CC BY
120
УДК 622.279.5.001.42
Нурмакин А.В., Кротов П.С., Епрынцев А.С., Киселев А.Н.
ООО «ТюменНИИгипрогаз»
E-mail: tohez@mail.ru
ВЛИЯНИЕ ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ СЕНОМАНСКИХ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ НА ВЕЛИЧИНУ КОЭФФИЦИЕНТОВ ФИЛЬТРАЦИОННОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ
В процессе освоения газовых скважин на Заполярном месторождении было предложено производить вторичное вскрытие высокопродуктивных пластов при депрессии и равновесии давлений на пласт в два этапа. Перфорация скважины начинается при заполнении ствола конденсатом с удельным весом 0,76-0,88 г/см3, который обеспечивает депрессию на пласт в пределах 1.9-2.9 МПа при перфорации первой перфорационной сборки нижнего интервала вскрытия пласта. Перфорация вышележащих интервалов проводится в газовой среде с условием равновесия пластового давления и газа в стволе скважины. Принципиальные различия в результатах работы скважин проявились уже на стадии освоения и выразились в уменьшении времени выхода скважины на стабильный режим. Время продувки скважин при освоении сократилось с 72 до 48 часов, что снижает потери газа при освоении.
Ключевые слова: вторичное вскрытие, газодинамические исследования освоение, депрессия и равновесие на пласт.
Сеноманская газовая залежь Заполярного месторождения представляет собой крупную антиклинальную складку размером 32х50 км и высотой более 230 м с начальным пластовым давлением 12,98 МПа и подстилающим газоводяным контактом (ГВК), расположенным на абсолютной отметке 1310 м. Проектом разработки залежи предусмотрено кустовое бурение наклонно направленных скважин, в присводо-вой части структуры. Первичное вскрытие пласта ранее производилось на утяжеленном (1280-1330 кг/м3) глинистом растворе, который создает репрессию на пласт 10-15 %.
Применяемая технология вторичного вскрытия пласта перфорацией предполагает спуск перфоратора в скважину на каротажном кабеле в газонасыщенный интервал с заполнением скважины буровым раствором, использованным при бурении продуктивного пласта. В момент появления сообщения скважины с пластом через перфорационные каналы под действием статического давления и динамических взрывных нагрузок в коллектор фильтруется буровой раствор. В поры породы вокруг перфорационных каналов проникают как твердые частицы из раствора, так и фильтрат из него.
Предотвратить загрязнение породы при перфорации на репрессии можно следующим образом:
- применяя в качестве задавочного раствора минерализованную (например, пластовую) или пресную воду, облагороженную добавкой поверхностно-активных веществ (ПАВ);
- используя растворы на нефтяной основе;
- применяя высококонцентрированные растворы солей.
Характерная особенность предлагаемых задавочных растворов - отсутствие в них твердой фазы, наличие которой в наибольшей степени снижает гидродинамическую эффективность перфорационных каналов.
Вторичное вскрытие пластов сеноманской газовой залежи Заполярного месторождения осуществлялось перфорацией с репрессией на пласт 10-15 %, которая обеспечивалась заполнением ствола скважины глинистым раствором или раствором СаС12 необходимого удельного веса. Удельные веса жидкости вскрытия рассчитывались для каждой скважины в зависимости от стратиграфического и структурного положения вскрываемых горизонтов и менялись в пределах от 1,15 до 1,32 г/см3. Контроль заполнения скважины жидкостью необходимого удельного веса осуществлялся непосредственно перед перфорацией замерами глубинными манометрами [1].
В процессе освоения газовых скважин на Заполярном месторождении было предложено производить вторичное вскрытие высокопродуктивных пластов при депрессии и равновесии давлений на пласт в два этапа. Перфорация скважины начинается при заполнении ствола конденсатом с удельным весом 0,76-0,88 г/см3, который обеспечивает депрессию на пласт в пределах 1,9-2,9 МПа при перфорации первой перфорационной сборки нижнего интервала вскрытия пласта. Для спуска зарядов в скважи-
ну и перфорации под давлением используется специальный лубрикатор. После отстрела первой сборки производится освоение скважины для удаления посторонней жидкости и конденсата из ствола скважины. Перфорация вышележащих интервалов проводится в газовой среде с условием равновесия пластового давления и газа в стволе скважины. Вышеописанная технология запатентована, обладателем патента является ООО «Газпром добыча Ямбург».
Принципиальные различия в результатах работы скважин проявились уже на стадии освоения и выразились в уменьшении времени выхода скважины на стабильный режим. Время продувки скважин при освоении сократилось с 72 до 48 часов, что снижает потери газа при освоении.
При исследованиях установлено, что происходит ускоренное удаление техногенной жидкости из нижней части интервала перфорации, а депрессия на пласт составляет до 0,02 МПа (проект - 0,2 МПа) при дебите газа равном
1 млн м3/сут. Все скважины осваиваются менее чем за 48 часов (по проекту - 72 часа) и выходят на стабильный режим работы. Призабойная зона пласта быстрее очищается от техногенной жидкости первичного вскрытия пласта (фильтрата бурового раствора), а жидкость вторичного вскрытия туда не попадает [2].
Сравнивая результаты газодинамических исследований (ГДИ) скважин на Заполярном месторождении, можно прийти к выводу, что при вторичном вскрытии пласта в конденсатной и
газовой среде коэффициенты фильтрационных сопротивлений на порядок ниже, чем в скважинах вторично вскрытых в растворе хлористого кальция, например, скважины 1037, 1071, 1171 и 1203 вторично вскрыты в конденсатной и газовой среде, а скважины 1172, 1176, 1201 и 1202 - в среде раствора хлористого кальция. Результаты обработанных газодинамических исследований по скважинам 1037, 1071, 1171 и 1203 приведены в таблице 1. Результаты обработанных газодинамических исследований по скважинам 1172, 1176, 1201 и 1202 приведены в таблице 2.
Анализируя данные, представленные в таблицах 1 и 2, авторы пришли к выводу, что глинистый раствор и раствор СаС12 при вторичном вскрытии пластов значительно ухудшают коэффициенты фильтрационного сопротивления.
Проведенные исследования позволяют сделать важный вывод: существующая технология перфорации на репрессии с использованием буровых растворов с твердой фазой оказывает существенное отрицательное влияние при вскрытии высокопроницаемых пластов. Технология вскрытия продуктивных пластов на репрессии и с применением растворов на водной основе с твердой фазой приводила к тому, что низкопроницаемые пласты наиболее сильно загрязняются при бурении, а высокопроницаемые - при перфорации.
Способ вторичного вскрытия продуктивного пласта при депрессии и равновесии давления на пласт в два этапа позволил более каче-
Таблица 1. Результаты обработанных газодинамических исследований скважин, вскрытых в конденсатной и газовой среде
№ скважины Коэффициент фильтрационного сопротивления а Коэффициент фильтрационного сопротивления Ь Абсолютно свободный дебит ^а.с)
1037 0,0989 0,0000957 11954
1071 0,0526 0,0000359 13797
1171 0,0258 0,0000194 15649
1203 0,0736 0,0000432 12386
Таблица 2. Результаты обработанных газодинамических исследований скважин, вскрытых в среде раствора хлористого кальция
№ скважины Коэффициент фильтрационного сопротивления а Коэффициент фильтрационного сопротивления Ь Абсолютно свободный дебит ^а.с)
1172 0,1178 0,0002393 5928
1176 0,1344 0,0001915 6658
1202 0,1508 0,0002873 5299
1212 0,15 0,000528 4219
ственно вскрывать продуктивные пласты перфорацией. При этом практически исключается попадание техногенной жидкости вторичного вскрытия в газоносный пласт, а также
происходит ускоренный и более полный вынос фильтрата бурового раствора первичного вскрытия пласта, особенно из нижней части ствола скважины.
24.01.2011
Список литературы:
1. Нифантов, В.И. Вскрытие продуктивных пластов при строительстве и ремонте скважин. - М.: ООО «ИРЦ Газпром». -2002. - 150 с.
2. Гриценко А.И., Алиев З.С. и др. Руководство по исследованию скважин. - М.: «Наука», 1995. - 525 с.
Сведения об авторах:
Нурмакин Антон Валентинович, инженер второй категории отдела разработки газовых месторождений ООО «ТюменНИИгипрогаз»
Кротов Павел Сергеевич, заведующий лабораторией отдела разработки газовых месторождений
ООО «ТюменНИИгипрогаз»
Епрынцев Антон Сергеевич, младший научный сотрудник отдела разработки газовых месторождений
ООО «ТюменНИИгипрогаз»
Киселев Антон Николаевич, заведующий сектором отдела разработки газовых месторождений
ООО «ТюменНИИгипрогаз»
625019, г. Тюмень, ул. Воровского, 2, тел. (3452) 286481, e-mail: tohez@mail.ru
UDC 622.279.5.001.42
Nurmakin A.V., Krotov P.S., Epryntsev A.S., Kiselev A.N.
E-mail: tohez@mail.ru
THE INFLUENCE OF FORMATION EXPOSING METHOD OF SENOMAN DEPOSITS ON PRODUCTIVITY COEFFICIENTS
The authors of this article describe the technology of perforation of highly productive formation zone on Zapolyarnoe gas field, their method is in providing perforation of the well in two stage. First stage: perforation of lower productive intervals begin with the filling of the well bore by gas condensate with density about 0.76-0.88 g/sm2, which provide the pressure drawdown on the formation in the range of 1.9-2.9MPa. The second stage is perforation of lower productive interval which provide in gas conditions of balance between formation pressure in wellbore. As a result of application of this technology we have reducing of the needs stimulation of gas well, i.e. We have 48 hours of blowing out of the well instead of 72 hours before, of course can help us to reduce gas losses while blowing out the well.
Key words: Well testing, formation exposing, perforation works, pressure drawdown.
Bibliography:
1. Nifantov V.I. Formation exposing in coustruction and workover of wells // Moscow. «Information and vertising center of Gazprom». - 2002. 150 pp.
2. Gritzenko A.I. Well testing instruction book // Moscow. «Nauka» - 1995. 525 pp.
