Газоконденсатные исследования коллекторов палеозоя Якутии

Gas condensate studies of paleozoic reservoirs in Yakutia

O.V. SPIRINA1,
S.V. OVCHINNIKOV1,
K.S. DENISENKO2
1 «SibGeoProject» LLC
Tyumen, 625000,
Russian Federation
2 Tyumen Industrial University
Tyumen, 625000,
Russian Federation

В данной статье рассмотрены результаты промысловых испытаний газоконденсатной скважины месторождения севера Восточной Сибири.

Представлен комплекс исследовательских работ продуктивного пласта Р2-I с последующей интерпретацией полученных данных и их анализом.

This article considers field tests of a gas condensate well of the field of the north of Eastern Siberia. A set of research works of the productive formation R2-I was carried out, followed by interpretation of the obtained data and their analysis.

Развитие нефтегазодобычи севера Восточной Сибири связано с открытием залежей УВ в отложениях палеозоя и мезозоя. Республика Саха (Якутия) является и в перспективе будет оставаться одним из главных регионов, обеспечивающих прирост добычи нефти и газа в России [1].
В статье рассмотрены промысловые испытания газоконденсатной скважины, вскрывшей терригенные коллектора угленосной свиты. Отложения пласта Р2-I (верхняя угленосная свита) представлены породами терригенного типа: алевролитами, песчаниками, с прослоями углей.
Выполнен комплекс работ по изучению геолого-промысловой характеристики продуктивного пласта Р2-I.
Развитие нефтегазодобычи севера Восточной Сибири связано с открытием залежей УВ в отложениях палеозоя и мезозоя. Республика Саха (Якутия) является и в перспективе будет оставаться одним из главных регионов, обеспечивающих прирост добычи нефти и газа в России.


Газодинамические исследования проведены методом установившейся фильтрации при отработке скважины на факел через диафрагму, с последующими газоконденсатными исследованиями на каждом режиме. Исследование скважин при стационарных режимах фильтрации часто называется методом установившихся отборов, базируется на связи между установившимися забойными (устьевыми) давлениями и дебитом газа на различных режимах [2].
В процессе исследования записаны 2 КВД (кривая восстановления давления). На рис. 1 представлен обзорный график исследования. В качестве основной принята КВД-2 как более длительная и информативная.
Длительность КВД составила 184 часа. Изменение давления с 185,6 по 430,26 кг/см2. Кривая в фазе роста, значение пластового давления экстраполированное.
Участок радиального течения диагностируется неявно, после длительного роста производной на поздних временах бывает ее снижение. Тем не менее, взятый участок дает адекватное представление о ФЕС. Пластовое давление оценено по касательной на полулогарифмическом графике. На рис. 2 и 3 представлены графики КВД в полулогарифмических и билогарифмических координатах, с решением.
Диагностический график (рис. 2) условно поделен на пять частей штриховой вертикальной линией. В течение первых 6 часов прослеживается влияние ствола скважины и скин-эффекта. Через 6 часов с момента закрытия скважины на диагностическом графике наблюдается радиальный режим течения флюида в пласте вплоть до 11 часов. Данный участок является расчетным и характеризует призабойную зону пласта. С 11 до 101 часа прослеживается рост производной давления под углом ½, связанный с влиянием непроницаемых границ в пласте. Через 101 час наблюдается начало позднего радиального режима течения флюида в удаленной зоне пласта в течение 6 часов. На последнем участке диагностического графика со 107 часов и до конца КВД № 2 наблюдается падение производной, что вероятнее всего связано влиянием с контуром питания.

Участок радиального течения диагностируется неявно, после длительного роста производной на поздних временах бывает ее снижение. Тем не менее, взятый участок дает адекватное представление о ФЕС. Пластовое давление оценено по касательной на полулогарифмическом графике.


Принята модель пласта, ограниченного 2-мя непроницаемыми гидродинамическими барьерами, пересекающимися под углом 90 градусов на расстоянии 39 м и 38,5м от оси скважины.
При определении фильтрационных коэффициентов а и б необходимо учесть, что давление составляет выше 207 кгс/см2, при котором уравнение притока имеет линейный вид (без квадратов):
Рпл – Рзаб = аQ + bQ2
При расчетах принято допущение, что коэффициент b равен нулю, так как пласт трещиноватый, и турбулентные потоки в ПЗП практически не формируются.
Полученные результаты характеризуют пласт Р2-I (3457,5–3495,5 м) как продуктивный (насыщен газоконденсатом) с незначительным притоком пластовой воды ρ = 1,07 г/см3 (минерализация Cl- = 56 г/л).
Как показали исследования (табл. 1 и 2), приток пластовой воды значительно увеличивается при увеличении депрессии. Это связано с низкой скоростью потока на башмаке НКТ (0,4 – 2 м/с). Газоконденсатный фактор также находился в фазе роста (68 – 99 см33), при увеличении депрессии более 60 % значительно снизился до 57 см33, что объясняется газоконденсатным выделением в пласте.

Как показали исследования, приток пластовой воды значительно увеличивается при увеличении депрессии. Это связано с низкой скоростью потока на башмаке НКТ (0,4 – 2 м/с).

Газодинамические исследования проведены методом установившейся фильтрации при отработке скважины на факел через диафрагму, с последующими газоконденсатными исследованиями на каждом режиме.
По данным записи профиля притока определен основной приточный интервал 3476,0–3479,2 м
(толщина – 3,2 м), на который приходится 75,6 % от общего объема притока, что подтверждается данными: термометрии, термоанемометрии (СТИ) и механической расходометрии (РГД).
По данным записи профиля притока определен основной приточный интервал 3476,0–3479,2 м (толщина– 3,2 м), на который приходится 75,6 % от общего объема притока, что подтверждается данными: термометрии, термоанемометрии (СТИ) и механической расходометрии (РГД). Интервал 3457,6–3459,5 м работает газоконденсатной смесью, интервал 3467,5–3469,5 м слабо работает газоконденсатной смесью. Интервал 3490,2–3491,2 м слабо работает газом через жидкость. 3492,9–3493,6 м и 3494,6–3495,3 м (1,4 м) – интервалы вероятного поступления пластовой воды. Общая толщина работающих газоконденсатной смесью интервалов – 8,1 м.

Литература

1. Филимонова И., Моисеев С., Проворная И. Нефть и газ Якутии: перспективы и ограничения // Нефтегазовая вертикаль. 02.2019. URL: http://www.ngv.ru/magazines/article/neft-i-gaz-yakutii-perspektivy-i-ogranicheniya-/(дата обращения: 15.11.2021)По данным записи профиля притока определен основной приточный интервал 3476,0–3479,2 м (толщина – 3,2 м), на который приходится 75,6 % от общего объема притока, что подтверждается данными: термометрии, термоанемометрии (СТИ) и механической расходометрии (РГД).
2. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / под ред. Г.А. Зотов, З.С. Алиев. М.: Недра, 1980. 297 с.

References

1. Filimonova I., Moiseyev S., Provornaya I. Neft' i gaz Yakutii.
Perspektivy i ogranicheniya [Oil and gas of Yakutia. Prospects and limitations]. Neftegazovaya vertikal' [Oil and gas vertical]. (In Russian). Available at: http://www.ngv.ru/magazines/article/neft-i-gazyakutii-perspektivy-i-ogranicheniya-/(accessed: 15.11.2021).
2. Zotov G.A., Aliyev Z.S. Instruktsiya po kompleksnomu issledovaniyu gazovykh i gazokondensatnykh plastov i skvazhin [Instructions for the comprehensive study of gas and gas condensate reservoirs and wells]. Moscow, Nedra Publ., 1980, 297 p.
(In Russian).

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Спирина О.В.

    Спирина О.В.

    к.г.-м.н., директор департамента геолого- промысловых работ

    ООО «СибГеоПроект»

    Овчинников С.В.

    Овчинников С.В.

    ведущий инженер-технолог

    ООО «СибГеоПроект»

    Денисенко К.С.

    Денисенко К.С.

    инженер

    Тюменский индустриальный университет

    Просмотров статьи: 570

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru