image
energas.ru

Газовая промышленность № 02 2018

Геология и разработка месторождения

01.02.2018 11:00 Влияние петрофизических характеристик горных пород продуктивного пласта на результаты освоения скважин
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.
Открыть PDF


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 случая устанавливать оптимальный диапазон изменения репрессии и депрессии, при которых, с одной стороны, исключалось бы или сводилось к минимуму отрицательное воздействие промывочной жидкости на фильтрационно-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 (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 скважины. 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 сообщением ПЗП с удаленной зоной пласта фильтрационными каналами, 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 проведения газогидродинамических исследований (ГГДИ). При создании 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 состояния горных пород продуктивных пластов (Пнс) от коэффициента аномальности пластового давления Ка.

Безразмерный параметр Пнс определяется по формуле:

1.png,                                        (1) 

где pгор – горное давление вышележащих пород, МПа; pпл – пластовое давление, МПа.

Коэффициент аномальности пластового давления:

1_1.png,                                        (2) 

где pгст – 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 30º. 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.

1_1_1.png

Результаты расчетов приведены в табл. 1 и на рис. 1 и 2.

Анализ результатов расчетов параметра Пнс для различной аномальности пластового давления позволяет установить следующее:

  • напряженное состояние возрастает с уменьшением величины Ка (рис. 1, 2);

  • напряженное состояние терригенных и карбонатных горных пород увеличивается по гиперболической зависимости при снижении 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 Ка < 0,9 значения 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 водонасыщенность и снижает фазовую проницаемость для УВ.

1_1_2.png

При освоении скважины и снижении pпл в ПЗП за счет понижения забойного давления (создание депрессии на пласт) напряженное состояние горных пород также будет увеличиваться в соответствии формулой (3):

1_1_3.png,                         (3)

 

где ∆рдеп – величина депрессии на ПЗП, при которой начинается приток газа или нефти в скважину.

Величина ∆рдеп на сегодняшний день может быть оценена только на основе результатов комплексных исследований скважин.
В табл. 2 и 3 приведены результаты этих исследований, взятых из работ [1, 5, 15–18], и определены величины параметра Пнс для соответствующих значений pпл и ∆рдеп.

ПЕЛЯТКИНСКОЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

На Пеляткинском газоконденсатном месторождении (ГКМ) основными продуктивными пластами являются три эксплуатационных объекта [1, 15] – пласты СД-IV (2383–2424 м); СД-VIII (2574–2618 м) и СД-IXa (2625–2631 м).

Терригенные породы суходудинской 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-IV, 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-IV) дебит линейно увеличивался от 294,4 до 634,2 тыс. м3/сут, при сравнительно незначительном изменении удельного коэффициента продуктивности от 26,32 до 29,57 тыс. м3/(МПа·сут·м);

  • проницаемость горных пород в ПЗП была значительно выше, чем в других скважинах (Кпр = 57,2·10-3 мкм2 при m = 16,2 %);

  • по скв. 822, 823, 833 (СД-IV 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 ∆рдеп, а по трем скважинам оставался практически неизменным;

  • пять скважин (50 %) из десяти имеют пониженную удельную продуктивность Куд.прод ≤ 3,5 тыс. м3/(МПа·сут·м), в них максимальный дебит не превышал 187,0–357,1 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 – 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'деп = ∆рдеп/pпл.

Согласно проекту опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ) были приняты неодинаковые оптимальные значения ∆рдеп для скважин Пеляткинского ГКМ:

  • для пласта СД-IV 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-VIII 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-IXa в скв. 825 – 4,2 МПа; в скв. 829 – 14,6 МПа.

Таким образом, выбранные значения ∆ изменялись в зависимости от продуктивности скважин (табл. 2 и рис. 3). Значения ∆р'деп вычислялись для ∆ (по проекту) и для максимальных ∆, полученных на основе ГГДИ. Из рис. 3 следует, что данные по скважинам всех трех пластов (СД-IV, СД-VIII, СД-IXa) ложатся на линии 1 и 2 в пределах 0,02 ≤ ∆р'деп ≤ 0,6.

В интервале 0,02 ≤ ∆р'деп ≤ 0,28 параметр Пнс изменяется в пределах 1,3–1,5, а в интервале 0,28 ≤ ∆р'деп ≤ 0,6 происходит более интенсивный рост параметра напряженного состояния Пнс в пределах 1,5–3,25. Поэтому значения Пнс = 1,5 при ∆р'деп = 0,28 и = 0,68 следует считать граничными, с изменением которых начинается более интенсивный рост напряженного состояния ПЗП. Повышение депрессии более
6,5 МПа (28 % от пластового давления) для низкопродуктивных скважин неэффективно. Приведенные результаты могут быть основанием для выбора оптимальной депрессии на различных этапах освоения скважин при разведке и разработке месторождений.

 1_1_4.png

ЧАЯНДИНСКОЕ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Подобные результаты были получены при освоении и пробной эксплуатации разведочных скважин на Чаяндинском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ). Основные продуктивные газовые, газоконденсатные и газоконденсатонефтегазовые залежи приурочены к сложнопостроенным 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 характеризуются неравномерной фациальной изменчивостью, которая связана с неоднородностью литологического 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 газоконденсатных 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 ≥ Куд.прод ≥ 33,6 тыс. м3/(МПа·сут·м); = 74,5 тыс. м3/(МПа·сут·м));

  • 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 ≥ Куд.прод ≥ 10,8 тыс. м3/(МПа·сут·м); = 15,7 тыс. м3/(МПа·сут·м));

  • III группа – 7 скважин: 180-06, 321-05, 321-1, 321-11, 321-19, 321-47, 321-47 (9,1 ≥ Куд.прод ≥ 5,5 тыс. м3/(МПа·сут·м); = 7,5 тыс. м3/(МПа·сут·м));

  • IV группа – 7 скважин: 180-02, 213-01, 321-25, 321-45, 321-5, 321-50, 321-52 (3,7 ≥ Куд.прод ≥ 0,03 тыс. м3/(МПа·сут·м); = 1,1 тыс. м3/(МПа·сут·м)).

Из табл. 3 видно, что для скважин I–III групп при относительно 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 ( = 0,03 тыс. м3/(МПа·сут·м)) составляет Кпр = 49·10–3 мкм2 (по керну), а проницаемость ПЗП высокопродуктивной скв. 321-30 ( = 209,9 тыс. м3/(МПа·сут·м)) равна 673,4·10–3 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/(МПа·сут·м) 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 ботуобинском горизонте Чаяндинского НГКМ показал, что более чем в 30 % скважин, вскрывших низкопродуктивные коллекторы, требуется интенсификация притока и доведение их дебитов до 250–300 тыс. м3/сут при депрессии на пласт 2,0–3,0 МПа [1].

Графики изменения напряженного состояния горных пород ботуобинского горизонта в ПЗП Чаяндинского НГКМ и коэффициента от изменения относительной 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 Пеляткинском ГКМ, имеет место рост интенсивности Пнс в точках с координатами ∆р'деп = 0,25, Пнс = 2,23 и = 0,57. Поэтому при 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 создании 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 ∆р'деп более 0,28 и 0,25, соответственно. Значения безразмерного 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. 

 

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

Коэффициент аномальности пластового
давления Ка

Anomaly coefficient of reservoir
pressure, Ка

Параметр напряженного состояния горных пород продуктивных пластов Пнс

Parameter of stressed state of rocks
of productive
reservoirs Пнс

Горное, ргор 

Ground, ргор

Пластовое, pпл

Reservoir, pпл

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 (сarbonate 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

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

СД-VIII 

SD-VIII

СД-IXa 

SD-IXa

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 pпл, МПа 

Reservoir pressure pпл, MPa   

22,71–23,40

24,04–25,07

24,8–25,12

Эффективная мощность пласта hэф, м 

Net reservoir thickness hэф, m   

13,3–20,0

15,0–38,0

4,0–7,2

ФЕС 

Porosity and permeability properties

Кпр·10-3, мкм2

Кпр·10-3, mkm2

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 Куд.прод, тыс. м3/(МПа·сут·м) 

Specific productivity Куд.прод, thousand m3/(MPa·days·m)



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 Qг, тыс. м3/сут 

Gas flow rate Qг, 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 ∆рдеп, МПа 

Depression on reservoir ∆рдеп, MPa



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

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 pпл, МПа 

Reservoir pressure pпл, MPa     

13–13,4

13,1–13,4

12,8–13,6

12,9–13,4

Эффективная газонасыщенная мощность пласта hэф, м 

Net gas reservoir thickness hэф, 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

Кпр·10-3, мкм2

Кпр·10-3, mkm2

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

Кпр·10-3, мкм2

Кпр·10-3, mkm2

Диапазон измерения 

Measurement range

0,2–1658

0,1–2025

0,1–1015

2,4–2238,6

Среднее значение 

Average value

292,3

263,7

191,2

240,8

Удельная продуктивность Куд.прод, тыс. м3/(МПа·сут·м) 

Specific productivity Куд.прод, thousand m3/(MPa·days·m)       

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 Qг, thousand m3/day      

Диапазон измерения 

Measurement range

232,5–507,0

181,0–447,0

41,6–291,0

2,2–186,0

Среднее значение 

Average value

363,6

306,6

166,7

46,1

Депрессия на пласт ∆рдеп, МПа 

Depression on reservoir ∆рдеп, MPa      

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

 




← Назад к списку