Сетевое издание

Международный студенческий научный вестник

ISSN 2409-529X

• Авторы
• Резюме
• Файлы
• Ключевые слова
• Литература

Сиков Н.Н. 1

---

1 ФГБОУ ВО "Тюменский индустриальный университет"

Ачимовские отложения являются трансграничным объектом разработки. По подавляющему большинству скважин отмечается относительное сохранение параметров трещины на протяжении всего периода эксплуатации и наблюдений. Величина полного скин-фактора для скважин ачимовских пластов без ГРП или в период до ГРП имеет значения от -4,2 до -2,5, что косвенно может говорить о техногенном трещинообразовании при бурении. Определение радиуса зоны дренирования является результатом комплексной интерпретации. За основу зоны дренирования принимается окружность определенного радиуса. В среднем радиус дренирования скважин пласта Ач3-4 – 631 м, скважин пласта Ач5 – 750 м. По результатам проведенного анализа эффективности мероприятий по интенсификации притока отмечается, что практически во всех скважинах достигнуты либо превышены ожидаемые параметры трещины.

Статья в формате PDF

468 KB

газ

конденсат

месторождение

гидравлический разрыв пласта

эффективность мероприятия

1. Елишева А.О., Лумпова А.Н., Симаков Е.А., Полетаев К.А., Бриллиант Л.С. Оценка производительности горизонтальных скважин с одной трещиной или системой ГРП // Нефть Газ. Новации. — 2015. — № 2. — С. 50-53.

2. Добкин С.В., Девентер В., Намазова Г., Юшков И.Ю., Нестеренко А.Н. Моделирование продуктивности газоконденсатных скважин // Наука и техника в газовой промышленности. — 2016. — № 4. — С. 17-31.

3. Каширина К.О., Забоева М.И. Приближенные решения о притоке реального газа к вертикальной трещине ГРП и горизонтальному стволупо нелинейному закону фильтрации // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири. Сборник научных трудов Международной научно-практической конференции, посвященной 40-летию кафедры. — 2008. — С. 311-312.

4. Романенков А.В., Синцов И.А., Полякова Н.С. Метод обоснования коэффициентов фильтрационного сопротивления газовых и газоконденсатных скважин с учетом достоверности полученных данных // Успехи современного естествознания. — 2016. — № 6. — С. 185-189.

5. Цыганков В.А., Малкин Д.Н., Савастеев В.Г. Отечественные реагенты для гидравлического разрыва пласта // Наука и техника в газовой промышленности. — 2014. — № 1. — С. 21-27.

В административном отношении месторождение находится на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа.

Ачимовские отложения являются трансграничным объектом разработки, т.е. продуктивные залежи распространены на территории нескольких недропользователей.

Анализ результатов количественной обработки представляется возможным выполнить по 185 информативным замерам КВД в 53 скважинах. Процент информативных КВД составил - 80%. К неинформативным отнесены КВД с малой длительностью регистрации и низким качеством исходных данных, что исключает возможность выполнения количественной обработки.

Краткая сводка по средним газодинамическим параметрам, оцененным методами ГДИС, приведена в таблице 1.

Таблица 1 - Осреднение основных газодинамических параметров по пластам [1]

11,56 / 25*- количество определений, скв.

Подавляющее большинство КВД на пласты группы Ач ВУ и НУ ЛУ, характеризуют модель вертикальной скважины с трещиной конечной проводимости (рисунки 1-3), как результат повсеместно выполняемых мероприятий по ГРП [5].

Рисунок 1 - Диагностические графики КВД в скважине 2-17-01

Рисунок 2 - Диагностические графики КВД в скважине 2-05-03

Рисунок 3 - Диагностические графики КВД в скважине 2-25-02

Диагностические графики КВД до ГРП, так же отражают вертикальную скважину с возможным наличием небольших трещин. Особенно явное влияние трещины конечной проводимости, в то время как, мероприятий по ГРП еще не было, отмечается по скважинам 1-12-07, 2-05-03, 2-12-04, 2-25-02. Скважина 2?25?02 вообще не представлена мероприятиями по ГРП.

Диагностические графики КВД в скважинах на пласт БУ161-4 отражают вертикальную скважину в бесконечном однородном пласте с высоко положительным значением скин-фактора (рисунки 4–5), в том числе за счет частичного вскрытия пласта в двух из четырех скважин. Частичное вскрытие пласта, может быть вызвано рядом причин:

· часть вскрытого интервала – неколлектор возле ствола скважины, но на определенном удалении от скважины весь интервал является единым коллектором

· частичным обрушением перфорационных каналов

· очень сильным загрязнением ПЗП (большая часть интервала блокирована раствором).

Явного влияния геологических границ на диагностических графиках КВД скважин ВУ и НУ ЛУ не отмечается.

Рисунок 4 - Диагностические графики КВД в скважине 905, пласт БУ161-4

Рисунок 5 - Диагностические графики КВД в скважине 93, пласт БУ161-4

Ввиду низкой проницаемости пластов ачимовских отложений ВУ ЛУ и НУ ЛУ и факта наличия в истории каждой скважины мероприятий по ГРП, РФП в подавляющем большинстве исследований не достигается. Радиальный фильтрационный поток, это основа интерпретации ГДИС и опорная величина для оценки kh. Текущая длительность КВД, регистрируемых на скважинах ВУ и НУ ЛУ порядка 10-20 сут. В условиях низкой проницаемости пластов Ач и эффекта от мероприятий по ГРП необходимая длительность замера КВД порядка 40 000 ч.

С целью выполнения количественной обработки по каждой скважине уровень РФП «выставлялся» единожды (в случае сохранения hэфф), который затем распространялся на все КВД, т.е. обработка каждой КВД выполнялась с фиксированием уже известной по тем или иным соображениям Кпр.

Проницаемость методами ГДИС пластов Ач3-4 и Ач52-3 имеет один порядок и составляет в среднем 0,398 мД и 0,256 мД соответственно. Проницаемость пласта БУ161-4 на порядок выше и по результатам осреднения данных 4 скважин составляет 9,78 мД.

Диагностируемые методами ГДИС параметры трещины для пластов Ач3-4 и Ач52-3 идентичны и в среднем составляют: 146-151 м – полудлина трещины Xf и 1345-1370 мД*м – проводимость трещины Fс. Параметры трещин по результатам мероприятий ГРП от 2013 г. составили:

· Xf 80-109 и Fc 447-3140 мД*м - в скважинах куста 1-09;

· Xf 167-288 м и Fc 714-3140 мД*м в скважинах 2-06-02, 2-06-0, 2-17-06 на Ач52-3

По подавляющему большинству скважин (порядка 59 %) отмечается относительное сохранение параметров трещины на протяжении всего периода эксплуатации и наблюдений. Некоторая вариация в значениях может быть объяснена, как погрешность численного решения обратной задачи при большом количестве неизвестных. Решение наиболее чувствительно к определяемой полудлине трещины и существенно менее чувствительно к проводимости трещины.

Тенденция к постепенному наращиванию параметров трещины отмечается в скважинах 1-21-04, 2-21-04, 1-12-03, 1-15-03. Тенденция к постепенному снижению параметров трещины отмечается в скважинах 2-17-03, 1-12-06, 1-17-03, 2-25-05 и 804. Но, в дальнейшем, следует более внимательно рассмотреть данные выводы, так как изменения в оценках Xf и Fc, возможны по причине разных источников по отборам непосредственно перед КВД (шахматка, отчет ГКИ, файл отработки).

По скважинам 807, 1-12-07, 1-13-03, 1-21-06 отмечается резкое снижение величин определяемых полудлины и проводимости трещины ГРП (рисунок 6). При этом в скважинах 804 и 800, по-видимому, ранее, в период отсутствия ГДИС, тоже произошло резкое снижение параметров трещины, так как на текущий момент определяемая полудлина трещины 18-13 м и 39-500 мД*м проводимость. По скважине 1-12-07 снижение является результатом мероприятий по ПВР кровли пласта Ач3-4. Резкое ухудшение параметров трещины в скважине 1-21-06, вполне вероятно, повлекло КРС.

а) Ново-Уренгойский ЛУ б) Восточно-Уренгойский ЛУ

– снижение параметров трещины ГРП, по результатам ГДИ

– увеличение параметров трещины ГРП, по результатам ГДИ

Рисунок 6 - Карты тоннажа проппанта в пласте при проведении ГРП за 2012-2013 гг.

Повторные ГДИС, выполненные в 2013 г., существенных изменений в параметрах трещин ГРП не зафиксировали, за исключением скважин 1-17-05 и 2-25-05. В скважине 2?25-05 продолжается тенденция к снижению определяемых параметров трещины. В скважине 1-17-05 имеет место резкое снижение параметров трещины ГРП в сравнении с последними данными от 2008 г.: Xf 151→60 и Fc 4110→90 мД*м [4].

Концепция скин-фактора для газоконденсатных скважин ВУ и НУ ЛУ с ГРП подразумевает как минимум три составляющие:

Механический скин, за счет наличия измененной зоны в районе трещины. Величина данной составляющей по фактическим данным мала и составляет +0,08 – пласт Ач3-4, 0 – пласт Ач52-3. На рисунке 7 приведено влияние механического скин-фактора на диагностический график КВД.

Геометрический скин, обусловлен наличием трещины и является функцией полудлины трещины и безразмерной проводимости:

Рисунок 7 - Диагностические графики КВД скв. 1-15-01 при разных механических Sф

Величина геометрического Sф для скважин пласта Ач3-4 -6,73 и для пласта Ач52-3 -6,79. Теоретически, величина геометрической составляющей, обусловленной трещиной ГРП, может быть, и -7, и -8, что имеет место быть по ряду скважин [3].

Скин-фактор, зависящий от дебита за счет возникновения турбулентного потока. Количественно выражается в Dфактор и отражает отклонение от закона Дарси.

Величина полного скин-фактора для скважин пластов группы Ач без ГРП или в период до ГРП имеет значения от -4,2 до -2,5, что косвенно может говорить о техногенном трещинообразовании при бурении.

Величины полного Sф скважин пласта БУ161-4 глубоко положительны +6 - +30. По скважинам 905 и 93 скин-фактор обусловлен как минимум двумя составляющими:

· Механическая, за счет загрязнения ПЗП;

· Геометрическая, за счет частичного вскрытия пласта.

Определение радиуса зоны дренирования является результатом комплексной интерпретации. За основу зоны дренирования принимается окружность определенного радиуса. В среднем радиус дренирования скважин пласта Ач3-4 – 631 м, скважин пласта Ач52-3 – 750 м.

Если в процессе проведения газодинамического исследования был осуществлен полный комплекс замеров «отработка на 3-6 режимах ИК+КВД, то представляется возможным построить IPR (рисунок 8) для такого исследования и оценить фильтрационные коэффициента а и b, продуктивность скважины и AOFP [2].

По результатам проведенного анализа эффективности мероприятий по интенсификации притока отмечается, что практически во всех скважинах достигнуты либо превышены ожидаемые параметры трещины.

Рисунок 8 - Динамика построения IPR скв. 1-12-01

Неоспоримо и увеличение добывных возможностей ачимовского коллектора. Следует заметить, что в некоторых скважинах наблюдается занижение заявленных параметров трещины относительно фактических. В основном эти скважины вскрывают пласт либо субгоризонтально, либо вертикально, но без цементирования хвостовика, что приводит к тому, что формирование трещины не направленно и результаты нагнетательных тестов имеют достаточно низкую достоверность.

Библиографическая ссылка