CC BY
27Рис. 3. Схема фациального районирования части северного блока ботуобинского горизонта на основе карты распространения удельной продуктивности
а) проницаемость - 201 мД, б)проницаемость -1114 мД.
засолонение - 4,3 % засолонение - 8,8 %
Рис. 4. Объемная 3D-модель (А, Б) и томографичекие срезы (В, Г) образца среднезернистого кварцевого песчаника [7]
Литоральный комплекс, характерный для верхней части паршинской свиты, объединяет несколько фаций: 1) су-пралиторали (в минеральном составе пород часто присутствуют микрозернистый кальцит и ангидрит); 2) смешанные илово-песчаные отложения межприливной зоны (равномерное переслаивание илового и песчаного материала с характерной косоволни-стой, линзовидной, горизонтально- и волнисто-линзовидной текстурой); 3) иловые отложения межприливной зоны (глинистые и алевро-глинистые породы, которым свойственны буроватые оттенки, неотчетливые текстуры); 4) приливные каналы (разнозернистые песчаники с содержанием обломков пород, с косой слоистостью). Сублиторальный осадочный комплекс включает фации берегового склона (осадки, представляющие собой сохранившиеся фрагменты устьевых баров, намывных валов, барьерных островов, отливных дельт и других аккумулятивных тел нижнего пляжа и верхней предпляжевой зоны) и мелководного шельфа (темно-серые аргиллиты, глинистые алевриты и реже - алевритовые песчаники).
Указанная система формирования осадков позволила рассматривать ботуо-бинский горизонт как отложения фации приливных каналов, фаций иловых и песчано-иловых отложений, переходящих в предпляжевую и переходную зоны (рис. 2).
Вторым этапом в работе стало изучение продуктивности северного блока ботуобинского горизонта (район нефтяной оторочки) Чаяндинского НГКМ на основании испытаний в колонне 12 разведочных скважин. По этим данным был рассчитан коэффициент удельной продуктивности скважин по газу и построена карта-схема распределения расчетного коэффициента:
К Д. ,
уд.прод. И
эф
где Qr - дебит газа при заданной депрессии на пласт (10% от пластового давления);
||эф - эффективная газонасыщенная толщина.
Рис. 5. Схема распространения зоны с минимальным процентом засолонения порового пространства
Результаты расчетов, сопоставленные с фациальной принадлежностью скважин, приведены в таблице и на рисунке 3. Средняя удельная продуктивность для рассматриваемого района равна 37 тыс. м3/сут./м.
Как видно из рисунка 3, скважины с максимальной удельной продуктивностью (№ 321-06, 321-5, 321-34, 321-03) расположены в пределах отложений верхней части берегового склона и отложений нижнего пляжа и верхней предпляжевой зоны, которые соответствуют фациям иловых и илово-песчаных отложений и фации берегового склона литорального и сублиторального фациальных комплексов, а скважины с меньшей продуктивностью относятся к отложениям приливно-отливной равнины (фация приливных каналов) и предпляжевой и переходной зон, соответствующих фации мелководного шельфа (№ 32120, 321-15, 321-16, 321-05). Результаты фациального анализа хорошо коррелируются с данными удельной продуктивности скважин. Строение продуктивного горизонта, его макро- и микронеоднородность, структура порового пространства, тип коллектора влияют на эффективность разработки месторождения. В связи с этим изучение связи засолонения пустотного пространства коллекторов с удельной продуктивностью скважин требует детального изучения.
Засолонение и сульфатизация пород Чаяндинского месторождения, вероятно, связаны с процессами воздействия траппового магматизма, который привел к интенсивному прогреванию вышележащих сульфатных и галитовых отложений. В процессе гравитационного просачивания по зонам трещиноватости происходило выпадение кристаллов соли и ангидрита и заполняло межзерновое пространство песчаников. Просачивание растворов из вышележащих пластов в нижележащие обуславливается аномально низкими пластовыми давлениями и температурой, характерными для Чаяндинского месторождения. В ООО «Газпром ВНИИГАЗ» впервые проведено комплексное экспериментальное изучение особенностей строения коллекторов методами компьютерной томографии,растровой электронной микроскопии, ртутной порометрии, микроскопии в прокрашенных шлифах [7, 8]. Выявлено, что засолонение порового пространства частичное и распределено в объеме породы локально, поэтому коллекторы сохранили высокие фильтрационно-емкостные свойства. На рисунке 5 показано засолонение порового пространства на примере среднезернистого кварцевого песчаника [8].
Также построенная по данным исследований керна схема (рис. 5) показывает, что зона распространения наименее
РОССИЙСКИЙ РАЗРАБОТЧИК И ПРОИЗВОДИТЕЛЬ противокоррозионных и огнезащитных лакокрасочных материалов марки Акрус®, специального и промышленного назначения.
НАДЕЖНЫЕ
ЗАЩИТЫ
Мы производим
только защитные покрытия.
Это позволяет нам
концентрироваться
на особенностях
их изготовления
и потребления.
ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ:
► Нефтехимическая индустрия
► Нефтегазодобывающая промышленность
► Судостроение
► Машиностроение
► Мостостроение
► Гражданское строительство
► Огнезащитные покрытия
\т к
1АКРУС
ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ № 3 март 2014
илллл/.акрус.рф www.akrus-akz.ru ¡nfo0akrus-akz.ru 117420, г. Москва, ул. Намёткина, д. 10Б тел./факс: +7(495) 363 5669
О 10 20 30 40 SO 60
Удельная продуктивность скважин, тыс.м3/сут/м
Рис. 6. Зависимость удельной продуктивности скважин от засолонения порового пространства пород-коллекторов
засолоненных пород соответствует фациям иловых и илово-песчаных отложений и фации берегового склона литорального и сублиторального фа-циальных комплексов, в пределах ко-
торых и расположены скважины с максимальной удельной продуктивностью. Это говорит о том, что существует связь между засолонением пор и продуктивностью скважин. Для изучения данной
закономерности был построен график зависимости удельной продуктивности скважин от процента засолонения пор, взвешенного по толщине продуктивного горизонта (рис. 6).
Анализируя данную диаграмму, мы видим, что можно выделить два типа пород-коллекторов: I тип - породы с высоким засолонением пор и минимальной удельной продуктивностью и II тип - породы с низким засолонением пор и высокой продуктивностью. II тип пород-коллекторов также соответствует фациям иловых и илово-песчаных отложений и фации берегового склона, что говорит об их улучшенных фильтра-ционно-емкостных характеристиках.
ВЫВОДЫ:
1. Потенциальная продуктивность скважин ботуобинского горизонта зависит от их фациальной принадлежности: скважины с максимальной удельной продуктивностью расположены в пределах отложений верхней части берегового склона и отложений нижнего пляжа и верхней предпляжевой
Таблица. Сопоставление результатов группирования продуктивности разведочных скважин с фациальной принадлежностью ботуобинского горизонта
№ скв. Эффективная газонасыщенная толщина, м Дебит газа при депрессии 10% от Рпл Фациальная принадлежность продуктивных отложений Коэффициент удельной продуктивности, тыс. м3/сут./м
321-5 20,7 936 Отложения нижнего пляжа и верхней предпляжевой зоны 57,6
321-01 17,5 550 Отложения нижнего пляжа и верхней предпляжевой зоны 32,9
321-03 15 456 Отложения нижнего пляжа и верхней предпляжевой зоны 46,7
321-05 9,5 205 Отложения предпляжевой и переходной зон 21,6
321-06 11,7 594 Отложения верхней части берегового склона 60
321-08 13,4 480 Отложения нижнего пляжа и верхней предпляжевой зоны 43,5
321-09 20,1 405 Отложения нижнего пляжа и верхней предпляжевой зоны 21,3
321-15 10,8 240 Отложения предпляжевой и переходной зон 22,2
321-16 9,8 245 Отложения предпляжевой и переходной зон 25
321-20 9 215 Отложения приливно-отливной равнины 23,9
321-30 14,8 662 Отложения верхней части берегового склона 44,7
321-34 6,6 350 Отложения нижнего пляжа и верхней предпляжевой зоны 53
GEOLOGY
зоны, которые соответствуют фациям иловых и илово-песчаных отложений и фации берегового склона литорального и сублиторального фациальных комплексов.
2. Наилучшими фильтрационно-емкост-ными свойствами обладают отложе-
ния берегового склона, в структурном плане совпадающие с центральными областями ботуобинского горизонта, соответствующие зонам с максимальной удельной продуктивностью. 3. В пределах ботуобинского горизонта Чаяндинского НГКМ выделяются два
типа пород-коллекторов: I тип - породы с высоким засолонением пор (до 9,8%) и минимальной удельной продуктивностью (10 тыс. м3/сут./м) и II тип - породы с низким засолонением пор (до 0,1%) и высокой продуктивностью (до 52 тыс. м3/сут./м).
UDC 553.98
0.V. Ivchenko, Research Assistant, Gazprom VNIIGAZ LLC, e-mail:[email protected]
Dependence of the specific productivity of wells on their facies and salinization of reservoirs based on the case of Botuobinskiy horizon of Chayandinskoye field
The work studies dependence of the specific productivity coefficient of terrigenous reservoirs of Botuobinskiy horizon on their facies. Facies with the best filtration and storage capacity properties are determined. Dependence of the reservoir rocks pore space salinization on the specific productivity of wells is evaluated, and two types of reservoir rocks are distinguished according to the findings.
Key words: specific productivity coefficient, reservoir facies, filtration and storage capacity properties, salinization of pore space. References:
1. Gurova T.I., Chernova L.S., Potlova M.M., et al. Litologiya i usloviya formirovaniya rezervuarov nefti i gaza Sibirskoi platformy (Lithology and conditions for formation of oil and gas reservoirs of the Siberian platform). - Moscow: Nedra, 1988 - 271 p.
2. Kontorovich A.E., Surkov V.S., Trofimuk A.A. Nepsko-Botuobinskaya antekliza - novaya perspektivnaya oblast' dobychi nefti i gaza na vostoke SSSR (Nepsko-Botuobinskaya anteclise - new prospective area of oil and gas recovery in the east of the USSR). - N.: Nauka, Siberian office, 1986. - 245 p.
3. Lebedev M.V., Chernova L.S. Fatsial'nye modeli terrigennykh otlozheniy venda severo-vostoka Nepsko-Botuobinskoi anteklizy (Sibirskaya platforma) (Facial models of terrigenous deposits of the North-East Vendian of Nepsko-Botuobinskaya anteclise (Siberian platform)). - Geology and Geophysics, 1996. - Vol. 37. - No. 10. - P. 51-64.
4. Muromtsev V.S. Elektrometricheskaya geologiya peschanykh tel litologicheskikh lovushek nefti i gaza (Electromedical geology of sand bodies of oil and gas lithologic traps). - L.: Subsoil resources, 1984. - 259 p.
5. Reding H. Obstanovka osadkonakopleniya i fatsii (Deposition and facies environment). - Moscow: Mir, 1990. - Vol. 1. - 350 p.
6. Reinek G.E., Singh I.B. Obstanovka terrigennogo osadkonakopleniya (Terrigenous deposition environment). Translation from English. - Moscow: Nedra, 1981. - 438 p.
7. Ryzhov A.Ye., Savchenko N.V., Perunova T.A., Orlov D.M. Vliyanie osobennostei stroeniya porovogo prostranstva kollektorov Chayandinskogo NGKM na ikh fil'tratsionnye kharakteristiki (Influence of Chayandinskoye oil and gas condensate field reservoir pore space peculiarities on their filtration properties) // Theses of II International Scientific and Practical Conference «World Gas Resources and Reserves, and Prospective Technologies of their Development» (WGRR 2010), Moscow, October 28-29, 2010. - P. 62.
8. Ryzhov A.Ye. Osobennosti stroeniya pustotnogo prostranstva porod-kollektorov botuobinskogo gorizonta Chayandinskogo mestorozhdeniya (Structural features of reservoir rock voids in Botuobinskiy horizon of Chayandinskoye field) // Oil and Gas Geology. - 2011. - No. 4. - P. 49-55.
9. Selley R.Ch. Drevnie obstanovki osadkonakopleniya (Ancient sedimentary environments). Translation from English. - Moscow: Nedra, 1989. - 93 p.
10. Shemin G.G. Geologiya i perspektivy neftegazonosnosti venda i nizhnego kembriya tsentral'nykh raionov Sibirskoi platformy (Nepsko-Botuobinskaya, Baikitskaya anteklizy, Katangskaya sedlovina) (Geology and oil and gas occurrence outlooks of Vendian and Lower Cambrian in the central regions of the Siberian platform (Nepsko-Botuobinskaya, Baykitskaya anteclises, Katang saddle)). - Moscow: Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, 2007. - 467 p.
Литература:
1. Гурова Т.И., Чернова Л.С., Потлова М.М. и др. Литология и условия формирования резервуаров нефти и газа Сибирской платформы. - М.: Недра, 1988 г. - 271 с.
2. Конторович А.Э., Сурков В.С., Трофимук А.А. Непско-Ботуобинская антеклиза - новая перспективная область добычи нефти и газа на востоке СССР. - Н: Наука, Сиб. отделение, 1986. - 245 с.
3. Лебедев М.В., Чернова Л.С. Фациальные модели терригенных отложений венда северо-востока Непско-Ботуобинской антеклизы (Сибирская платформа). - Геология и геофизика, 1996. - Т. 37. - № 10. - С. 51-64.
4. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел литологических ловушек нефти и газа. - Л.: Недра, 1984. - 259 с.
5. Рединг Х. Обстановка осадконакопления и фации. - М.: Мир, 1990. - Т. 1. - 350 с.
6. Рейнек Г.Э., Сингх И.Б. Обстановка терригенного осадконакопления. Пер. с англ. - М.: Недра, 1981. - 438 с.
7. Рыжов А.Е., Савченко Н.В., Перунова Т.А., Орлов Д.М. Влияние особенностей строения порового пространства коллекторов Чаяндинского НГКМ на их фильтрационные характеристики // Тезисы докладов II Международной научно-практической конференции «Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения» (WGRR 2010), Москва, 28-29 октября 2010 г. - С. 62.
8. Рыжов А.Е. Особенности строения пустотного пространства пород-коллекторов ботуобинского горизонта Чаяндинского месторождения // Геология нефти и газа. - 2011. - № 4. - С. 49-55.
9. Селли Р.Ч. Древние обстановки осадконакопления. Пер. с англ. - М.: Недра, 1989. - 93 с.
10. Шемин Г.Г. Геология и перспективы нефтегазоносности венда и нижнего кембрия центральных районов Сибирской платформы (Непско-Ботуобин-ская, Байкитская антеклизы, Катангская седловина). - М.: СО РАН, 2007. - 467 с.
ДИАГНОСТИКА
В. Маркелов, к.т.н., зам. председателя Правления, С. Хан, к.т.н., зам. начальника Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа - начальник Управления по подземному хранению газа; В. Шамшин, к.т.н., зам. начальника отдела оптимизации режимов работы ПХГ Управления по подземному хранению газа Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа, ОАО «Газпром»; В. Даниленко, к.т.н., директор научного центра по строительству и реконструкции скважин, ЗАО НПФ «Геофизические исследования, технология, аппаратура, сервис»; В. Дубенко, к.т.н., доцент, директор научного центра по строительству и реконструкции скважин, ОАО «Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов»; С. Шилов, к.э.н., генеральный директор, А. Зубарев, к.г.-м.н., зам. генерального директора - главный геолог, ООО «Газпром ПХГ»
Создание, освоение и промышленное внедрение комплекса диагностической аппаратуры и системы экспертизы промышленной безопасности для продления срока безопасной эксплуатации газовых скважин подземных хранилищ газа
Премией Правительства РФ в области науки и техники за 2013 г. отмечена работа «Создание, освоение и промышленное внедрение комплекса диагностической аппаратуры и системы экспертизы промышленной безопасности для продления срока безопасной эксплуатации газовых скважин подземных хранилищ газа». Ее авторы: Виталий Маркелов (ОАО «Газпром») - руководитель работы, Сергей Хан (ОАО «Газпром»), Виталий Шамшин (ОАО «Газпром»), Виталий Даниленко (ЗАО НПФ «Геофизические исследования, технология, аппаратура, сервис»), Валерий Дубенко (ОАО «Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов»), Сергей Шилов (ООО «Газпром ПХГ»), Алексей Зубарев (ООО «Газпром ПХГ»). Данная разработка представляет собой актуальное решение крупной нефтегазовой проблемы России в области диагностирования газовых скважин, обеспечения их безопасной промышленной эксплуатации, а значит, повышения надежности поставок газа.
Обеспечение безопасной и экономически оправданной эксплуатации подземных газохранилищ является одной из приоритетных стратегических задач ОАО «Газпром», от решения которой зависит надежность поставок природного газа потребителям и обеспечение требуемого уровня энергобезопасности России. В отличие от природных газовых месторождений режимы эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ) характеризуются циклическими нагрузками амплитудой до 18 МПа. Данная особенность и переменные термо-
барические условия работы ПХГ предопределяют повышенное внимание к безопасности их эксплуатации,для обеспечения которой необходимо в первую очередь контролировать техническое состояние скважин ПХГ и оценивать их остаточный ресурс. При этом, учитывая большое число скважин, нуждающихся в диагностике (более 2000 ед., рис. 1), и недопустимость нарушения режимов работы ПХГ, особенно в период отбора газа, требуется проводить диагностические операции в кратчайший срок без глушения скважин.
Существовавшее отечественное и импортное оборудование не было приспособлено для работы при высоких давлениях и температурах газа, не позволяло проводить исследования в скважинах, оснащенных трубами малого диаметра, не обеспечивало необходимую точность и достоверность измерений, требовало вывода скважин из эксплуатации. Поэтому разработка диагностической аппаратуры нового поколения, и создание системы экспертизы промышленной безопасности скважин подземных хранилищ газа, и обоснованное назначе-
DIAGNOSIS
Рис. 1. Распределение скважин и ПХГ по срокам эксплуатации
ние(продление) срока их безопасной эксплуатации стало остро актуальной проблемой.
Для решения указанной проблемы был проведен комплекс экспериментальных и аналитических исследований, а также конструкторско-технологических разработок. В результате экспериментальных исследований была разработана конструкция зонда (рис. 2), выявлены закономерности изменения формы ре-
гистрируемого отклика на магнитный импульс от значений магнитной проницаемости и электропроводности металла колонн, их количества в конструкции скважины и суммарной толщины. На основе установленной закономерности был усовершенствован метод магнитоимпульсной дефектоскопии и разработан уникальный аппаратный комплекс для его реализации. Комплекс позволяет повысить достоверность
диагностирования дефектов скважин и обеспечить разрешающую способность до 0,3 мм по величине износа (коррозии) насосно-компрессорных труб. Датчики комплекса приспособлены к функционированию в газовой среде с высоким содержанием сероводорода при давлении до 120 МПа и температуре до 175 0С. Небольшие размеры датчиков позволяют проводить работы по оценке технического состояния многоколонных скважин без их глушения. Такие показатели недостижимы для существующих отечественных и зарубежных функциональных аналогов. Внедренные технологии зондирования прискважинной зоны на основе модифицированных спектрометрических ядерно-геофизических методов современной аппаратурой СНГК-Ш-45, СПРК-48 с целью оценки состояния цементного камня за эксплуатационной колонной, насыщенности пластов и контроля герметичности ПХГ способствовали выбору оптимальных режимов отбора/закачки газа. В совокупности разработанная аппаратура и технологии позволяют проводить весь необходимый комплекс геофизических работ в скважинах и получать информацию об их техническом состоянии в реальном времени при динамическом режиме.
Промышленное использование аппаратурных разработок и технологии предопределили в первую очередь выбор оптимальных режимов эксплуатации каждой скважины, выполнение задачи по наращиванию суточной производительности и прогноза периода безопасной эксплуатации скважин, а также корректировки работы капитального и текущего ремонта газовых скважин на объектах ПХГ ООО «Газпром ПХГ».
Рис. 2. Конструкция зонда магнитоимпульсной аппаратуры
^ГАЗПРОМ
ООО «Газпром ПХГ» 117420, г. Москва, ул. Наметкина, д. 12а Тел.: +7 (495) 428-45-31 Факс: +7 (495) 428-45-46 e-mail: [email protected]
ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ № 3 март 2014
31
