ru
В статье дана оценка взаимного изменения напряженного состояния продуктивных пластов и коэффициента аномальности пластового давления при разработке газовых и газоконденсатных месторождений и эксплуатации подземных хранилищ газа в России.
Рассмотрены проблемы отрицательного влияния буровых растворов и других жидкостей на фильтрационно-емкостные свойства горных пород призабойной зоны пласта-коллектора. Получение стабильного притока и максимально допустимой производительности скважины достигается за счет ее отработки на повышенных депрессиях. Скважины, не достигающие проектных режимов, интенсифицируются различными методами. Установлено, что большие депрессии приводят к увеличению напряженного состояния в породах призабойной зоны пласта-коллектора, снижают фильтрационно-емкостные свойства и продуктивность скважин. Для оценки изменения напряженного состояния горных пород продуктивных пластов в процессе длительной разработки 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 призабойную зону пласта-коллектора.
В результате анализа и обобщения опыта эксплуатации ряда месторождений и подземных хранилищ газа 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 изменения относительной депрессии на призабойную зону пласта-коллектора. Предлагается по мере снижения пластового давления в залежи ограничивать депрессию на призабойную зону пласта-коллектора. Для обеспечения проектных отборов углеводородов из залежи необходимо проводить интенсификацию притока, в том числе проводку боковых наклонных стволов в низкодебитных скважинах.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ТЕРРИГЕННЫЙ КОЛЛЕКТОР, КАРБОНАТНЫЙ КОЛЛЕКТОР, УДЕЛЬНАЯ ПРОДУКТИВНОСТЬ ПЛАСТА, ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА, ПРИЗАБОЙНАЯ ЗОНА, ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ, НАПРЯЖЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ГОРНЫХ ПОРОД.
Многолетний отечественный и зарубежный опыт бурения, ремонта и эксплуатации нефтяных и газовых скважин в различных горно-геологических условиях свидетельствует о том, что одним из определяющих условий эффективности их освоения является обоснование заданного перепада давления в системе «скважина - пласт» (депрессии на пласт). Диапазон изменения депрессии выбирается из условий предупреждения возможных осыпей,обвалов и других осложнений, вызывающих нарушение
целостности ствола скважины, а также из экологических требований [1, 2].
В Правилах безопасности в нефтяной и газовой промышленности устанавливается допустимая депрессия на стенки скважины при бурении, не превышающая 15 % эффективных скелетных напряжений, - разность между горным и пластовым (поровым) давлением [2].
В целях повышения эффективности разведочного и эксплуатационного бурения необходимо для каждого конкретного слу-
чая устанавливать оптимальный диапазон изменения репрессии и депрессии, при которых, с одной стороны, исключалось бы или сводилось к минимуму отрицательное воздействие промывочной жидкости на фильтраци-онно-емкостные свойства (ФЕС) горных пород призабойной зоны пласта-коллектора (ПЗП), а с другой - обеспечивался проектный дебит скважины при ее освоении без разрушения пласта-коллектора и других осложнений.
Вместе с тем опыт разработки месторождений Крайнего Севера
Melnikova E.V., Gazprom VNIIGAZ LLC (Moscow, Russian Federation), E_Melnikova@vniigaz.gazprom.ru
The influence of petrophysical characteristics of productive reservoir rocks on the results of well development
The article assesses the mutual changes in the stressed state of reservoirs and the coefficient of anomalous pressure in the development of gas and gas condensate fields and the operation of underground gas storage facilities in Russia. The problems of negative effects of drilling fluids and other liquids on the porosity and permeability properties of rocks of the reservoir bottom zone are considered. Obtaining a stable inflow and the maximum allowable productivity of the well is achieved through its development on increased depressions. Wells that do not reach design conditions are intensified by various methods. It was found that large depressions lead to an increase in the stress state of rocks of the reservoir bottomhole zone and to the reduction of the porosity and permeability properties and productivity of the wells. The dimensionless parameter is proposed to use for estimation of the change of the stress state of rocks of the productive reservoirs during a long-term development and stimulation of wells. This parameter is equal to the ratio of the difference between the ground and reservoir pressures to the current reservoir pressure, or to the difference in reservoir pressure and depression to the bottomhole zone of the reservoir. Hyperbolic dependences of the growth of specific stress state with a decrease in the reservoir pressure coefficient have been identified as a result of the analysis and generalization of the operational experience of a number of fields and underground gas storages in terrigenous and carbonate reservoirs in Russia. Based on the example of the Chayandinskoe (Botuobinsky horizon) and Pelyatkinskoe fields, the limits of variation of the relative depression on the bottomhole zone of the reservoir have been established. It is proposed to limit the depression on the bottomhole zone of the reservoir according to the decrease of the reservoir pressure in the deposit. It is necessary to intensify the inflow, including the drilling of lateral inclined well holes in marginal wells, to ensure the designed hydrocarbon extraction from the deposit.
KEYWORDS: TERRIGENOUS RESERVOIR, CARBONATE RESERVOIR, SPECIFIC RESERVOIR PRODUCTIVITY, POROSITY AND PERMEABILITY PROPERTIES, BOTTOMHOLE ZONE, PRODUCTIVE RESERVOIR, STRESS STATE OF ROCKS.
(МКС) и Прикаспийской впадины 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 ПЗП, дополнительным затратам на капитальный ремонт и выводу в бездействующий фонд [3].
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ
Степень освоения скважин определяется как качеством вскрытия пластов и горно-геологическими условиями их залегания, так и петрофизическими характеристиками горных пород в ПЗП и физико-химическими свойствами насыщающих их пластовых флюидов.
Существующие технологии вскрытия продуктивных пластов
в режиме репрессии давлений в системе «скважина - пласт» не предотвращают проникновения промывочной жидкости, ее фаз и компонентов в ПЗП.
Для обеспечения оптимальных режимов эксплуатации скважин необходимо проводить геолого-технологические мероприятия (ГТМ) в целях восстановления и улучшения ФЕС ПЗП во всех вскрытых интервалах.
За многие десятилетия в России и за рубежом накоплен большой опыт проведения работ по интенсификации притока УВ в скважи -ны. Однако эффективность применяемых технических решений часто бывает невысокой из-за отсутствия или недостоверности результатов комплексных исследований скважин и пластов, а также из-за недостаточной технической оснащенности буровых и добывающих предприятий [1, 3-5]. Для низкопродуктивных скважин работы по интенсификации притока УВ связаны с декольматацией ПЗП и удаления из нее фильтрата бурового раствора, а также сооб -щением ПЗП с удаленной зоной пласта фильтрационными канала-
ми, создаваемыми при гидравлическом разрыве пласта (ГРП) или физико-химических (кислотных и др.) обработках.
Для достижения высокой эффективности работ по интенсификации притока УВ и увеличения продуктивности скважин необходимо учитывать изменение свойств горных пород в ПЗП и пластовых флюидов в разные периоды строительства и эксплуатации скважин. Величина депрессии при освоении скважин должна определяться с учетом постоянно изменяемых напряженного состояния ПЗП и ФЕС, которые существенно отличаются от их первоначальных значений.
В литературе [6-9] 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 про -ведения газогидродинамических исследований (ГГДИ). При созда-
ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ ГЕОЛОГИЯ И РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ
№ 2 | 764 | 2018 г.
Таблица 1. Результаты изменения давлений при эксплуатации ряда месторождений и ПХГ России в терригенных и карбонатных коллекторах (по данным [1, 3-5, 7, 10-18])
Table 1. Results of pressure changes during the operation of a number of the fields and underground gas storages of the Russia Federation in terrigenous and carbonate reservoirs (according to [1, 3-5, 7, 10-18])
Наименование месторождения или ПХГ (продуктивный пласт) Name of the field or underground gas storage (productive reservoir)
Глубина
залегания
кровли
продуктивного пласта, м Occurrence depth of the producing formation top, m
Давление, МПа Pressure, MPa
Горное, ргор Ground, p гор Пластовое, p ' r пл Reservoir, p пл
Коэффициент аномальности пластового давления Ка Anomaly coefficient of reservoir pressure, К
Параметр напряженного состояния горных пород продуктивных пластов П
нс
Parameter of stressed state of rocks of productive reservoirs П
Терригенный пласт-коллектор Terrigenous reservoir
Северо-Ставропольское месторождение (затем ПХГ в хадумском горизонте) Severo-Stavropolskoe gas field (later underground gas storage in the Khadumsky horizon) 680 11,15 0,71 0,10 14,70
2,2 0,32 4,07
4,2 0,62 1,65
6,7 0,99 0,66
Елшано-Курдюмское месторождение (затем ПХГ в бобриковском горизонте) Elshano-Kurdyumskoe gas field (later underground gas storage in the Bobrikovsky horizon) 820 13,53 2,21 0,27 5,12
4,2 0,51 2,22
6,2 0,76 1,18
8,2 1,0 0,65
Невское ПХГ (1-й гдовский горизонт) Nevskoye underground gas storage (1st Gdovsky horizon) 1010 16,87 8,0 0,79 1,11
15,0 1,49 0,12
Уренгойское НГКМ (сеноман) Urengoyskoe oil and gas condensate field (Cenomanian) 1110 24,42 12,2 1,10 1,0
8,8 0,79 1,78
5,5 0,50 3,44
2,87 0,26 7,51
Чаяндинское НГКМ (ботуобинский горизонт) Chayandinskoe oil and gas condensate field (Botuobinsky horizon) 1600 35,2 13,2 0,83 1,67
Пеляткинское ГКМ (суходудинская свита, пласт СД-IV) Pelyatkinskoe gas condensate field (Sukhodudinskaya suite, reservoir SD-IV) 2400 52,8 21,7 0,90 1,43
Березанское ГКМ (нижнемеловые отложения) Berezanskoe gas condensate field (Lower Cretaceous deposits) 2550 48,45 28,2 1,11 0,72
14,9 0,58 2,25
Майкопское ГКМ (нижнемеловые отложения) Maykopskoe gas condensate field (Lower Cretaceous deposits) 2630 50,5 30,2 1,15 0,67
18,3 0,70 1,76
Карбонатный пласт-коллектор Carbonate reservoir
Елшано-Курдюмское ПХГ (кизеловский горизонт) Elshano-Kurdyumskoe underground gas storage (Kizelovsky horizon) 880 23,3 8,32 0,95 1,80
10,58 1,20 1,20
Канчуринское ПХГ (отложения сакмаро-артинского яруса нижней перми) Kanchurinskoe underground gas storage (deposits of the Sakmarian and Artinskian stages of the Lower Permian) 1450 33,35 6,13 0,42 4,44
13,72 0,95 1,43
15,39 1,06 1,17
17,28 1,19 0,93
Пунгинское ПХГ (абалакская и тюменская свиты верхней и средней юры) Punginskoe underground gas storage (Abalakskaya and Tyumenskaya suites of the Upper and Middle Jurassic) 1650 36,3 5,8 0,35 5,26
18,46 1,12 0,97
Оренбургское НГКМ (артинско- среднекаменноугольные отложения) Orenburgskoe oil and gas condensate field (Artinskian -Middle Carboniferous deposites) 1700 40,8 20,6 1,21 0,98
14,3 0,84 1,85
Вуктыльское ГКМ (карбонатные отложения нижней перми и карбона) Vuktylskoe gas condensate field Carbonate deposits of the Lower Permian and Carboniferous) 3000 72 37,0 1,23 0,95
16,1 0,54 3,47
Карачаганакское НГКМ (нижнепермские ассельско-артинские отложения) Karachaganakskoe oil and gas condensate field (the Asselian and Artinskian deposits of the Lower Permian) 3600 86,4 58,5 1,63 0,48
52,0 1,44 0,66
Астраханское ГКМ (башкирский ярус среднекаменноугольных отложений) Astrakhanskoe gas condensate field (Bashkirian stage of the Middle Carboniferous deposits) 3800 91,2 61,6 1,62 0,48
54,3 1,43 0,68
47,21 1,24 0,93
41,87 1,10 1,18
38,68 1,02 1,36
нии повышенных депрессий 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.
МЕТОДИКА И РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТОВ
Автором был обобщен опыт эксплуатации ряда месторождений и подземных хранилищ газа (ПХГ) России в терригенных и карбонатных коллекторах и построены зависимости безразмерного параметра напряженного состоя-
ния горных пород продуктивных пластов (Пнс) от коэффициента аномальности пластового давления К .
а
Безразмерный параметр Пнс определяется по формуле:
(Р -Р )
|"| = гор ~ пл'
(1)
где ргор - горное давление выше -лежащих пород, МПа; рпл - пластовое давление, МПа.
Коэффициент аномальности пластового давления:
К =
(2)
где ргст - гидростатическое давление столба воды плотностью 1000 кг/м3, МПа.
Для анализа использовались результаты освоения и эксплуатации вертикальных и наклонно-направленных скважин с зенитным углом не более 30°. Такие скважины составляют большинство на нефтяных и газовых месторождениях и ПХГ. В обсаженных скважинах боковое горное давление уравновешивается прочностью обсадных труб. Поэтому изменение напряженного состояния ПЗП определяется средним нормальным напряжением, равным вертикальной и горизонтальной составляющей.
Результаты расчетов приведены в табл. 1 и на рис. 1 и 2.
Анализ результатов расчетов параметра Пнс для различной
п НС
16,00 .
♦1 14,00 ♦ ПХГ П =0,591-К 1412 нс ' а
Underground gas storag es й= 0,957
12,00 I ■ Месторождения П = 1,052-К 1538 нс ' а
10,00 \ Q ПП 1 Fields й= 0,976
' \ ■ 6,00 \
4,00
2,00
0,00 ♦
0,00 0,50 1,00 1,50 2,00 Ка
Рис. 1. Зависимость параметра напряженного состояния Пнс от коэффициента аномальности пластового давления Ка для терригенных коллекторов месторождений и ПХГ России: R - коэффициент корреляции
Fig. 1. Dependence of the stress state Пнс from the coefficient of anomalous pressure Ка for terrigenous reservoirs of fields and underground gas storages of Russian Federation: R - correlation factor
Рис. 2. Зависимость параметра напряженного состояния Пнс от коэффициента аномальности пластового давления Ка для карбонатных коллекторов месторождений и ПХГ России: R - коэффициент корреляции
Fig. 2. Dependence of the stress state parameter Пнс from the coefficient of anomalous pressure Ка for carbonate reservoirs of fields and underground gas storages of Russian Federation: R - correlation factor
аномальности пластового давления позволяет установить следующее:
• напряженное состояние возрастает с уменьшением величины К (рис. 1, 2);
• напряженное состояние терригенных и карбонатных горных пород увеличивается по гиперболической зависимости при сниже-
параметров Пнс для ПХГ и месторождений незначительно отличаются друг от друга;
• интенсивность роста величины Пнс для терригенных 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, то есть в различных горно-геологических условиях залегания залежей УВ и на различных стадиях эксплуатации. С уменьшением пластового давления по мере разработки месторождения возрастает величина скелетных напряжений, коллектор сжимается и дебит уменьшается. Это происходит не только по причине падения пластового давления, но и из-за дополнительного воздействия депрессии на пласт, при котором поровые каналы и трещины в ПЗП (в непосредственней близости от стенки скважины) подвергаются более интенсивному сжатию, что увеличивает остаточную водона-сыщенность и снижает фазовую проницаемость для УВ.
При освоении скважины и снижении р в ПЗП за счет пониже-
~ пл
ния забойного давления (создание депрессии на пласт) напряженное состояние горных пород также будет увеличиваться в соответствии формулой (3):
(Р -Р )
|"| ПЗП _ v г°Р
нс ~ (р - АР )'
(3)
нии коэффициента аномальности пластового давления;
• для терригенных коллекторов месторождений значения Пнс выше, чем для ПХГ. Для карбонатных пород характер кривых несколько иной - до величин Ка > 0,9 кривые совпадают с кривыми для терригенных коллекторов, а при К < 0,9 значения
где Дрдеп - величина депрессии на ПЗП, при которой начинается приток газа или нефти в скважину.
Величина Дрдеп на сегодняшний день может быть оценена только на основе результатов комплексных исследований скважин. В табл. 2 и 3 приведены результа -ты этих исследований, взятых из работ [1, 5, 15-18], и определены величины параметра Пнс для соответствующих значенийр и Др .
1 г пл * леп
Встречи нефтяников и газовиков не™вые с поставщиками и подрядчиками
конференции Москва, улица Тверская, 22, отель Intercontinental
15
марта НЕФТЕГАЗСНАБ
2018 Снабжение в нефтегазовом комплексе
Конференция собирает руководителей служб материально-технического обеспечения нефтегазовых компаний, Обсуждается организация закупочной деятельности, практика импортозамещения, оплата и приемка поставленной продукции, информационное обеспечение рынка
— Награждение лучших производителей нефтегазового оборудования по итогам ежегодного опроса нефтегазовых компаний 0IL-8AS.RU — База поставщиков нефтегазового комплекса
— Презентация настенной нефтегазовой карты ОПЯХШШШ — Обсуждение проблем поставок нефтегазового оборудования
31
мая НЕФТЕГАЗСТРОЙ
2018 Строительство в нефтегазовом комплексе
Формирование цивилизованного рынка в нефтегазовом строительстве, практика выбора строительных подрядчиков, создание российских ЕРС-фирм, увеличение доли российских компаний на нефтвгазостроительном рынке, расценки и порядок оплаты проводимых работ
— Награждение лучших строительных подрядчиков по итогам ежегодного опроса нефтегазовых компаний 01L-GAS.ru — База поставщиков нефтегазострошвльных компаний
— Презентация настенной нефтегазовой карты ООНХШШШ — Обсуждение проблем нефтегазового строительства
12
сентября НЕФТЕГА30ПЕРЕРАБ0ТКА
2018 Модернизация производств для переработки нефти и газа
Вопросы модернизации нефтеперерабатывающих и нефтехимических мощностей, проблемы взаимодействия с лицензиарами, практика импортозамещения, современные модели управления инвестиционными проектами, стандарты и требования безопасности
Награждение лучших производителей оборудования для модернизации нефтвгазолерерабатываищих предприятий по итогам ежегодного опроса нефтегазовых компаний
01L-SAS.RU — База подрядчиков для модернизации НПЗ
— Презентация настенной нефтегазовой карты
ОПЯХШШШ — Обсуждение проблем нефтвгазолврерабатываищих предприятий
17
октября НЕФТЕГАЗСЕРВИС
2018
Нефтегазовый сервис в России
Традиционная площадка для встреч руководителей геофизических, буровых предприятий, а также компаний, занятых ремонтом скважин. Подрядчики в неформальной обстановке обсуждают актуальные вопросы со своими заказчиками - нефтегазовыми компаниями
— Награждение лучших нефтесервисных компаний по итогам ежегодного опроса нефтегазовых компаний aiL-8AS.RU — База поставщиков нефтесервисных компаний
— презентация настенной нефтегазовой карты ОНДОШШШ — Обсуждение проблем нефтегазового сервиса
S
декабря
2018
НЕФТЕГАЗШЕЛЬФ
Подряды на нефтегазовом шельфе
Заказчиками оборудования выступают "Газпром нефть", "Роснефть", "ЛУКОЙЛ", "Газфлот" и другие крупные компании. В условиях введения экономических санкций необходимо быстро освоить производство жизненно важного оборудования, в первую очередь запасных частей
— Выявление предприятий, способных работать для шельфа по итогам ежегодного опроса нефтегазовых компаний fllL-6AS.RU — База оборудования для нефтегазового шельфа
— Презентация настенной нефтегазовой карт ОПЛХШШШ — Обсуждение проблем нефтегазового шельфа
Телефоны: (495) 514-58-56,514-44-68; факс: (495) 788-72-79; info@n-g-k.ru; n-g-k.ru
DMHlMd он А,
Арр Store
Таблица 2. Обобщенные результаты освоения скважин Пеляткинского ГКМ
Table 2. Generalized results of well development of the Pelyatkinskoe gas condensate field
Пласт Reservoir СД-IV SD-IV
Глубина залегания, м Occurrence depth, m 2383-2424 2574-2618 2625-2631
Число скважин Number of wells 4 3 2
Число замеров Number of measurements 20 23 10
Пластовое давление рпл, МПа Reservoir pressure рпл, MPa 22,71-23,40 24,04-25,07 24,8-25,12
Эффективная мощность пласта h , м Net reservoir thickness h ., m эф' 13,3-20,0 15,0-38,0 4,0-7,2
ФЕС Porosity and permeability properties К 10-3, мкм2 пр К •ÎO-3, mkm2 пр ' Диапазон измерения Measurement range 2,3-57,2 2,0-9,5 16-18,3
Среднее значение Average value 18,4 6,7 17,15
m, % Диапазон измерения Measurement range 14,7-16,2 14,5-17,0 14,6-15,0
Среднее значение Average value 15,7 15,94 14,8
Удельная продуктивность Кудпрод, тыс. м3/(МПа-сут-м) Specific productivity К , thousand m3/(MPa-days-m) ~ ~ J уд.прод' v 11 Диапазон измерения Measurement range 3,58-92,7 1,05-5,0 2,03-9,8
Среднее значение Average value 27,1 2,72 5,92
Дебит газа Qr, тыс. м3/сут Gas flow rate Qr, thousand m3/day Диапазон измерения Measurement range 168,0-559,0 181,2-500,7 88,9-367,0
Среднее значение Average value 328,8 298,1 215,24
Депрессия на пласт Ардеп, МПа Depression on reservoir Ар , MPa ~ r деп' Диапазон измерения Measurement range 0,73-13,96 2,11-12,01 2,56-14,6
Среднее значение Average value 5,72 4,96 7,72
ПЕЛЯТКИНСКОЕ
ГАЗОКОНДЕНСАТНОЕ
МЕСТОРОЖДЕНИЕ
На Пеляткинском газоконден-сатном месторождении (ГКМ) основными продуктивными пластами являются три эксплуатационных объекта [1, 15] - пласты СД-М (2383-2424 м); СД^Ш (25742618 м) и СД-1Ха (2625-2631 м).
Терригенные породы суходу-динской свиты представлены переслаиванием песчаников, глин и алевролитов. Значения ФЕС горных пород продуктивных объектов и величины вскрытой перфорацией эффективной газонасыщенной толщины пластов приведены в табл. 2, где также
приводится изменение дебитов и удельных коэффициентов продуктивности. Анализ приведенных результатов ГИС и ГГДИ позволил установить следующее:
• максимальные удельную продуктивность и дебиты имеют скважины, вскрывшие пласт СД-1У, 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-1У) дебит линейно увеличивался от 294,4 до 634,2 тыс. м3/сут, при сравнительно незначительном изменении удельного коэффици-
ента продуктивности от 26,32 до 29,57 тыс. м3/(МПасутм);
• проницаемость горных пород в ПЗП была значительно выше, чем в других скважинах (Кпр = 57,210-3 мкм2 при т = 16,2 %);
*рпо скв. 822, 823, 833 (СД-1У и другие пласты) 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 Дрдеп, а по трем скважинам оставался практически неизменным;
Порядка 400 участников из 16 стран нира ежегодно
22-25 мая 2018
УФА > ВДНХЕШШ!
РОССИЙСКИЙ НЕФТЕГАЗОХИМИЧЕСКИЙ ФОРУМ
XXVI международная выставка
ГАЗ. НЕФТЬ. ТЕХНОЛОГИИ ©
<Ь*м* К
ОРГАНИЗАТОРЫ
правительство республики башкортостан
министерство сд1/
промышленности и^оогч
и инновационной етоии
политики р6 «оыл™««
ТРАДИЦИОННАЯ ПОДДЕРЖКА
министерство А МИНПРОМТОРГ
энергетики рф ав РОССИИ
т
СОЮЗ .ТОРГОВО-ПРОМЫШЛЕННАЯ ПАЛАТА РБ-
з Р Адрес Уфа, ул. Менделеева, 158 1
| ^ Тел: +7 (347) 246 41 77,246 41 93
3.
3 11 E-mail: gasoil@bvkexpo.ru
Ш О @gazneftufa
#газнефтьуфа
#газнефтьтехнологии
#гнт
БАШКИРСКАЯ выставочная компаний
¡§!БВК
ЗАБРОНИРОВАТЬ СТЕНД
www.gntexpo.ru
- £
ej tr
36 S -о
i il
E S e
s e Л
П„,СД-1Ха П,., SD-IXa
П„ = - 0.32<Ар^п> -ь 1.31 /¡=0,97
0,2 0,3 0,4 0,5
Относительная депрессия на пласт А Relative depression on reservoir Аp'
0,7
=6 a
I- к
s %
Si ¿n
о K^», СД-IV К,""', SD-IV
о К"3", СД-IXa
К™, SD-IXa
р
о К™, СД-VIII
К™, SD-VIII
р
о П^, СД-IV nK,SD-IV
о Пк, СД-1Ха if, SD-IXa
НС1
• П^., СД-VIII IL, SD-VIII
Рис. 3. Изменение в ПЗП напряженного состояния и коэффициента снижения давления от относительной депрессии при освоении скважин Пеляткинского ГКМ
Fig. 3. Change of the stress state in the bottomhole zone of reservoir and the pressure reduction coefficient from the relative depression during development of wells of the Pelyatkinskoe gas condensate field
• пять скважин (50 %) из десяти имеют пониженную удельную продуктивность К < 3,5 тыс.
г г-и уд.прод
м3/(МПасутм), в них максимальный дебит не превышал 187,0357,1 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.
Для оценки величины оптимальной (граничной) депрессии были построены представленные на рис. 3 графики зависимости параметра Пнс и К™п - коэффициента снижения давления в ПЗП во время создания депрессии при освоении и эксплуатации скважины, равного отношению забойного давления к гидростатическому, -от относительной депрессии на пласт р' = Ар /р .
~ деп ~деп ~ пл
Согласно проекту опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ) были приняты неодинаковые оптимальные значения Ар для
деп
скважин Пеляткинского ГКМ:
• для пласта СД-1У 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-УШ 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-1Ха в скв. 825 -4,2 МПа; в скв. 829 - 14,6 МПа.
Таким образом, выбранные значения Аропт изменялись в зависи -
"деп
мости от продуктивности скважин (табл. 2 и рис. 3). Значения Ар'деп вычислялись для Ар™; (по проекту) и для максимальных Ар™*, по -лученных на основе ГГДИ. Из рис. 3 следует, что данные по скважинам всех трех пластов (СД-1У, СД-УШ, СД-1Ха) ложатся на линии 1 и 2 в пределах 0,02 < Ар'деп < 0,6. В интервале 0,02 < Ар' < 0,28
деп
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 П = 1,5 при Ар' = 0,28
нс г ~ деп
и К™" = 0,68 следует считать граничными, с изменением которых начинается более интенсивный рост напряженного состояния ПЗП. Повышение депрессии более 6,5 МПа (28 % от пластового давле -
ния) для низкопродуктивных скважин неэффективно. Приведенные результаты могут быть основанием для выбора оптимальной депрессии на различных этапах освоения скважин при разведке и разработке месторождений.
ЧАЯНДИНСКОЕ
НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОЕ
МЕСТОРОЖДЕНИЕ
Подобные результаты были получены при освоении и пробной эксплуатации разведочных скважин на Чаяндинском нефтегазо-конденсатном месторождении (НГКМ). Основные продуктивные газовые, газоконденсатные и га-зоконденсатонефтегазовые залежи приурочены к сложнопостро-енным терригенным коллекторам ботуобинского, хамакинского и талахского горизонтов [1, 16-18]. В статье рассматриваются результаты освоения скважин ботуобинского продуктивного горизонта, пробуренных в газовой зоне (скважины, пробуренные на нефтяные оторочки ботуобинского горизонта, в анализ не вошли).
Продуктивные терригенные отложения ботуобинского горизонта Чаяндинского НГКМ характеризу-
Таблица 3. Обобщенные результаты по разведочным скважинам, пробуренным в газовой зоне Чаяндинского НГКМ (ботуобинский горизонт)
Table 3. Generalized results on the exploration wells drilled in the gas zone of the Chayandinskoe oil and gas condensate field (Botuobinsky horizon)
Группы скважин Groups of wells I II III IV
Количество скважин Number of wells 6 10 7 7
Пластовое давление рпл, МПа Reservoir pressure рпл, MPa 13-13,4 13,1-13,4 12,8-13,6 12,9-13,4
Эффективная газонасыщенная мощность пласта h , м Net gas reservoir thickness h30, m 6,6-14,7 7,6-19,9 4,6-12,7 1,6-21,5
ФЕС Porosity and permeability properties ГИС Geophysical well logging К 10-3, мкм2 пр К •ÎO-3, mkm2 пр ' Диапазон измерения Measurement range 1,75-897,3 0,2-784,3 1,24-692 0,52-1127
Среднее значение Average value 64,7 210,3 53,9 65,7
m, % Диапазон измерения Measurement range 12,4-18,2 12,3-19,8 10,2-20,2 6,9-18,5
Среднее значение Average value 15,6 15,2 13,3 12,3
Керн Core Samples К 10-3, мкм2 пр К •ÎO-3, mkm2 пр ' Диапазон измерения Measurement range 0,2-1658 0,1-2025 0,1-1015 2,42238,6
Среднее значение Average value 292,3 263,7 191,2 240,8
Удельная продуктивность Кудпрод, тыс. м3/(МПа-сут-м) Specific productivity К , thousand m3/(MPa-days-m) ~ ~ J уд.прод' v 11 Диапазон измерения Measurement range 33,6-209,9 10,8-22,3 5,5-9,1 0,03-3,7
Среднее значение Average value 74,5 15,7 7,5 1,1
Дебит газа Qг, тыс. м3/сут Gas flow rate Qr, thousand m3/day Диапазон измерения Measurement range 232,5-507,0 181,0447,0 41,6-291,0 2,2-186,0
Среднее значение Average value 363,6 306,6 166,7 46,1
Депрессия на пласт Ардеп, МПа Depression on reservoir Ар , MPa ~ r деп' Диапазон измерения Measurement range 0,2-1,1 1,1-2,4 0,94-3,5 2,7-11,4
Среднее значение Average value 0,8 1,8 2,5 5,8
ются неравномерной фациальной изменчивостью, которая связана с неоднородностью литологиче-ского состава, неравномерным засолонением пород,большим диапазоном изменения ФЕС по площади и разрезу. Сложность геологического строения Чаяндинского НГКМ вызвана также наличием тектонических нарушений и блоковым делением продуктивных горизонтов. Также необходимо отметить, что во всех газокон-денсатных залежах ботуобинского горизонта разведочными скважинами не вскрыты газоводяные контакты (ГВК). Пластовая вода данного горизонта опробована
в девяти скважинах, расположенных в районе нефтяных оторочек, и в двух скважинах, находящихся за контуром продуктивности. Обобщенные характеристики по группам скважин в газовой зоне ботуобинского горизонта приведены в табл. 3.
Исходя из коэффициента удельной продуктивности скважины объединены условно в четыре группы (по результатам опробования и испытания) [1]:
• I группа: 6 скважин: 180-05, 321-01, 321-06, 321-3, 321-41, 321-43 (209,9 > К > 33,6 тыс.
4 уд.прод
м3/(МПасутм); Кср = 74,5 тыс.
4 3 " уд.прод
м3/(МПасутм));
• II группа - 10 скважин: 765, 180-01, 321-03, 321-08, 321-09, 321-10, 321-15, 321-16, 321-20, 321-30 (22,3 > К > 10,8 тыс.
4 уд.прод
м3/(МПа сут м); Кср = 15,7 тыс.
4 3 " уд.прод
м3/(МПасутм));
• III группа - 7 скважин: 180-06, 321-05, 321-1, 321-11, 321-19, 32147, 321-47 (9,1 > К > 5,5 тыс.
4 уд.прод
м3/(МПасутм); Кср = 7,5 тыс.
4 3 " уд.прод
м3/(МПасутм));
• IV группа - 7 скважин: 180-02, 213-01, 321-25, 321-45, 321-5, 32150, 321-52 (3,7 > К > 0,03 тыс.
4 уд.прод
м3/(МПа-сут-м); Кср = 1,1 тыс.
4 3 " уд.прод
м3/(МПасутм)).
Из табл. 3 видно, что для скважин НИ групп при относительно
"5 £ ш ся
е
о
= =3 ш -О
Ж 22
55 ju
--^ ♦ IV группа П„, IV group
1 группа П., 1 group
0,1 0,2 0,3 0.4 0,5 0,6 I Относительная депрессия на пласт Ар Relative depression on reservoir Ap'
0,9
12 10 a 6 4 2 0
II
о ts
° e
0 С
1 S. I s
o= ™ Q- «л
£ 2 e-a;
1,0
О К
К
I
« к
I
к
I
о К
I
К
I
о К
I
К
', I группа ', I group ', II группа ', И group ', III группа ', III group ', IV группа ', IV group П^, I группа l^, I group П^, II группа П^, II group П^, III группа П^, III group П^, IV группа П , IV group
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. Change of the stress state in the bottomhole zone of reservoir and the pressure reduction coefficient from the relative depression during the development and production testing of wells of the Chayandinskoe oil and gas condensate field (Botuobinsky horizon)
одинаковой вскрытой эффективной толщине 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 скв. 321-45 ^удпрад = 0,03 тыс. м3/(МПасутм)) составляет К = 4910-3 мкм2 (по
пр 4
керну), а проницаемость ПЗП высокопродуктивной скв. 321-30 = 209,9 тыс. м3/(МПасутм))
* уд.прод \ 1 н
равна 673,410-3 мкм2 (по керну).
В скважинах I и II групп нет острой необходимости в интенсификации, так как увеличение депрессии 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 заканчивания 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, 11 скважин находятся в консервации.
Таким образом, опыт освоения скважин, пробуренных на газовую часть залежей в ботуобин-ском горизонте Чаяндинского НГКМ показал, что более чем в 30 % скважин, вскрывших низкопродуктивные коллекторы,требуется интенсификация притока и доведение их дебитов до 250300 тыс. м3/сут при депрессии на пласт 2,0-3,0 МПа [1].
Графики изменения напряженного состояния горных пород бо-туобинского горизонта в ПЗП Ча -яндинского НГКМ и коэффициента
Кпзп от изменения относительной р
депрессии, возникающей в процессе освоения и последующей отработки, при вызове притока УВ приведены на рис. 4.
Из рис. 4 видно, что, как и в случае освоения скважин на Пе-ляткинском ГКМ, имеет место
рост интенсивности П в точ-
г нс
ках с координатами Ар' еп = 0,25, П = 2,23 и Кпзп = 0,57. Поэтому при
нс ' р ' 3 ~
выборе оптимальной депрессии необходимо учитывать приведенные характеристики изменения напряженного состояния в зависимости от литотипа пород-коллекторов, ФЕС и условий осложнений в ПЗП.
ВЫВОДЫ
При освоении скважин и созда -нии различной депрессии для вызова притока УВ, последующей их отработке и эксплуатации в ПЗП возрастают дополнительные вертикальные напряжения, которые могут ухудшить ФЕС пористой среды и уменьшить удельную продуктивность.
В определенных пределах роста относительной депрессии на ПЗП параметр напряженного состояния незначительно линейно увеличивается, а затем интенсивность его роста возрастает. Для терригенных коллекторов Пеляткинского ГКМ и Чаяндинского НГКМ (ботуобинский горизонт) интенсивность роста параметра Пнс возрастает при значениях Ар' более 0,28 и 0,25,
г деп
соответственно. Значения без-
размерного параметра Пнс также близки друг к другу - 1,5 и 2,23, соответственно, что обеспечивает оптимальный режим эксплуатации скважин.
По мере разработки месторождения пластовое давление
снижается и напряженное состояние в залежи интенсивно возрастает. Поэтому при эксплуатации скважин следует по возможности (на основании комплексных исследований)ограничивать депрессию на ПЗП. Для
обеспечения проектных отборов УВ из залежи необходимо проводить работы по интенсификации притока, в том числе проводить ГРП и проводку боковых горизонтальных стволов в низкодебетных скважинах. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. Нифантов В.И., Мельникова Е.В., Мельников С.А. Повышение продуктивности скважин: опыт, проблемы, перспективы. М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2014. 242 с.
2. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». М.: Ростехнадзор, 2015. 172 с.
3. ПР 51-31323949-57-2000. Методика оценки степени освоения газовых скважин и состояния их призабойной зоны. М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2000. 31 с.
4. Гриценко А.И., Тер-Саркисов Р.М., Шандрыгин А.Н., Подюк В.Г. Методы повышения продуктивности газоконденсатных скважин. М.: Недра, 1997. 364 с.
5. Нифантов В.И., Мельникова Е.В., Мельников С.А. Особенности освоения нефтяных и газовых скважин в различных горно-геологических условиях // Аналитик-2011. М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2012. С. 39-77.
6. Карнаухов М.Л. Справочник по испытанию скважин. М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2008. 376 с.
7. Ставкин Г.П., Гасумов Р.А., Андреев О.П. Вскрытие продуктивных пластов перфорацией в пенной среде. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2003. 78 с.
8. Плотников А.А. Дифференциация запасов газа в неоднородных коллекторах. М.: ВНИИГАЗ, 2003. 290 с.
9. Николаевский В.Н. Геомеханика и флюидодинамика. М.: Недра, 1996. 447 с.
10. Ельцов И.Н., Назарова Л.А., Назаров Л.А. и др. Скважинная геоэлектрика нефтегазовых пластов, разбуриваемых на репрессии давления в неравнокомпонентном поле напряжений // Геология и геофизика. 2014. Т. 55. № 5-6. С. 978-990.
11. Вяхирев Р.И., Гриценко А.И., Тер-Саркисов Р.М. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. М.: Недра-Бизнесцентр, 2002. 880 с.
12. 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.
13. Мищенко И.Т., Бравичев К.А., Загайнов А.Н. Повышение эффективности разработки карбонатных коллекторов порово-трещинного типа с низкопроницаемой гидрофильной матрицей // Нефть, газ и бизнес. 2013. № 10. С. 34-42.
14. Александров С.С., Лугуманов М.Г. Оперативное определение и регистрация твердости горной породы забоя в процессе бурения скважин // Каротажник. 2014. Вып. 5 (239). С. 52-60.
15. Перепеличенко В.Ф., Нифантов В.И., Пищухин В.М. и др. Предварительные результаты опытно-промышленной эксплуатации Пеляткинского ГКМ // Разработка месторождений углеводородов. М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2008. С. 409-418.
16. Рыжов А.Е. Типы и свойства терригенных коллекторов венда Чаяндинского месторождения // Научно-технический сборник «Вести газовой науки». 2013. № 1 (12). С. 145-160.
17. Рыжов А.Е., Крикунов А.И., Рыжова Л.А. и др. Уточнение положения границы между нижнебюкской и верхнебюкской подсвитами Чаяндинского НГКМ с привлечением литологических, промыслово-геофизических и сейсмических критериев // Научно-технический сборник «Вести газовой науки». 2013. № 1 (12). С. 161-173.
18. 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., Melnikova E.V., Melnikov S.A. Increase in Well Productivity: Experience, Problems and Prospects. M.: Gazprom VNIIGAZ, 2014, 242 p. (In Russian)
2. Federal Rules and Regulations in the Field of Industrial Safety "Safety Rules in the Oil and Gas Industry". M.: Rostechnadzor, 2015, 172 p. (In Russian)
3. Regulations 51-31323949-57-2000. Assessment Method of the Degree of Development of Gas Wells and the State of Their Bottomhole Zone. Moscow, VNIIGAZ LLC, 2000, 31 p. (In Russian)
4. Gritsenko A.I., Ter-Sarkisov R.M., Shandrygin A.N., Podyuk V.G. Methods for Increasing the Productivity of Gas Condensate Wells. Moscow, Nedra, 1997, 364 p. (In Russian)
5. Nifantov V.I., Melnikova E.V., Melnikov S.A. Special Aspects of the Development of the Oil and Gas Wells in Various Mining and Geological Conditions. Analist-2011. Moscow, Gazprom VNIIGAZ, 2012, P. 39-77. (In Russian)
6. Karnaukhov M.L. Handbook for Testing Wells. Moscow, CentrLitNefteGaz, 2008, 376 p. (In Russian)
7. Stavkin G.P., Gasumov R.A., Andreev O.P. Drilling in the Producing Reservoirs by Perforation in the Froth Medium. Moscow, Information and Advertising Center Gazprom LLC, 2003, 78 p. (In Russian)
8. Plotnikov A.A. Differentiation of Gas Reserves in Heterogeneous Reservoirs. Moscow, VNIIGAZ, 2003, 290 p. (In Russian)
9. Nikolaevsky V.N. Geomechanics and Fluid Dynamics. Moscow, Nedra, 1996, 447 p. (In Russian)
10. Yeltsov I.N., Nazarova L.A., Nazarov L.A., et al. Geomechanics and Fluid Flow Effects on Electric Well Logs: Multiphysics Modeling. Geologiya i geofizika = Geology and Geophysics, 2014, Vol. 55, No. 5-6, P. 978-990. (In Russian)
11. Vyakhirev R.I., Gritsenko A.I., Ter-Sarkisov R.M. Development and Operation of Gas Fields. Moscow, Nedra- Biznestsentr, 2002, 880 p. (In Russian)
12. Kutyrev E.F., Gazizova R.R., Karimov A.A. On the Processes in the Bottomhole Zone During the Development and Operation of the Oil Wells. Neftepromyslovoe delo = Oilfield Engineering, 2008, No. 5, P. 55-58. (In Russian)
13. Mishchenko I.T., Bravichev K.A., Zagaynov A.N. Improving of Development Efficiency in the Porous Fractured Type Carbonate Reservoirs with Low-Permeability Hydrophilic Matrix. Neft, gaz i biznes = Oil, Gas and Business, 2013, No. 10, P. 34-42. (In Russian)
14. Aleksandrov S.S., Lugumanov M.G. Quick Evaluation and Recording of Bottomhole Rock Hardness while Drilling. Karotazhnik = Karotazhnik Sci-Tech Bulletin, 2015, No. 5 (239), P. 52-60. (In Russian)
15. Perepelichenko V.F., Nifantov V.I., Pishchukhin V.M., et al. Preliminary Results of Pilot Operation of Pelyatkinskoe Gas Condensate Field. Development of Hydrocarbon Fields. Moscow, VNIIGAZ LLC, 2008, P. 409-418. (In Russian)
16. Ryzhov A.E. Types and Properties of the Vendian Terrigenous Reservoirs of the Chayandinskoe Field. Nauchno-tekhnicheskiy sbornik "Vesti gazovoy nauki" = Scientific-Technical Collection Book "News of Gas Science", 2013, No. 1 (12), P. 145-160. (In Russian)
17. Ryzhov A.E., Krikunov A.I., Ryzhova L.A., et al. Refinement of the Boundary Position between the Nizhnebyukskaya and Verkhnebyukskaya Subsuites of the Chayandinskoe Oil and Gas Condensate Field Based on Lithological, Geophysical and Seismic Criteria. Nauchno-tekhnicheskiy sbornik "Vesti gazovoy nauki" = Scientific-Technical Collection Book "News of Gas Science", 2013, No. 1 (12). P. 161-173. (In Russian)
18. Lukina T.Yu., Semenov E.O., Fomenko V.G., Kravchenko G.F. Interpretation of Porosity and Mineral Composition of Reservoir Rocks Based on the Results of Complex Petrophysical Studies in Composite Beds. Gazovaya promyshlennost' = Gas Industry, 2015, No. 6, P. 12-16. (In Russian)
