Тюменниигипрогаз

Секция 2

Сопоставительный анализ результатов трассерных исследований и разломно-блоковой модели Урненского и Усть-Тегусского месторождений

Курчиков Д. А. (ЗСФ ИНГГ СО РАН, г. Тюмень)

Изучение направлений фильтрационных потоков в продуктивных пластах является одним из приоритетных направлений в вопросах оптимизации разработки нефтяных месторождений. Так, построение разломно-блоковой модели строения залежей углеводородов позволяет определить наиболее вероятные зоны повышенных фильтрационно-емкостных характеристик в межскважинном пространстве. Однако надежность таких построений зачастую невысока. Одним из наиболее информативных прямых методов определения параметров межскважинного пространства является трассерный (индикаторный) метод исследования пластов. С помощью индикаторов определяются скорости движения жидкости в продуктивных отложениях, распределение потоков нагнетаемых агентов между пластами и скважинами, выявляются высокопроницаемые и трещиноватые участки пласта, зоны нарушения гидродинамической связи между отдельными участками залежи. В октябре 2011 г. трассерные исследования были проведены на Урненском и Усть-Тегусском месторождениях. В результате индикаторных исследований установлена хорошая степень развитости и распределения каналов и систем каналов повышенной проводимости в пласте Ю1 Урненского и Ю2 Усть-Тегусского месторождений.

С учетом метода линеаментного анализа рельефа земной поверхности ранее построена разломно-блоковая модель территорий Урненского и Усть-Тегусского участков [1, с. 13]. Динамически-­ напряженные зоны (ДНЗ) по разрезу отложений характеризуются сложным строением, преимущественно северо-западного и севе- ро-восточного направлений. При комплексировании результатов построения разломно-блоковой модели и трассерных исследований возможно более объективное выявление особенностей гидродинамических связей между скважинами и ориентации тектонических нарушений.

На рисунке представлены результаты сопоставительного анализа построенной разломно-блоковой модели и трассерных исследований. Так, контрольные добывающие скв. 1047, 1054–1057, находящиеся на линиях ДНЗ, имеют схожие с ними направления филь-

110

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

трационных потоков, характеризуются высоким процентом выноса трассера, закаченного в нагнетательную скв. 1050. Подобные результаты демонстрируют проведенные индикаторные исследования в нагнетательных скважинах рассматриваемых месторождений.

Пример зависимости ориентации ДНЗ (слева) от направления фильтрационных потоков (справа) на Урненском месторождении

Таким образом, результаты трассерных исследований подтверждают правильность выделения тектонических нарушений, что в совокупности с низкой стоимостью и высокой скоростью проведения обосновывает целесообразность применения линеаментного анализа, как одного из методов повышения эффективности разработки не только Урненского и Усть-Тегусского, но и других месторождений схожего геологического строения.

Список литературы:

1.Курчиков Д. А., Мартынов О. С., Плавник А. Г. Особенности геодинамической обстановки Урненского и Усть-Тегусского месторождений // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2013. Вып. 11. С. 12–15.

111

Секция 2

Инновационные технологии при освоении трудноизвлекаемых запасов газа Южно-Русского месторождения

Кущ П. И. (ОАО «Севернефтегазпром»)

Туронские залежи газа, широко распространенные на месторождениях севера Западной Сибири, содержат трудноизвлекаемые запасы газа. Основные сложности при их разработке – низкие фильтрационно-емкостные свойства коллекторов, резкая литологическая неоднородность и фациальная изменчивость как по разрезу, так и по площади, невысокая пластовая температура и аномально высокое пластовое давление, предполагающие эксплуатацию скважин в гидратном режиме (рис. 1).

Рис. 1. Распространение туронских залежей

112

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

На лицензионном участке ОАО «Севернефтегазпром» запасы газа туронской залежи превышают 300 млрд м3. В 2011 г. компания приступила к осуществлению пилотного проекта по освоению туронской залежи.

ОАО «Севернефтегазпром» первым из недропользователей реализовало такой проект и получило положительные результаты от его внедрения. При этом были получены уникальные данные по технологиям освоения и эксплуатации, исследовательским работам.

Опыт показал, что разработка вертикальными скважинами экономически неэффективна вследствие низких дебитов. Поэтому на Южно-Русском нефтегазовом месторождении (НГМ) в проекте опытно-промышленной разработки ООО «ТюменНИИгипрогаз» предложена конструкция двухзабойной субгоризонтальной скважины с разветвленной архитектурой стволов, обеспечивающей больший радиус дренирования. При бурении скважины использованы передовые технологии и оборудование компании Нalliburton. Конструкция скважины обеспечивает одновременно раздельную добычу газа по лифтовым трубам диаметром 73 мм из двух продуктивных пластов – Т1 и Т2. Оба пласта вскрыты субгоризонтальными стволами, оборудованными щелевыми фильтрами ФС-245 и ФС-168 (рис. 2).

Рис. 2. Конструкция скважины

Также выполнены опытно-производственные работы на наблюдательной скв. ПО-41 Южно-Русского НГМ по внедрению измерительного комплекса с использованием бескабельного телеметрического канала связи для непрерывного гидродинамическо-

113

Секция 2

го мониторинга забойных параметров в газовых наблюдательных скважинах.

Для уточнения продуктивных свойств туронской залежи, а также для подтверждения эффективности восходящей траектории ствола, полученной в результате расчетов на гидродинамической модели, запланировано строительство и обустройство эксплуатационной скв. 184 с восходящим окончанием на туронские отложения Южно-­ Русского нефтегазоконденсатного месторождения.

В дальнейшем запланировано выполнение ряда исследовательских работ по моделированию, выбору оптимальной технологии проведения гидроразрыва пласта (ГРП) в неконсолидированных, заглинизированных туронских коллекторах с высокой остаточной водонасыщенностью, а именно: геомеханические исследования, дизайн, разработка жидкости носителя проппанта, разработка рекомендаций по конструктивным особенностям и системам заканчивания скважин. Результаты будут применяться при следующих видах работ:

––расконсервация скв. 35-Р, проведение комплекса работ по восстановлению продуктивности скважины после ранее проведенного ГРП;

––проведение ГРП на одной из разведочных скважин (ГРП, освоение, исследование);

––проектирование и строительство субгоризонтальной скважины с проведением многостадийного ГРП.

Полученная в ходе реализации проекта геолого-технологиче-

ская и техническая информация ляжет в основу принятия эффективных проектных решений по разработке туронской залежи Южно-Русского месторождения и послужит основой для создания общей концепции освоения трудноизвлекаемых запасов газа из туронских отложений севера Западной Сибири.

114

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

Статистический анализ обводнения сеноманской залежи Ямбургского месторождения

Лапердин Н. А. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Внедрение пластовой воды в продуктивные отложения в процессе разработки нефтяных и газовых месторождений – одна из важнейших проблем, определяющих как технологические, так и технико-экономические показатели добычи углеводородного сырья. В условиях сеноманских газовых залежей севера Западной Сибири эта проблема стоит особенно остро, что определяется высокими фильтрационно-емкостными свойствами пород-­коллекторов

изначительной активностью сеноманского водонапорного горизонта. Так, например, на Ямбургском месторождении средний коэффициент пористости в газонасыщенном пласте составляет 0,29 д. ед., коэффициент газонасыщенности – 0,72 д. ед., проницаемость достигает одного и более мкм2 [1]. Аналогичными характеристиками обладают и водонасыщенные отложения, толщины которых превышают 250 м.

Наличие этих факторов наряду со значительной геологической неоднородностью, определяет неравномерный подъем газоводянного контакта (ГВК) на фоне общего снижения пластового давления в залежи в процессе разработки. Действительно, на Ямбургском месторождении (пласт ПК1), высота подъема ГВК изменяется от 0 (в зонах глинизации) до 80 м (в «литологических окнах»).

Обводнение залежи, ее участков и конкретных скважин, наряду с техническими и технологическими проблемами (снижение продуктивности скважин, разрушение пород призабойных зон, ухудшение условий дренирования и др.), затрудняет оценку величин начальных

итекущих запасов газа, которые являются базовым критерием при принятии проектных решений по разработке. На том же Ямбурге оценки запасов объемным методом и методом материального баланса, который учитывает объем обводнения залежи, различаются на 20 %, что не способствует регулированию разработки и принятию эффективных управленческих решений, направленных на достижение высокой газоотдачи.

Для статистического анализа автором была подготовлена выборка из 568 значений подъема ГВК на конкретную дату по различным участкам залежи с текущими пластовыми давлениями от 0,9 до 11,8 МПа. Для максимального снижения влияния «случай-

115

Секция 2

ных» погрешностей, вызванных особенностями геологического строения, выборка была ранжирована по интервалам давления с шагом 0,5 МПа. Результаты обработки приведены на рисунке.

Зависимость высоты подъема ГВК от текущего пластового давления

Анализ показывает, что полученные точки наилучшим образом аппроксимируются экспоненциальной зависимостью, которая может использоваться как для прогнозирования обводнения участков залежи, так и для уточнения величины запасов газа методом материального баланса.

Список литературы:

1.Пересчет запасов газа сеноманской залежи Ямбургского месторождения (по состоянию изученности на 01.01.2008) / В. Г. Драцов, В. Ю. Трухин, Л. А. Кондратьева, И. А. Закуражнова и др. М.: ООО «ЦНИП ГИС», 2008. 379 с.

116

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

Анализ результатов освоения и испытаний скв. 142 Медвежьего месторождения

Лапердин Н. А., Лапердин А. Н. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»), Ильин А. В., Одинцов Д. Н. (ООО «Газпром добыча Надым»)

Эксплуатационная скв. 142 была первоначально перфорирована в интервале 1106–1170 м (высота интервала перфорации 64 м) в верхней и средней частях сеноманского продуктивного пласта ПК1. Предполагаемое расстояние от низа интервала перфорации (ИП) до начального газоводяного контакта (ГВК) – порядка 40– 50 м. По состоянию на апрель 2013 г. (начало капитального ремонта скважин) интервал 1138–1170 м (32 м) был перекрыт пес- чано-глинистой пробкой (ПГП).

Начало ремонта – 23.02.2013, окончание – 17.04.2013. Проведенные работы позволили нормализовать искусственный

забой на глубине 1170 м. Затем были дважды поставлены и разбурены цементные мосты в ИП.

Для укрепления призабойной зоны пласта (ПЗП) закачано 5 м3 блокирующей жидкости (БЖ) и 8 м3 фиброцементного раствора (Ц).

Расчетная глубина проникновения БЖ составила 0,37 м. Расчетная высота подъема раствора в стволе скважины составила 255 м, т. е. верхняя точка цементного моста должна была находиться на глубине 889 м. Фактически она зафиксирована на глубине 965 м. Таким образом, можно заключить, что часть раствора (5,6 м3) профильтровалась в пласт.

Можно вычислить, что расчетная суммарная глубина проникновения БЖ и Ц составляет 0,59 м. Затем было проведено разбуривание и повторная установка цементного моста. Закачано 10 м3 БЖ и 12 м3 Ц. С учетом общего объема фильтрации, равного 20,6 м3, глубина проникновения смеси БЖ и Ц составляет 0,88 м.

Далее была проведена дополнительная перфорация в интервале 1145–1153 м и комплекс работ по изоляции водопритока в интервале 1080–1135 м. Остается вопрос – почему интервал водоизоляции не совпадает ни со старым, ни с новым интервалами перфорации? Закачано 5 м3 гелеобразующего и 10 м3 цементного раствора. Если предположить, что закачка производилась в интервал 1145–1153 м, то в результате был создан экран с глубиной проникновения 2,0 м. В противном случае, при равномерной фильтрации смеси по разрезу в интервале 1106–1144 м, общая глубина проникновения составит 1,19 м.

117

Секция 2

Был разбурен цементный мост в интервале 1109–1143 м, проведено заполнение скважины конденсатом, перфорация интервала 1107–1142 м, и спуск насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметром 168 мм на глубину 1117 м.

Таким образом, только по результатам закачек общая глубина проникновения смеси жидкости, геля и цементного раствора составляет минимум 1,2 м. С учетом возможной фильтрации бурового раствора, конденсата и других технических жидкостей эта величина может быть в несколько раз больше, что создает определенные трудности при освоении скважины после капитального ремонта.

В мае 2013 г. дважды пытались провести специальные исследования скважины с помощью коллектора «Надым–1», в результате чего получены кратковременные притоки газа (сопоставимые со временем исследования на режимах) от 31 до 82 тыс. м3/сут, с большим содержанием жидкости и механических примесей. По результатам последнего исследования статическое давление на устье Ру составило 6,99 кг/см2, в затрубье Рзт – 19,13 кг/см2.

Силами ПФ «Севергазгеофизика» были проведены геофизические исследования скв. 142, которые показали аналогичные результаты. Гидродинамические параметры в статике следующие: Ру =7,37 кг/см2;

Рзт = 18,78 кг/см2; Рзаб = 23,76 кг/см2; Тзаб = 32,3 oС.

Полученные результаты позволяют предположить, что в НКТ стоит столб воды высотой порядка 160 м, а в затрубье – 50 м.

Энергии пласта недостаточно для выноса воды из ствола, в связи с чем при пуске скважины в отработку наблюдается снижение устьевого давления до 2 кг/см2 и менее.

Депрессия на пласт при работе скважины на режиме не превышает 0,5 кг/см2, что в условиях сильной загрязненности ПЗП недостаточно для ее очистки.

Методами радиоактивного каротажа (нейтронного гамма-каро- тажа – НГК) существенного изменения газонасыщенности в интервале перфорации не зафиксировано, что, по-видимому, связано со значительной зоной проникновения технических жидкостей. В то же время, несмотря на притоки жидкости и газа, освоить скважину не удалось, что свидетельствует о постоянном притоке жидкости (предположительно пластовой воды).

В октябре 2013 г. на основе очередного заключения по результатам интерпретации повторных исследований методом НГК в соседней наблюдательной скв. 50 установлено, что текущее положение ГВК находится значительно выше, чем это представлялось

118

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

ранее. Уровень ГВК в районе наблюдательной скв. 50 был скорректирован почти на 20 м (возможно полное обводнение залежи газа в районе этой скважины).

Для оценки текущего уровня обводнения восточного крыла месторождения (зоне отбора газа ГП-1) рекомендуется выполнить геофизические исследования (НГК) в наблюдательной скв. 49, которая ранее не исследовалась. Перед геофизическими исследованиями скважин необходимо нормализовать забой и поднять НКТ на 70–90 м.

119