image
energas.ru

Газовая промышленность № 11 2017

Добыча газа и газового конденсата

01.11.2017 11:00 ОСОБЕННОСТИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ ГАЗОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН РАЗНОЙ КОНСТРУКЦИИ, ДРЕНИРУЮЩИХ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫЕ ГАЗОВЫЕ ПЛАСТЫ
По мере снижения запасов сеноманского газа, считающегося традиционным (классическим для Ямальского региона) и обеспечивавшего десятки лет стабильные уровни добычи, переход на другие ярусы для Западной Сибири неизбежен и уже достаточно успешно начат. Об этом свидетельствует опыт разработки низкопроницаемых газоконденсатных залежей ачимовских отложений. К низкопроницаемым отложениям относятся и газовые коллекторы туронского яруса, полномасштабное освоение которых в 2011 г. одной из первых начала компания ОАО «Севернефтегазпром». На сегодняшний день компанией накоплен богатый опыт по бурению скважин сложного профиля, проведению исследований слабосцементированного керна, а также оценки добычных возможностей скважин по результатам газодинамических исследований. В статье на основании анализа исходной промысловой информации выполнена оценка результатов газодинамических исследований двухзабойной и субгоризонтальной, а также разведочной скважин до и после гидроразрыва пласта. Помимо этого дается оценка эффективности применяемой методики проведения газодинамических исследований с точки зрения получения максимально полной информации по объекту эксплуатации, режиму работы скважины, а также минимизации времени записи кривой восстановления давления. Данные, полученные в результате исследований, систематизированы в таблице, создана аналитическая модель субгоризонтальной скважины. Авторы статьи приходят к выводам, что каждая скважина нуждается в индивидуальной программе исследований в связи с тем, что параметры ее эксплуатации критически близки к условиям гидратообразования в забое, что применение гидроразрыва пласта в ряде случаев способно семикратно увеличить продуктивность скважины, что технология газодинамических исследований находит успешное применение в низкопроницаемых коллекторах.
Ключевые слова: НИЗКОПРОНИЦАЕМЫЙ ПЛАСТ, ГАЗОДИНАМИЧЕСКоЕ ИССЛЕДОВАНИе, РАДИАЛЬНЫЙ ПРИТОК, НЕУСТАНОВИВШИЙСЯ РЕЖИМ, МНОГОСТВОЛЬНАЯ СКВАЖИНА.
Открыть PDF


Предприятие ОАО «Севернефтегазпром», ведущее разработку сеноманской газовой залежи Южно-Русского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ), приступило к реализации пилотного для России проекта по освоению туронской залежи газа [1].

Туронские продуктивные отложения, залегающие выше сеномана, как правило, на глубине 710–840 м (а. о.), приурочены к опесчаненной пачке мощной глинистой толщи, являющейся региональной покрышкой для крупных скоплений газа в сеноманском газоносном комплексе Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

1.png

Породы-коллекторы продуктивного пласта Т1–2 по классификации А.А. Ханина [2] относятся к коллекторам III–V класса, по единичным определениям – к коллекторам II класса.

Туронская залежь введена в опытно-промышленную эксплуатацию в декабре 2011 г. пуском одной двухзабойной скважины, подключенной в газосборную сеть сеноманского промысла в соответствии с утвержденными решениями.

1_1.png

По результатам освоения залежи сделан вывод, что, несмотря на положительную динамику пробной эксплуатации туронской залежи, недостаточно изучено влияние геологического строения на изменение продуктивности скважин при проведении интенсификации притока либо других геолого-технических мероприятий (ГТМ). В связи с этим выполнены продолжительные газодинамические исследования (ГДИ) в целях получения информации об эффективности методики проведения и интерпретации ГДИ, задачей которых является оценка качества притока флюида к забоям добывающих скважин разных конструкций.

1_1_1.png

При интерпретации результатов ГДИ на газовых скважинах применяют классическую методику с определением коэффициентов фильтрационных сопротивлений уравнения притока «А» и «В», используя конечную точку записи забойного давления либо величину данного давления на момент отбора проб флюида со скважины. Величина же пластового давления и, соответственно, проницаемость пласта определяются методом Хорнера – построением касательной к конечному участку кривой восстановления давления (КВД) [3, 4]. В частности, все первичные исследования были интерпретированы с использованием данного подхода.

1_1_2.png

Однако такой подход неприменим при интерпретации ГДИ скважин, вскрывающих низкопроницаемые коллекторы [5] со сложной архитектурой забоя. Рассмотрим причины этого на примере результатов ГДИ скв. WRХ1 в 2015 и в 2016 гг.:

• за продолжительное время работы скважины на режиме фильтрации (в некоторых случаях достигает 100 ч) не происходит установления псевдостационарной фильтрации (условие обеспечения изменения давления во времени не приобретает постоянный характер, т. е. ∆P/∆t ≠ const), что, как правило, приводит к некорректному определению коэффициентов фильтрационных сопротивлений «А» и «В» уравнения притока газа и, соответственно, продуктивности скважины. На рис. 1 показано влияние длительности режима на индикаторную диаграмму;

• традиционное определение величины пластового давления и проницаемости пласта по методу Хорнера также вызывает вопросы, поскольку построение касательной выполняется к конечному участку кривой, который заведомо предполагается как режим радиального течения. На некоторых туронских скважинах выполнен гидроразрыв пласта (ГРП), а эксплуатационные скважины имеют пологую протяженную проходку по пласту, и достоверно определить по фактической записи КВД участок радиального течения газа затруднительно, а иногда просто невозможно.

Для достоверного определения технологической эффективности ГРП была разработана программа для разведочной скв. WRХ1, согласно которой на этапе до проведения ГРП выполнена интерпретация результатов ГДИ, в ходе которых дебит газа изменялся от 34 до 60 тыс. м3/сут, забойное давление – от 6,0 до 2,1 МПа. После ГРП также были проведены исследования, согласно результатам которых дебит газа составлял 101–270 тыс. м3/сут, забойное давление – 9,2–8,1 МПа.

1_1_3.png

По результатам регрессионной настройки аналитической модели вертикальной скважины удовлетворительную сходимость расчетных и фактических данных по забойному давлению (рис. 2) удалось получить при фильтрационных параметрах, представленных в таблице.

1_1_4.png

На рис. 3 приведено сопоставление диагностических графиков КВД до и после ГРП. На рисунке прослеживается изменение характера производной Бурде и отчетливо выделяются два основных момента, повлиявшие на результаты интерпретации КВД после ГРП:

• фрагмент 1 на рис. 3 свидетельствует о том, что трещина ГРП приобщила дополнительные пропластки пласта Т1–2, поскольку итоговое положение так называемой полки kh на диагностическом графике ниже, чем до ГРП, что означает увеличение итогового значения параметра kh;

• фрагмент 2 на рис. 3 показывает аналогичное улучшение свойств в призабойной зоне пласта (ПЗП), при этом на графике прослеживаются классические наклоны производной ¼ и ½, свидетельствующие о наличии сформированной трещины ГРП в пласте, обеспечивающей приток к скважине.

В результате интерпретации ГДИ скважины WRХ1 следует отметить, что:

• значение kh после выполнения ГРП увеличилось более чем в 2 раза ввиду приобщения трещиной ГРП проницаемых прослоев (проницаемость увеличилась с 1,4 до 3,3·10–3 мкм2);

• сформированная трещина ГРП полудлиной 35 м и проводимостью 166·10–3 мкм2·м позволила преодолеть загрязненную зону в ПЗП, полученную по результатам бурения, и снизить итоговую величину скин-фактора по скважине с 6,72 до –3,9, что позволило увеличить продуктивность скважины в 7 раз.

1_1_5.png

СКВАЖИНА 2HWХХ4

На газовых залежах туронского яруса Южно-Русского месторождения было реализовано технологически сложное решение, а именно строительство двухзабойной скв. 2HWХХ4, вскрывшей залежь пласта Т1–2 Южно-Русского НГКМ субгоризонтально каждым из стволов в разных направлениях в плане и по разрезу, т. е. основной ствол длиной 254 м вскрывает нижнюю часть пласта Т1–2 в интервале 1501–1755 м по длине ствола, а боковой – длиной 327 м – верхнюю, в интервале 1155–1482 м.

Поскольку добыча газа по боковому и основному стволу скв. 2HWХХ4 осуществляется раздельно, как и регистрация забойных термобарических параметров в процессе ГДИ, интерпретация результатов исследования скв. 2HWХХ4 была выполнена раздельно для каждого из стволов.

Боковой субгоризонтальный ствол скв. 2HWХХ4 запущен в эксплуатацию в 2011 г. По данным газодинамического источника колебаний (ГИС-К), выполненным в сентябре 2015 г., отмечаются следующие основные моменты, которые были учтены при интерпретации ГДИ:

• по сравнению с исследованиями от декабря 2013 г. и мая 2014 г. профиль притока изменился незначительно и водоприток в скважину не отмечен, что говорит о том, что на протяжении периода эксплуатации, по данным КВД, должно выдерживаться одно положение полки kh, так как, по данным ГИС-К, приобщения либо, наоборот, отключения из работы какого-либо из пропластков не происходит;

• из 327 м проходки по пласту Т1–2 эффективная длина горизонтального участка скважины составляет 321 м.

На скв. 2HWХХ4БС комплекс ГДИ с записью забойного давления на режимах и регистрацией КВД выполняется ежегодно с 2011 гг. Сопоставление диагностических графиков указанных КВД приведено на рис. 4. Установлено, что на протяжении периода их регистрации во всех трех случаях производные Бурде имеют схожий вид. Этот факт прежде всего указывает на то, что динамика забойного давления при восстановлении давления неизменна и, как следствие, продуктивность скважины за рассматриваемый временной промежуток не изменяется.

В целях более достоверного определения положения полки kh дополнительно при интерпретации использован метод деконволюции (Deconvolution, Thomas von Schroeter method) [6, 7]. Реализация данного метода заключается в выполнении с применением программного обеспечения последовательных итераций, на основе которых подбирается сценарий выхода режима течения газа на радиальный. Таким образом, осуществляется прогноз дальнейшего восстановления давления без фактических данных на основе режимов работы скважины перед КВД. На рис. 4 представлены результаты применения метода деконволюции, подтвердившие предположение о скрытом радиальном притоке к скважине. По результатам интерпретации значение kh установилось примерно на уровне 58·10–3 мкм2·м.

1_1_6.png

Ориентируясь на результаты применения метода деконволюции и зависимость скин-фактора от дебита газа, была выполнена регрессионная настройка аналитической модели субгоризонтальной (наклонной) скважины на записи забойного давления на протяжении всего периода эксплуатации скв. 2HWХХ4БС. Данный подход исключает неопределенности, которые могут быть получены при влиянии предыдущего режима работы скважины на последующий согласно принципу суперпозиции. В результате приемлемая сходимость расчетных и фактических данных по забойному давлению (рис. 5, 6) достигнута при фильтрационных параметрах пласта и скважины, представленных в таблице.

1_1_7.png

По результатам интерпретации результатов ГДИ скв. 2HWХХ4БС:

• диагностируемые фильтрационные параметры свидетельствуют о хорошем качестве вскрытия пласта скважиной, поскольку суммарный скин-фактор равен –3,36, что сопоставимо с ГРП в вертикальном стволе скв. WRХ1;

• согласно результатам моделирования работающая длина субгоризонтального участка составляет около 295 м, что несколько ниже, чем эффективная длина по данным ГИС-К, проведенным через насосно-компрессорные трубы (НКТ);

• диагностировано высокое значение параметра анизотропии пласта, равное 0,018.

Основной субгоризонтальный ствол скв. 2HWХХ4 (2HWХХ4ОС) запущен в эксплуатацию, как и боковой ствол, в 2011 г. Порядок ГДИ скв. 2HWХХ4ОС полностью повторяет действия, описанные для скв. 2HWХХ4БС, главным образом изохронные режимы с остановками на КВД и запись длительной КВД.

Положение полки kh было определено методом деконволюции, диагностические графики приведены на рис. 7, значение kh прослеживается на уровне 9,5·10–3 мкм2·м, однако зависимость увеличения скин-фактора от дебита газа определить не удалось, поскольку, как показано на рис. 8, на режимах фильтрации наблюдается нехарактерное для замкнутой системы изменение забойного давления. Данный факт обусловлен влиянием подачи метанола в процессе выполнения ГДИ либо образованием гидратов на забое или стволе скважины, что приводит к изменению темпа стабилизации давления.

Тем не менее выполнена интерпретация результатов эксплуатации скважины на протяжении всего периода регистрации КВД. Основное внимание при регрессионной настройке уделено максимальной сходимости теоретических кривых с фактическими КВД за весь период работы скважины. В итоге максимальная сходимость расчетных и фактических забойных давлений достигнута при фильтрационных параметрах пласта и скважины, представленных в таблице, результаты интерпретации приведены на рис. 9, 10.

По результатам выполненной интерпретации ГДИ скв. 2HWХХ4ОС:

• интерпретация кривой стабилизации давления (КСД) осложнена описанными проблемами с возможным гидратообразованием и подачей метанола;

• согласно результатам моделирования работающая длина субгоризонтального участка составляет примерно 207 м, что согласуется с данными геофизических исследований скважины (ГИС);

• низкие параметры эксплуатации скв. 2HWХХ4ОС обусловлены только низкими значениями проницаемости вскрытой нижней части пласта Т1–2, поскольку, как уже было описано, качество вскрытия пласта скважиной высокое. Диагностируемое значение kh ниже, чем по боковому стволу, в 6 раз, что в совокупности с высокой анизотропией (0,011) привело к более низким дебитам скважины и высоким депрессиям на пласт.

1_1_8.png  

СКВАЖИНА UHWХХ4

Уникальная в своем роде скв. UHWХХ4 вскрывает туронскую залежь пласта Т1–2 Южно-Русского НГКМ сначала субгоризонтально от кровли до подошвы, причем длина ствола составляет 516 м (интервал по стволу 949–1465 м), а затем от подошвы до кровли восходящим стволом длиной 242 м (интервал по стволу 1560–1802 м). Данный способ вскрытия позволяет одним стволом скважины вскрыть два раза один пласт, что сопоставимо с двухзабойной скважиной, работающей в одну НКТ.

1_1_9.png


Скважина запущена в эксплуатацию в 2014 г., и на сегодняшний день неоднократно выполнены ГДИ с регистрацией длительных КВД. В процессе исследований на режимах фильтрации в 2014 и 2015 гг. получены схожие результаты:

• дебит газа изменялся в диапазоне значений 217–400 тыс. м3/сут;

• устьевое давление изменялось от 7,5 до 5,2 МПа, забойное – от 7,5 до 8,5 МПа.

В 2014 г. на скважине проведен комплекс ГИС по определению профиля притока, согласно которому установлено:

• фильтр в кровельной части продуктивных отложений Т1–2 в интервале 949,0–1464,8 м перекрыт НКТ, работает газом по межтрубному пространству сверху вниз с выходом в лифт скважины из-под башмака НКТ;

• фильтр в интервале 1560,31–1802,4 м характеризуется интенсивным газопритоком;

• признаков водопритока в ствол скважины в интервале исследований не отмечается, работающая длина составляет 700 из 758 м.

На начальном этапе, учитывая результаты интерпретации скв. 2HWХХ4 и FHWXX2 в работе [8], методом деконволюции было определено положение полки kh (диагностические графики приведены на рис. 11), и значение параметра kh установилось на уровне 75,8·10-3 мкм2·м.

Полученные данные легли в основу аналитической модели субгоризонтальной скважины. Основное внимание при регрессионной настройке уделено максимальной сходимости теоретических кривых с фактическими КВД за весь период работы скважин, поскольку, как и в случае скв. 2HWХХ4, качественной настройки на результаты КСД достичь не удалось по тем же причинам, связанным с подачей метанола на забой. В итоге максимальная сходимость расчетных и фактических забойных давлений получена при фильтрационных параметрах пласта и скважины, представленных в таблице, результаты интерпретации приведены на рис. 12, 13.

По результатам интерпретации ГДИ скв. UHWХХ4:

• в целом по интерпретации КВД скв. UHWХХ4 наблюдается лучшее из всех рассмотренных скважин качество вскрытия пласта, поскольку суммарный скин-фактор имеет отрицательное значение, равное –5,5;

• согласно результатам моделирования работающая длина субгоризонтального участка составляет примерно 708 м, что согласуется с данными ГИС.

    1_1_10.png 

ВЫВОДЫ

Ввиду низких фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта Т1–2 и сложной архитектуры забоя скважин провести интерпретацию ГДИ классическими методами затруднительно, поскольку требуется длительная стабилизация режима для качественного построения индикаторных диаграмм. Поскольку параметры эксплуатации скважин критически близки к условиям гидратообразования на забое, необходимо для каждой скважины индивидуально подбирать программу исследований.

Результаты интерпретации ГДИ и длительной эксплуатации двухзабойной скв. 2HWХХ4 (бокового и основного стволов), скв. UHWХХ4 U-образного профиля и разведочной скв. WRХ1, на которой выполнен ГРП, представлены в таблице.

По пробуренным скв. 2HWХХ4 (ОС и БС) и UHWХХ4 диагностируются скин-факторы, равные –3,0; –3,4 и –5,5, соответственно, что позволяет сделать вывод об успешности применения данной технологии на низкопроницаемых коллекторах.

Результаты ГРП на скв. WRХ1 способствовали увеличению коэффициента продуктивности скважины в 7 раз относительно ГДИ до ГРП. Трещина ГРП уверенно прослеживается по данным регистрации КВД. Ее полудлина составляет 35 м, проводимость – 166·10-3 мкм2·м.

1_1_11.png

Фильтрационные параметры по скважинам, вскрывающим туронскую залежь Южно-Русского НГКМ

Filtration parameters by wells drilled in the Turonian deposit of the Yuzhno-Russkoe oil and gas condensate field

Скважина

Well

k, 10–3 мкм2 (μm2)

kh, 10–3 мкм2·м (μm2·m)

Total S

С,
м3/МПа

(m3/MPa)

Xf, м (m)

Fc, 10–3 мкм2·м (μm2·m)

Rin, м (m)

kz/kx

hw, м (m)

PI, (тыс. м3/сут)/МПа2 ((thousand m3/day)/MPa2)

2HWХХ4ОС

2HWXX4OS

0,37

9,4

–3,01

0,62

84

0,01140

207

0,6

2HWХХ4БС

2HWXX4BS

1,75

58,3

–3,36

0,04

188

0,01880

287

3,1

UHWХХ4

1,25

75,8

–5,58

2,10

115

0,06000

650

6,9

WRХ1

3,32

99,6

–3,90

0,53

35

166

255

5,0

Примечание: k – проницаемость пласта; kh – проводимость пласта; Total S – скин-фактор; С – параметр, определяющий влияние ствола скважины; Xf – полудлина трещины гидроразрыва; Fc – проводимость трещины гидроразрыва; Rin – радиус исследования; kz/kx – анизотропия пласта; hw – эффективная длина горизонтального ствола; PI – параметр продуктивности скважины
Note: k – reservoir permeability; kh – reservoir production capacity; Total S – skin factor; С – parameter determing the influence of the well’s bottom hole; Xf – half the length of the crack of hydraulic fracturing; Fc – conductivity of the crack of hydraulic fracturing; Rin – radius of investigation; kz/kx – formation anisotropy; hw – effective length of the horizontal shaft; PI – well’s production capacity value

 



← Назад к списку