Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ современных методов вторичного вскрытия продуктивных пластов в газовых скважинах 13
1.1. Методы проведения перфорационных работ 13
1.1.1. Вторичное вскрытие продуктивных пластов при репрессии 14
1.1.2. Выбор перфорационных систем 17
1.1.3. Особенности проведения перфорационных работ при АНПД 22
1.2. Основные причины снижения проницаемости коллекторов 26
1.3. Интенсификация притока газа после проведения перфорации 29
1.4. Оптимизация процесса ввода скважины в эксплуатацию после проведения ремонтных работ 34
1.5. Геофизические методы контроля технического состояния скважин 39
Выводы к 1 -й главе 45
Глава 2. Влияние условий вторичного вскрытия газоносных пластов на продуктивность скважин 47
2.1. Анализ динамики изменения фильтрационных коэффициентов 47
2.1.1. История разработки газовых месторождений 50
2.1.2. Определение потенциального дебита скважины 53
2.2. Оценка соответствия динамики падения пластового давления количеству накопленного газа 56
Выводы ко 2-й главе 60
Глава 3. Разработка технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов газовых скважин 62
3.1. Краткая характеристика сеноманской газовой залежи 62
3.1.1. Общие сведения о Вынгапуровском газовом месторождении 62
3.1.2. Геолого-геофизическая изученность региона 64
3.1.3. Характеристика ФЕС итолщин пластов 66
3.2. Геолого-геофизического обоснования технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов на поздней стадии эксплуатации газовых месторождений 67
3.3. Вторичное вскрытие продуктивных пластов при депрессии на пласт 72
3.3.1. Проведение перфораторных работ при депрессии 76
3.3.2. Проведение перфораторных работ при депрессии в условиях АНПД 78
3.4. Вторичное вскрытие продуктивных пластов в газовой среде 81
3.5. Использование колтюбинговой технологии для проведения перфорационных работ 85
3.6. Создание необходимой депрессии на пласт 87
3.6.1. Создание необходимой депрессии методом снижения уровня 87
3.6.2. Технология снижения уровня в скважине с использованием пенообразующей жидкости 90
Выводы к 3-й главе 91
Глава 4. Эффективность технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов на депрессии и в газовой среде 92
4.1. Технико-экономическая эффективность применения технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов при депрессии и в газовой среде 92
4.1.1. Расчёт стоимости затрат базового варианта ремонтно -восстановительных работ 92
4.1.2. Расчёт стоимости затрат технологичного варианта ремонтно -восстановительных работ 98
4.2. Геолого - промысловая эффективность применения новой технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов 103
4.3. Интенсификация притока газа 104
Выводы к 4-й главе 105
Заключение и основные выводы 107
Литература 110
Приложения 117
- Оптимизация процесса ввода скважины в эксплуатацию после проведения ремонтных работ
- Оценка соответствия динамики падения пластового давления количеству накопленного газа
- Геолого-геофизического обоснования технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов на поздней стадии эксплуатации газовых месторождений
- Геолого - промысловая эффективность применения новой технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов
Введение к работе
Актуальность темы: приоритетным направлением развития газовой промышленности в России, в частности, в Западно-Сибирском регионе, является повышение степени извлечения газа из недр. При существующих методах разработки месторождений газоотдача составляет 50 - 90 %. Проблема повышения газоотдачи особенно актуальна на поздней стадии эксплуатации газовых месторождений.
Одной из особенностей разработки крупных газовых месторождений с суммарной эффективной газонасыщенной мощностью 60 - 80 и более метров является то, что для обеспечения равномерной выработки запасов газа по разрезу применяется кустовое размещение скважин и дифференцированная схема вскрытия продуктивного пласта в пределах куста. Часть скважин вскрывает нижнюю толщу пласта, за исключением 10 - 15 м от газоводяного контакта (ГВК), часть скважин - среднюю толщу, а часть других вскрывают прилегающие к кровле интервалы. Таким образом, 60 - 70 % скважин при вводе их в эксплуатацию имеют запас неперфорированной газоносной толщины, которую по мере разработки месторождений и продвижения ГВК следует вводить в работу.
Наиболее широко применяющаяся на практике технология вторичного вскрытия продуктивных пластов при репрессии сопровождается загрязнением и кольматацией призабойной зоны пласта (ПЗП). Это приводит к ухудшению коллекторских и фильтрационных характеристик пластов, снижению продуктивности скважины и, как следствие, к потере извлекаемых запасов газа.
Для сохранения коллекторских и фильтрационных свойств ПЗП вторичное вскрытие продуктивных пластов следует проводить при депрессии на пласт или в газовой среде. Данный способ перфорационных работ исключает попадание в скважину воды и технологических жидкостей, используемых при капитальном ремонте скважин (КРС) и обеспечивает очистку ПЗП от бурового раствора и кольматанта.
5 Поэтому актуальными являются совершенствование и реализация технологии вторично вскрытия продуктивных пластов на депрессии, особенно в период падающей добычи, что позволяет сохранить эксплуатационный фонд скважин, продлить сроки эксплуатации газовых месторождений и обеспечить более полную выработку запасов.
Теоретические, методические и практические исследования по отдельным аспектам проблемы проведения перфорационных работ в России проводили Р.Г. Абдулхаиров, А.В. Амиян, В.А. Амиян, В.А. Афанасьев, Б.М. Беляев, Н.П. Васильева, М.С. Вечерская, И.Н. Гайворонский, Л.А. Горбенко, Н.Г. Григорян, В.И. Гусев, Н.И. Гущин, B.C. Замахаев, М.Л. Золин, Н.В. Иванов, В.Ф. Калинин, В.А. Клибанец. Г.Н. Леоненко, Д.В. Коновалов, Е.А. Левин, С.А. Ловля, Р.А. Максутов, А.С. Маргуис, Б.П. Минеев, Г.Т. Овнатанов, Л.А. Петрова, Л.Г.Петросян, Д.Е. Пометун, В.Ю. Розов, В.К. Федорцов, В.И. Тимченко, Л.Я. Фридляндер, А.П. Чичварин, А.Ф.Шакиров, Р.А. Шакиров, В.И. Щуров, СВ. Якимов и за рубежом P.P. Боэд, Р.С.Бэйс, Е.Ф. Бриджер, И.А. Клотц, Р.Ф. Крюгер, Д.С. Пай, Л.Д. Пэйтон, Р.А. Шмидт, Р.Е. Шнайдер, У.А. Эботт и др.
Показано, что одним из основных элементов подготовки скважин к эксплуатации после бурения или выполнения работ по капитальному ремонту является вторичное вскрытие продуктивных пластов, которое осуществляется в определённых гидродинамических условиях состояния скважины с использованием перфорационных систем различных типоразмеров, оснащённых, как правило, кумулятивными зарядами. Перфорационными работами решаются важнейшие задачи, эффективная реализация которых позволила бы обеспечить эксплуатацию скважин на долгие годы: 9 вскрытие максимальной площади эксплуатационной колонны с сохранением
её прочностных характеристик; сохранение целостности цементного кольца выше и ниже интервала перфорации во избежание возникновения заколонных перетоков и, как следствие, предотвращение преждевременного обводнения продуктивного
пласта; восстановление фильтрационно-ёмкостных характеристик ПЗП,
загрязнённой в процессе бурения и вторичного вскрытия при
перфорационных работах.
С падением пластового давления растет воздействие на пласт со стороны горного давления, которое приводит к изменению структуры пород и разрушению ПЗП; аналогичным образом разрушается цементный камень в кольцевом пространстве, а так же происходит деформация эксплуатационной колонны [72]. Подъем ГВК приводит к вспучиванию глинистых минералов пластов-коллекторов и покрышек.
Данные явления способствуют осыпанию и обваливанию пород в призабойной зоне, частицы которых выносятся с газом при эксплуатации скважины. В результате образования пустот происходят перетоки и конусные прорывы пластовой воды, и как следствие - скважина обводняется. Таким образом, добыча газа по месторождению испытывает двойной спад: наряду со снижением дебитов скважин за счет естественного падения пластового давления происходит выход эксплуатационных скважин в разряд бездействующих в результате их обводнения.
Важное значение для решения задачи по обеспечению проектного уровня добычи газа имеет поддержание эксплуатационного фонда скважин в работоспособном состоянии. Большое внимание уделяется увеличению межремонтного периода работы, сокращению времени ремонта и вывода скважин на расчетный режим эксплуатации. На заключительной стадии разработки газовых месторождений особую актуальность приобретают задачи сохранения коллекторских и фильтрационных свойств продуктивных пластов; выполнения более щадящих методов воздействия на пласт, его призабойную зону и саму эксплуатационную колонну для продлевания сроков эксплуатации месторождения в целом и более полной выработки запасов.
В практике разработки обводняющихся газовых месторождений известно применение различных способов эксплуатации скважин в условиях
7 повышенного водосодержания в продукции. Так например, по данным за 2003 год около 52 % скважин месторождений Медвежье, Уренгойское и Ямбургское эксплуатируются с осложнениями, связанными с перекрытием интервала перфорации водой, песком или их смесью [61].
Область применения каждого способа выбирается из конкретных условий эксплуатации месторождения.
Известно применение механических диспергаторов, устанавливаемых в осевом канале лифтовой колонны, для дробления частиц жидкости и их выноса на поверхность потоком газа. Данный способ исключает глушение скважины и извлечение лифтовой колонны [39].
Для обеспечения выноса жидкости с забоя скважины нашли применение химические методы - пенообразующие поверхностно-активные вещества (ПАВ), способствующие вспениванию пластовой жидкости и уменьшению плотности газожидкостной смеси [27].
С появлением колтюбинговой техники внедрены методы очистки скважин от жидкости путём спуска безмуфтовой длинномерной трубы (БДТ) и сухой продувки забоя газом повышенного давления от бустерной установки [18].
Одним из способов, ограничивающих поступление пластовой воды в скважину, является обработка призабойной зоны пласта гидрофобными растворами, создающими своеобразный блокирующий экран на пути поступающей жидкости [23].
В тех случаях, когда необходимый технологический режим осуществить не удается, проводят продувку скважины на различных режимах, что также способствует частичному выносу жидкости из скважины.
Данные методы носят «экзотический» характер; они продлевают период работы скважины без серьёзного воздействия на пласт и несения больших затрат. Однако их применение требует постоянного контроля за работой скважины со стороны обслуживающего персонала достаточно высокой квалификации. Причина поступления воды в скважину не устраняется.
8 Возникает необходимость использования более эффективных методов восстановления продуктивности скважин.
Одним из основных факторов, способствующим реализации вышеназванной задачи, является совершенствование технологии ремонтных работ, а именно вторичное вскрытие продуктивного пласта, вызов притока газа и др.
Известно, что на продуктивность скважин в значительной мере влияет степень загрязнённости призабойной зоны пласта буровыми и технологичес -кими растворами, используемыми при бурении и капитальном ремонте. Сохранение коллекторских и фильтрационных свойств от их воздействия при вторичном вскрытии является актуальной задачей.
Данная диссертационная работа посвящена комплексным проблемам вторичного вскрытия продуктивных пластов и их освоению, которые на заключительной стадии разработки газовых месторождений становятся актуальными и злободневными.
Целью работы является разработка технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов на основе геолого-геофизического обоснования выбора способа перфорационных работ в условиях депрессии и в газовой среде, обеспечивающего сохранность коллекторских, фильтрационных и продуктив -ных характеристик пластов-коллекторов, а также способствующего вызову притока газа без проведения крупномасштабной операции по освоению скважины и привлечения дорогостоящей техники и оборудования на месторождениях Западной Сибири, выходящих на завершающую стадию разработки.
Основные задачи исследований:
Выявление по данным геолого-геофизических исследований основных факторов, влияющих на эффективность вскрытия продуктивных пластов при бурении, первичном и повторном освоении скважины после КРС.
Анализ результативности применения существующих способов вторич -ного вскрытия пластов-коллекторов на поздней стадии эксплуатации газовых
месторождений.
Изучение динамики изменения фильтрационных коэффициентов во времени при газодинамических исследованиях (ГДИ) скважин.
Разработка технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов и выбор перфорационной системы путем синтеза геолого-геофизической информации на всех этапах разведки, освоения, эксплуатации, капитального ремонта и последующего освоения скважины при депрессии и в газовой среде .
5. Апробация в производственных условиях разработанной технологии перфорационных работ при депрессии на пласт и оценка технико-экономической и геолого-промысловой эффективности предложенного и базового вариантов работ по КРС.
Защищемые научные положения:
1. Использование геолого-геофизической информации на всех этапах
разведки, освоения и эксплуатации газового месторождения позволяет
повысить эффективность выбора перфорационной системы и технологии
повторного (после КРС) вторичного вскрытия продуктивного пласта.
На поздней стадии эксплуатации газовых месторождений для интенси -фикации притока газа перфорационные работы необходимо проводить при депрессии на пласт или в газовой среде.
Методическая схема геолого-геофизического обоснования выбора технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов на поздней стадии эксплуатации газовых месторождений, как основа программно-методического комплекса.
Научная новизна:
Выявлено несоответствие количества отобранного газа темпам падения пластового давления на поздней стадии эксплуатации месторождений и определены причины этого несоответствия.
Показано, что в процессе длительной эксплуатации газоносного пласта совместный анализ зависимостей накопленной добычи газа от темпов снижения пластового давления и темпа подъема газоводяного контакта позволяет
10 обоснованно выбирать момент перехода к вторичному вскрытию пласта на депрессии.
Выполнено геолого-геофизическое и технологическое обоснование способа повторного вторичного вскрытия продуктивных пластов-коллекторов, включая вызов притока газа, без проведения крупномасштабных технологических операций по освоению скважины.
Разработана методическая схема геолого-геофизического обоснования выбора технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов на длительно разрабатываемых месторождениях. Ее особенностью является то, что она включает все этапы освоения газового месторождения - поисковый, разведочный и эксплуатационный, включая капитальный ремонт скважин.
Установлена зависимость коэффициента деформации используемых перфораторов от величины депрессии на пласт. С учетом этого определены и апробированы перфорационные системы, адаптированные к условиям вторичного вскрытия при депрессии и в газовой среде.
Достоверность научных положений и выводов
Достоверность научных положений и выводов подтверждается результатами геофизических и газодинамических исследований скважин, теоретическими расчетами и доказана выполненными в производственных условиях практическими примерами. Усовершенствованная автором технология перфорационных работ в условиях депрессии прошла апробацию на трёх газовых месторождениях Западной Сибири. Результативность применения предложенной технологии работ подтверждена экономическими оценками и актами о внедрении.
Практическая значимость работы
Разработанная автором диссертационной работы методическая схема геолого-геофизического обоснования технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов при депрессии на поздней стадии эксплуатации газового месторождения может служить структурной основой построения программно-методического комплекса, включающего все этапы освоения месторождения.
Указанный программно-методического комплекс должен в блоке «КРС» использовать разработанный алгоритм определения причин остановки скважин, состав мероприятий при КРС и вводе скважин в работу.
На основании данных ГИС построена модель эксплуатационной колонны в зоне перфорации и предложен комплекс ГИС для оценки её реального технического состояния.
Показано, что определение фильтрационных коэффициентов позволяет объективно контролировать процесс разработки месторождения, оценивать качество вторичного вскрытия и выявлять причины, снижающие эксплуатационные характеристики продуктивного пласта.
Технические решения, изложенные в данной работе, используются в повседневной практической деятельности ООО «Газпром добыча Ноябрьск» с положительным технико-экономическим эффектом. За счёт применения способа вторичного вскрытия продуктивных пластов при депрессии и в газовой среде добывается дополнительное количество газа, экономятся материальные средства, значительно сокращаются выбросы в атмосферу природного газа. Как показала промышленная апробация, разработанная технология является наиболее приемлемой при выводе скважин из бездействия на Вынгапуровском газовом месторождении, находящемся на поздней стадии эксплуатации при пластовом давлении 1,07 МПа.
Методы решения поставленных задач
В работе использован комплексный метод исследований, включающий аналитические расчеты и экспериментальное изучение как в лабораторных условиях на моделях, так и при промысловых исследованиях на скважинах. Основной объём исследований выполнен на реальных скважинах в процессе их эксплуатации и ремонта, не выходя из рамок производственных задач и планов. Кроме того, широко использовался анализ промысловых материалов, накопленных практически за всё время эксплуатации месторождений. Сформирована собственная база данных, позволяющая оперативно составлять планы проведения работ и так же оперативно их реализовывать.
12 Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на следующих конференциях и семинарах:
выездное заседание секции «Геологоразведочные работы, геофизические методы исследования скважин, разработка месторождений» НТС ОАО «Газпром» «Контроль и мониторинг геофизическими методами технического состояния скважин на объектах углеводородного сырья и ПХГ», (г. Раменское, 18-20 апреля 2001) [55];
международная научно-практическая конференция «Перспективы разви -тия геофизических методов в XXI веке», (г. Пермь, 15-16 октября 2004) [49];
международная научно-практическая конференция «Проблемы добычи газа, газоконденсата, нефти», (г. Кисловодск, 11-15 сентября 2006) [51];
на научно-технических и производственных совещаниях предприятий ООО «Газпром добыча Уренгой», ООО «Газпром добыча Надым», ООО «Газпром добыча Ноябрьск», ОАО «СевКавНИПИгаз», ООО «ТюменьНИИ гипрогаз».
Публикации
По теме диссертации опубликовано 7 печатных работ, 4 из которых входят в рекомендованный ВАК РФ список.
Объем и структура работы
Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения и приложений, изложена на 123 страницах машинописного текста, в том числе включает 18 рисунков, 25 таблиц и список литературы, включающий 78 наименований.
Автор выражает благодарность научному руководителю работы доктору технических наук, профессору кафедры ГИС РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина В.В. Стрельченко за помощь и поддержку, оказанные в процессе работы над диссертацией, все сотрудникам ООО «Газпром добыча Ноябрьск» и ОАО «СевКавНИПИгаз», содействовавших автору на различных этапах выполнения данной работы.
Оптимизация процесса ввода скважины в эксплуатацию после проведения ремонтных работ
По окончании ремонтно-восстановительных работ скважину не всегда удаётся ввести в эксплуатацию по причине того, что ПЗП оказывается заблокирована водой и различными технологическими жидкостями, попавшими в пласт при капитальном ремонте. Как показывает опыт разработки, данная проблема на скважинах газовых месторождений и ПХГ существует уже давно [44]. Какие-либо методические и научные решения по оптимизации процесса ввода скважины в эксплуатацию отсутствуют. На примере Вынгапуровского газового месторождения разработана и применяется методика ускорения или оптимизации процесса ввода скважины в эксплуатацию после проведения ремонтных работ.
При проведении работ по капитальному ремонту скважины в продуктивный пласт попадает значительное количество воды и различных технологических жидкостей, которые блокируют поступление газа к забою скважины, снижая промысловые характеристики её работы. Часть жидкости выносится вместе с газом при эксплуатации скважины; причём вынос воды отмечается ещё долгое время: от нескольких недель до нескольких месяцев. Наблюдается вынос технической воды и из соседних скважин.
На заключительной стадии разработки газовых месторождений в условиях АНПД скорость потока газа по НКТ уже не обеспечивает выноса воды, попавшей в скважину при КРС. В конечном итоге, происходит её накопление на забое, приводящее к самоглушению скважины. Частые продувки на факел, а так же использование твёрдых ПАВ имеют кратковременный эффект и не решают проблемы нестабильной работы скважины в шлейф.
Исключить поступление воды в продуктивный пласт, практически, невозможно. Даже самая эффективная технология глушения не обеспечивает надёжной блокировки пласта. В практике ведения ремонтных работ известны случаи попадания в скважину значительных объёмов воды. Так на скважине № 143 Вынгапуровского газового месторождения при проведении работ по изоляции обводнившегося интервала перфорации было закачано 180 м воды и различных технологических жидкостей. В качестве выполнения противофонтанных мероприятий, бригада КРС ежедневно ведёт контроль за уровнем жидкости в скважине с доведением его до необходимого путём долива. Производство аварийных работ, например, для извлечения прихваченных в зоне перфорации НКТ, предусматривает многочисленные спуско - подъёмные операции в различных компоновках, что приводит к поглощению скважинной жидкости. Ловильные манипуляции, как правило, так же сопровождаются закачкой воды. При проведении перфорационных работ на репрессии не исключается попадание в продуктивный пласт воды и жидкости глушения.
Для выведения скважины на стабильный режим работы требуется очистка её призабойной зоны и области питания от находящейся там жидкости и мех. примесей.
Разработана и применяется методика ускорения или оптимизации процесса ввода скважины в эксплуатацию после проведения ремонтных работ. Суть её заключается в отработке скважины на факел на различных режимах депрессии, которые задаются набором штуцеров разных диаметров с шагом в 2 - 3 мм от меньшего к большему. В процессе факельной отработки ведётся контроль за устьевыми параметрами работы скважины, а так же визуальное наблюдение за струёй газа на предмет оценки содержания воды. Замеры трубного и затрубного давлений выполняются образцовым манометром с классом точности не менее 0,4 или электронным манометром типа «Микон» интервальностью один раз в 2 - 3 часа. Периодически, 1-2 раза на каждом режиме, производится отбор пробы выносимой жидкости и её хим. анализ на 0-і определение ионов СГ и Са т.к. при капитальном ремонте активно используется СаСЬ. Критерием для перехода на очередной режим является замедление роста устьевых давлений, и снижение водосодержания струи газа. О завершении отработки можно судить по росту трубного давления до уровня, достаточного для работы скважины в шлейф.
Рассмотрим использование данной методики на примере скважины № 149 Вынгапуровского газового месторождения. При капитальном ремонте на скважине были проведены следующие работы: глушение; подъём НКТ-114 мм с воронкой; промыслово-геофизические исследования по определению тех. состояния скважины и контролю за разработкой залежи; спуск НКТ-73 мм с пером, промывка песчаной пробки до искусственного забоя, цементаж, подъём НКТ; перфорация на репрессии; спуск НКТ-114 мм с воронкой; освоение с помощью колтюбинга.
По предварительным подсчётам в скважину было закачано 10 м блокирующего раствора и 150 м3 технической воды, а так же 2 м3 жидкости глушения, которая была доставлена на забой перед проведением перфорации в качестве выполнения противофонтанных мероприятий. К тому же спуск колонны НКТ сопровождался периодическими доливами воды общим объёмом 3 м3.
Поскольку для большинства скважин имеются данные газодинамических исследований, набор выбираемых штуцеров, так же как и промысловые характеристики её работы, могут быть идентичными или близкими. Таким образом, возможный шлейфный режим работы скважины будет соответствовать режиму её факельной отработки на штуцере 22 мм с трубным давлением 11,42 атм., что и было взято в качестве ориентира. Ниже приведены параметры факельной отработки скважины и примерный ход рассуждений.
Оценка соответствия динамики падения пластового давления количеству накопленного газа
Автором было произведено изучение истории разработки Вынгапуровского газового месторождения по результатам изменения ряда технологических параметров. При этом выяснилось несоответствие динамики падения плас -тового давления количеству отобранного газа (рис. 2.1). Расчёты показали, что при текущем накопленном количестве газа пластовое давление в зоне разме -щения скважин должно быть больше фактического на 10 кг/см2. Если принять, что расчётное пластовое давление соответствует фактическому, то накопленное количество газа должно быть больше фактического на 25-30 млрд. м . Проис -ходит недобор газа в количестве 7-10 % от накопленного или, так называемое, защемление запасов. Данное отставание с годами становится ещё больше.
Из теоретических разработок известно, что зависимость динамики падения пластового давления от накопленного количества газа (Рпл/Q) ведёт себя по разному [40]. Линейная зависимость характерна для газового режима эксплу атации залежи, когда разность давлений её газовой части и в подстилающих водах невелика и влияния от внедрения в залежь пластовой воды, практически нет (рис.2.2). Газовый режим характерен и для периода постоянных отборов когда ведётся интенсивная добыча газа в максимальных объёмах. Критерием газового режима является снижение пьезометрического уровня в наблюда тельных скважинах. Примером место рождения, при эксплуатации которого ярко выражено проявление газового режима является Етыпуровское месторождение (рис. 2.3.). На графике наблюдается линейная зависимость текущего пластового давления от накопленного количества газа. На месторождении отсутствует сеть пьезометрических скважин. Единственная скважина, где есть возможность проводить наблюдения за снижением статического уровня это поглощающая скважина № 1-п. Так по состоянию на 01.01.09 г. статический уровень жидкости составляет 128 м, а замеренное пластовое давление составляет 68,42 атм., что соответствует пластовому давлению в зоне отбора, рассчитанному через статическое давление эксплуатационных скважин.
При упруго-водонапорном режиме происходит внедрение в газовую залежь подошвенной воды в результате чего снижается газонасыщенный объём залежи и, как следствие, количество газа на единицу падения пластового давления. Наличие режима проявляется по подъёму ГВК, определённого геофизическими методами.
В третьем случае зависимости (Рпл/Q), по мере достижения в процессе разработки предельной величины депрессии, появляется гидродинамическая связь между истощенными высокопроницаемыми и не вступившими в разработку низкопроницаемыми пропластками. В результате происходит переток газа в зону дренирования залежи и повышение извлекаемых запасов.
Аналогичным образом ведёт себя зависимость (Рпл/Q); когда начальные запасы газа представлены явно заниженными, то это проявляется сразу же в первые годы разработки месторождения. Так, на Вынгаяхинском месторождении соответствие текущего пластового давления накопленному количеству газа представляется следующим образом эксплуатации была произведена корректировка начальных запасов газа, которые оказались на 25 % выше, против утверждённых [47]. Однако практика разработки газовых месторождений показывает, что как проявление газового режима в «чистом» виде, так и полное замещение газа водой наблюдается редко. Типичен режим, при котором происходит частичное замещение добываемого газа водой с той или иной интенсивностью, называемый упруго-водонапорным, несмотря на то, что доминирующей формой пластовой энергии остаётся потенциальная энергия самого газа. Возможны случаи компенсации падения давления при упруго-водонапорном режиме поступлением газа избыточного давления из слабопроницаемых коллекторов.
На Вынгапуровском месторождении ситуацию с несоответствием накопленного количества газа темпам падения пластового давления нельзя рассматривать как следствие проявления упруго-водонапорного режима. Снижение пьезометрического уровня на ряде наблюдательных скважин, так же как и подъём ГВК, так характерные для упруго-водонапорного режима, определены уже в первые годы разработки месторождения, а несоответствие накопленного количества газа темпам падения пластового давления начало отмечаться спустя 15 лет после ввода месторождения в эксплуатацию.
Геолого-геофизического обоснования технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов на поздней стадии эксплуатации газовых месторождений
При разработке газовых месторождений наиболее целесообразным подходом к выбору технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов является комплексирование данных разноуровневых исследований на протяжении всего жизненного цикла месторождения: детальной сейсморазведки, ГТИ, петрофизических исследований по керну и шламу, ГИС, газодинамических исследований скважин (ГДИС), вертикального сейсмопрофилирования (ВСП). Системный подход к решению сформулированных ранее задач реализован в разработанной автором методической схеме геолого-геофизического обоснования технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов на поздней стадии эксплуатации газовых месторождений (рис.3.3). Особенностью данной схемы является то, что она учитывает весь жизненный цикл освоения и эксплуатации месторождения, и включает в себя все основные технологические операции, обеспечивающие работоспособность скважины в процессе ее длительной эксплуатации.
Предложенная в схеме структура прямых и обратных информационных потоков обеспечивает постоянную взаимопроверку и корректировку получаемых результатов, повышает их достоверность.
Разработанная структура информационных потоков образует целостную, динамическую, информационно открытую систему. Структура схемы заключается в последовательной реализации шести уровней обработки информации [60].
Первый информационный уровень (поисковый этап) схемы включает данные разноуровневых исследований. Под термином разноуровневый подразумевается различие входящих в первый уровень данных сейсморазведки методом общей глубинной точки (МОГТ), геолого-технологических исследований скважин, петрофизических исследований горных пород по керну и шламу, ГИС, ГДИС, ВСП как по радиусу исследования геологического разреза каждым из перечисленных методов, так и по последовательности их проведения. На этом этапе в обязательный комплекс методов ГИС необходимо включать микрометоды, метод пластовой наклонометрии, спектрометрическую модификацию гамма-метода и волновой акустический метод для уточнения местоположения дизъюнктивных нарушений, особенностей литологического строения геологического разреза и генезиса отложений.
Второй уровень (разведочный этап) обработки объединяет индивдуальную и комплексную обработку данных разноуровневых исследований. На этом этапе при комплексной интерпретации данных ГИС следует использовать результаты интерпретации ГТИ (детальный механический каротаж, газовый каротаж, комплексные исследования шлама, в частности, методом инфракрасной спектроскопии).
Третий информационный (эксплуатационный этап) уровень объединяет исследования, предшествующие капитальному ремонту скважин и определения промысловых характеристик продуктивных пластов. Уровень содержит важный блок «определение фильтрационных коэффициентов». Этот параметр является высоко информативной характеристикой работы продуктивного пласта.
В четвертый уровень входят блоки КРС и контроля его качества перед проведением перфорационных работ. Как показано в работе, в обязательный комплекс методов контроля технического состояния скважины следует включать пассивную акустику (шумометрию, спектрометрическую модификацию гамма-метода, кавернометрию, профилеметрию, гироскопическую инклинометрию).
Пятый и шестой уровни соответствуют определению геолого-геофизических условий вторичного вскрытия пласта-коллектора, проведению контроля качества вскрытия продуктивного пласта, а так же оценке эффективности разработанной технологии вторичного вскрытия.
По данным первого информационного уровня решают такие нетрадиционные задачи как генезис отложений, напряженное состояние массива. Совместное рассмотрение первого и последнего блоков второго информационного уровней показывает, что условия осадконакопления (генезис) отложений можно определять по данным сейсморазведки МОГТ, ГТИ, петрофизическим керна и шлама, ГИС.
Напряженное состояние геологического разреза, как следует из рассмотрения рис.3.3, определяют по данным ГИС и ВСП. Одним из эффективных способов определения местоположения дизъюнктивных нарушений, зон дробления породы в разрезе скважины является метод компрессионной кривой (В.М. Добрынин и др.), хорошо работающий в условиях терригенных коллекторов (рис.3.4). Что касается азимутальной характеристики распределения напряженного состояния в околоскважинном пространстве информативными являются данные ВСП и ГИС (рис.3.5) [7].
Необходимо отметить, что рациональный комплекс методов ГИС на поздней стадии эксплуатации месторождения, кроме обязательных барометрических, термических и газодинамических исследований, должен ключать в себя волновой акустический каротаж, гамма-метод, метод ПС в колонне, кавернометрию и профилеметрию.
Геолого - промысловая эффективность применения новой технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов
По базовому варианту работ технологическая операция по освоению или вызову притока газа заняла ровно сутки. Была приготовлена пенообразующая жидкость (ПОЖ) в объёме 30 м на основе раствора СаСЬ с добавлением сухого пенообразователя ЛСТП-1. Производилась закачка ПОЖ в затрубное пространство скважины через эжектор с подключением газа от сепаратора бустерной установки. Из трубного пространства наблюдался выход скважинной жидкости. По мере закачки ПОЖ интенсивность перелива уменьшалась до полного прекращения - происходило поглощение скважинной жидкости в перфорированную часть пласта. После прекращения выхода циркуляции закачка ПОЖ была продолжена. По достижении пеной воронки НКТ выход циркуляции возобновился и продолжался до полного замещения скважины пеной. После чего скважина была продута газом от сепаратора бустерной установки и появились признаки притока газа из пласта.
Факельная отработка скважины с целью очистки ПЗП от попавшей в пласт жидкости продолжалась трое суток, в течение которых постоянно наблюдался вынос воды и пенообразователя. В шлейф скважина была запущена с параметрами ниже, чем средние по месторождению: дебит скв. 212 составлял 125 тыс.м /сут. при депрессии на пласт 0,82 кг/см , а средние показатели по месторождению были следующие: дебит 147 тыс.м /сут. при депрессии 0,61 кг/см2.
При технологичном варианте работ операция по переводу герметичной скважины на пену и газ не представляла сложности и была выполнена за 2 часа. Порядок проведения работ был аналогичен вышеописанному, объём закачанной в скважины ПОЖ составлял 9 - - 10 м. При факельной отработке, практически сразу, скважина стала работать сухим газом и после 6-ти часов была пущена в работу с дебитом газа 97 тыс.м /сут. при депрессии 0,44 кг/см , а средний дебит по месторождению составлял 92 тыс.м /сут. при депрессии 0,47 кг/см2.
Таким образом, при технологичном варианте ремонтно-восстановительных работ скважина работает с лучшими геолого-промысловыми характеристиками, чем при базовом варианте. Кроме того, существенно снижаются выпуски газа в атмосферу: при факельной отработке: было выпущено 19 тыс. м газа при 566 тыс. м по базовому варианту.
Проведение вторичного вскрытия продуктивных пластов на депрессии или в газовой среде можно рассматривать как один из методов увеличения продуктивности или интенсификации притока газа малодебитных скважин.
В 2006 году перфораторные работы в газовой среде были проведены на скважинах №№ 1123 и 1124 Комсомольского газового месторождения. При текущих капитальных ремонтах обе скважины были перфорированы в условиях репрессии по кровельной части пласта и запаса газонасыщенной мощности не имели. В качестве метода увеличения продуктивности была предложена повторная перфорация имеющихся интервалов перфорации в газовой среде.
Работы были выполнены без остановки скважин кроме непродолжительной факельной отработки. Перед прострелочными работами проведены фоновые замеры манометрии, дебитометрии и термометрии. После перфорации произведена факельная отработка продолжительностью 30 мин., в течение которой ощущался и наблюдался визуально вынос остатков перфораторов. Затем проведены контрольные замеры тех же методов и сравнение их результатов с фоновыми замерами. На обеих скважинах наблюдалось увеличение промысловых характеристик работы пласта.
В таблицах 4.11. и 4.12 показаны параметры работы скважин до и после перфорации. Дополнительная добыча газа (по расчёту) в течение календарного месяца составила (259 тыс.м /сут. - 162 тыс.м /сут.) 30 суток = 2910 тыс.м .
Таким образом, за счёт внедрения метода повторной перфорации продуктивного пласта в газовой среде на двух скважинах Комсомольского газового месторождения за месяц дополнительно добыто 6450 тыс.м газа.
При технологичном варианте проведения работ по капитальному ремонту скважин с использованием новой технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов в условиях депрессии и в газовой среде отмечается целый ряд преимуществ, по сравнению с аналогичными ремонтными работами, где была задействована традиционная технология вторичного вскрытия при репрессии. По разделу технико-экономической эффективности, сокращается общее время проведения ремонта скважины, снижается стоимость ремонтных работ, экономятся материальные средства, сберегается моторесурс спецтехники. По разделу геолого-промысловой эффективности, улучшаются параметры работы скважин, добывается дополнительное количество газа, снижаются выпуски газа в атмосферу, сохраняется экологическая обстановка.
Повторная перфорация продуктивных пластов в малодебитных скважинах даёт увеличение дебита газа, что позволяет использовать данный метод в качестве метода интенсификации притока газа.
