Розробка Штормового родовища

Газоконденсатне Штормове родовище розташоване в північно-західній частині шельфу Чорного моря. Відстань до мису Тарханкут, де виходить на берег газопровід Голіцинського родовища, складає 70 км, до морського Голіцинського родовища, що знаходиться в стадії розробки, - 50 км.

Основними великими промисловими центрами, які знаходяться у відносній близькості від родовища, є Херсон, Миколаїв, Одеса. Селище Чорноморське, де розміщена промбаза і порт виробничого об`єднання “Чорноморнафтогаз”, знаходиться на відстані 90 км.

Штормове газоконденсатне родовище знаходиться в помірно-континентальній зоні, яка характеризується м`якою вологою зимою і теплим літом. Середня температура січня 2.6-3°С, літом температура підвищується до 32°С. В січні-лютому температура повітря на протязі декількох діб може знижуватись до мінус 5-10°С. Середньорічна вологість складає приблизно 60 - 70 %.

За кліматичними особливостями північно-західна частина Чорного моря відноситься до помірно-континентальної зони. Кількість річних опадів складає 300 мм. Льодових покриттів в районі родовища, як правило, немає, але в дуже суворі зими можливі утворення льодових полів. Переважаючий напрямок вітрів зимою північний і північно-східний з середніми швидкостями 3-8 м/с. Влітку вітри за напрямком є непостійними, їх середні швидкості складають 2-5 м/с. Шторми спостерігаються переважно зимою (3-8 днів на місяць). Висота хвилі під час шторму 5-8 м.

Глибина акваторії на Штормовому родовищі становить 50-54 м. Разрахункова висота хвилі з 1% забезпеченності ( 1 раз в 100 років ) становить 12,5 м, при цьому довжина хвилі складає порядка 150 м. Густина морської води в середньому дорівнює 1026 кг/м3. Морські течії в районі родовища мають південне спрямування зі швидкістю 0.3-0.5 вузла. Соленість морської води в акваторії Штормового родовища 3-5 ‰ .

Штормове родовище відноситься до морського продовження південного борта Північно-Кримського крейдо-палеогенового прогину. Родовище являє собою за відкладами палеоцену і дату антиклінальну складку субширотного простягання. Продуктивними на родовищі є відклади нижнього палеоцену і дата, де при поінтервальному випробуванні в двох пробурених розвідувальних свердловинах №1 і №3 дебіти газоконденсатної суміші становили до 190 тис.м3/добу, в свердловині №2 отримані слабі припливи пластової води.

Абсолютна відмітка газо-водяного контакту (ГВК) прийнята на глибині мінус 1868 м. Розміри газового покладу складають 10.5 х 2.5 км, висота - 105 м. Поклад газу по всій площі підстилається підошвеною водою. При достатній вивченності на Штормовому родовищі запаси газу і конденсату пораховані у відкладах нижнього палеоцену. Ці запаси категорій С1+С2 затверджені в об`ємі : газу - 11227 млн.м3; конденсату - 427.5 тис.т.

Будова покладу визначається структурно-тектонічними особливостями залягання продуктивного горизонту, будовою його проникної частини. На час складання проекту дослідно-промислової експлуатації (ДПЕ) отримані достатньо суперечливі результати випробовування продуктивного горизонту. Тому прийнята для підрахунку запасів геологічна модель покладу є в значній мірі умовною. Абсолютна відмітка ГВК прийнята мінус 1868 м. При такій відмітці розміри покладу в плані складають 10.5 х 2.5 км, висота - 105 м.

В тілі покладу запаси газу розміщені в 45-48 проникних інтервалах розрізу продуктивного горизонту, які не корелюються по площині і,можливо, зв`язані між собою по розрізу внаслідок розвитку тріщинуватості.Поклад газу по всій площині підстилається підошвеною водою.

1. Геолого-промислова характеристика родовища

1.1 Історія розвідки і геологічного вивчення родовища

Початок вивчення геологічної будови північно-західної частини акваторії Чорного моря відноситься до 1957р. з проведенням рекогносцірувальних гравіметричних і сейсмічних робіт. На основі цих робіт вперше отримані дані про будову осадового чохла і орієнтовні дані про рельєф фундаменту.

За період 1964-1970рр. вивчено структурний план неогенових і палеогенових відкладів значної частини акваторії моря і виявлений ряд локальних підняттів.

Підняття Штормового родовища виявлено детальними сейсморозвідувальними роботами. Пошуково-розвідувальне буріння на родовищі почате в травні 1981р. До нашого часу на родовищі пробурені свердловини №1, №2, №3 з фактичними вибоями 2052 м, 2340 м, 1975 м.

За результатами буріння і випробовувань цих свердловин виявлено наявність газоконденсатного покладу у відкладах палеоцену і датського яруса. Опис геологічного розрізу родовища дається за матеріалами буріння свердловин №1, №2, №3, які розкрили товщу осадових порід до маастрихтського яруса включно.

Крейдова система ( К ).

Верхня крейда ( К2 ).

Маастрихтський ярус ( К2 m ). Відклади яруса на повну товщину розкриті свердловиною №1. Літологічні відклади представлені вапняками, глинистими вапняками, мергелями з уламками фауни. Карбонатність порід 33-35%. Товщина яруса 227 м.

Датський ярус ( К2 d ). Складений глинистими вапняками і мергелями масивної текстури. Породи тріщинуваті, є сутурні шви. Товщина яруса 144 м.

Палеогенова система ( Р ).

Утворення палеогену містять всі відділи: палеоцен, еоцен і олігоцен.

Палеоценовий відділ ( Р11 ).

Інкерманський ярус ( Р11 і ). Складений вапняками з підлеглими прошарками мергелів і вапнякових глин. Товщина яруса 70 м.

Качинський ярус ( Р12 к ). Представлений мергелями сірими, щільними з незначними домішками мікрофауни. Товщина - 104 м.

Еоценовий відділ ( Р21 ).

Бахчисарайський ярус ( P21 b ). Складений глинами темно-сірими, ущільненими, алевролітистими. Товщина яруса 76 м.

Сімферопольський ярус ( Р22 Sm ). Складений мергелями зеленувато-сірими, тріщинуватими з прошарками вапняків світло-сірих, глинистих з фауною.

Бодракський ярус ( Р23 Bd ). Розріз яруса представлений мергелями з фауною. У верхній частині яруса вони переходять в глини зеленувато-сірі, є нерівномірно алевритисті, вапнякові прошарки. Товщина яруса 77 м. Альмінський ярус ( Р23 al ). Представлений глинами і мергелями. Глини сірі з зеленуватим відтінком, алевритисті, вапрнякові.

Олігоценовий відділ ( Р3 ) і нижньопалеоценовий ( N11 ).

Майкопська серія ( Р2 mk+N11 ).Відклади майкопської серії залягають з розмивом на підстилаючих відкладах верхнього еоцену. Представлені переважно глинистими утвореннями. Товщина яруса 533 м ( серії ).

Неогенова система ( N ).

На Штормовому родовищі неогенові відклади представлені міоценовими і пліоценовими відділами.

Міоценовий відділ ( N1 ). Тортонський ярус ( N12 t ).Залягає з розмивом на верхньомайкопських глинах. Складений переважно вапняками-черепашниками, сильно пористими, проникними з прошарками глин, галечників і пісковиків. Товщина - 37 м.

Сарматський ярус ( N13 S ). Розріз яруса складений переважно вапняковими глинами. В розрізі зустрічаються проникні пачки, складені органогенно-уламковими вапняками. Товщина яруса 37 м.

Пліоценовий відділ ( N2 ).

Понт-маотичний ярус ( N13 m+N21 P ). Представлений в нижній частині вапняками-черепашковими з лінзами пелітоморфного глинистого вапняку. В верхній частині складений зеленувато-чорними глинами з включеннями черепашникового детриту. Товщина 311 м.

Четвертична система ( Q ).

Відклади четверттичної системи представлені континентальними і прибережно-морськими фаціями. Складені глинами, пісковиками, алевритами, черепашниками. Товщина - 15 м.

Загальна товщина вивчених бурінням відкладів на Штормовому родовищі до маастрихта включно складає 2340 м.

1.2 Тектоніка структури

Штормове родовище відноситься до морського продовження борта Північно-Кримського крейдо-палеогенового прогину.

В осадовому чехлі прогину геофізичними дослідженнями виявлені локальні підняття субширотного простягання. Локальні підняття звичайним чином групуються в декілька лінійних тектонічних зон, які пов’язані з південною і центральною частиною прогину. Штормове родовище відноситься до південної зони піднять. Згідно самих останніх деталізованих сейсмічних робіт родовище являє собою по відкладах палеоцену і дата антиклінальну складку субширотного простягання.

Складка ускладнена двома склепіннями, розділеними малоамплітудною свердловиною. Амплітуда західного склепіння 170 м, східного - 87 м. Розмір складки по ізогіпсі мінус 1000 м, складає 12.5 х 2.8 км. Складка асиметрична і характеризується пологим північним крилом ( кути падіння 6 - 9° ) і більш крутим південним крилом ( до 10.5° ). Північне крило антикліналі по геофізичних даних ускладнене флексурно-розривним порушенням.

1.3 Нафтогазоводоносність родовища

Газоносність розрізу родовища за даними геолого-розвідувальних робіт виявлена тільки у відкладах інкерманського і датського ярусів, де при поінтервальному випробовуванні дебіти газоконденсатної суміші досягли

190 тис.м3. В останьому розкритому бурінням розрізі ознаки нафтогазоносності не виявлені.

В гідрогеологічному відношенні розріз родовища практично не вивчений. За анологією сусідніми родовищами можна стверджувати, що в розрізі родовища виділяються 10 водоносних комплексів. Найбільші дебіти води (до 20 м3/добу) отримані на родовищі з нижньопалеоценового комплексу. За даними випробування свердловин Голіцинського родовища найбільщі фонтанні притоки води відмічені з піско-алевритових горизонтів майкопської серії: до 66 м3/добу. Ці води є низькомінералізовані ( 18-41 г/л ). Лише у відкладах сеноману і майкопу можна зустріти води з мінераліцією 76-96.9 г/л. Типи вод за класифікацією є сульфідно-хлоркальцієвими і гідрокарбонатно-натрієвими.

Водоносні комплекси від протерозойського до верхньопалеоценового включно мають аномально високі пластові тиски ( АВПТ ). Коефіцієнти аномальності складають 1.36-1.45. Більш молоді комплекси мають гідростатичний пластовий тиск.

1.4 Фільтраційні властивості порід-колекторів

Продуктивними на Штормовому родовищі є відклади нижнього палеоцену і дата. Середня товщина палеоценових відкладів складає 85 м із зміною до 102 м в свердловині № 2 на східній перекліналі, від 63 м в склепінні складки. За даними геофізичних досліджень виділені проникні інтервали групуються по розрізу в окремі пачки, які при фактичній відстані між розвідувальними свердловинами не корелюються по площі. Число проникних розділів по свердловинах коливається від 45 до 48. На їх долю приходиться близько 40 % загальної товщини нижнього палеоцену. Товщина непроникних розділів в складі горизонту змінюється від 0.5 до 20 м, складаючи в середньому 1.1 м.

Проникний комплекс нижньопалеоценових порід перекривається товщею непроникних глинисто-карбонатних порід качинського яруса ( 104 м) і товщею глин бахчисарайського яруса ( 76 м ). Видимий розділ між відкладами палеоцену і датським ярусом відсутній. Імовірно між ними є гідродинамічний зв`язок, обумовлений відсутністю витриманого розділу і широким розвитком тріщинуватості порід. За даними геофізичних досліджень будова проникної частини датських відкладів дуже схожа з будовою відкладів нижнього палеоцену. На даній стадії вивченності можна стверджувати, що відклади нижнього палеоцену і верхньої частини датського ярусу являють собою єдиний продуктивний горизонт. Згідно лабораторних аналізів карбонатність порід продуктивного горизонту в родовищі змінюється від 55 до 90 %, складаючи в середньому 80 %.

По польовому опису керну породи продуктивного горизонту представлені переважно вапняками. В підлеглій кількості зустріті мергелі, пісковидні вапняки і глини. Як правило, вапняки щільні, міцні з рідкою сіткою різноорієнтованих тріщин. Іноді в складі вапняків зустрічаються лінзовидні включення пісковидних вапняків. Породи продуктивного горизонту характеризуються порівняно високою однорідністю та пористістю. Коефіцієнт пористості змінюється від 10 до 24 %. Найбільш часто зустрічаються породи з пористістю 14 - 16 %. Найнижчу пористість мають мергелі, найбільшу - чисті вапняки.

Проникність порід за даними лабораторних аналізів керну змінюється від 0.01 до 10.2 мД. Середня проникність порід по керну дорівнює 2.3 мД. Найбільш низьку проникність мають мергелі, найбільш високу - вапняки. Породами-колекторами в продуктивному горизонті є чисті і глинисті вапняки і найбільш чисті різновиди мергелів. Судячи з лабораторних аналізів, фільтрація газу можлива як по матриці порід, так і по тріщинах.

1.5 Склад і фізико – хімічні властивості пластових флюїдів

На Штормовому родовищі гирлові проби газу на хімічні аналізи відібрані в свердловині №1 з палеоцен-датських відкладів (інтервали 1834-1854; 1860-1874м).

Гази цих відкладів більш важкі ніж на Голіцинському родовищі. В них відмічено значний вміст важких фракцій і конденсату. На відміну від Голіцинського родовища гази Штормового характеризуються меншим вмістом метану ( 83-89 % ) і більшим вмістом метанових вуглеводнів.

З невуглеводневих компонентів в незначній кількості присутні вуглекислий газ і азот. Вміст СО2 з глибиною зростає. Сірководень відсутній. Відмічено невелику кількість інертного газу - гелію ( 0.007 % ). Аргон відсутній.

Треба відмітити також, що в палеоцен-датських відкладах Штормового родовища, як і на багатьох інших родовищах Криму, відмічено аномально високий пластовий тиск, який на 80 кгс/см2 вищий за гідростатичний. Коефіцієнт аномальності 1.45. Фізико-хімічна характеристика приведена в таблиці 2.5

Промислові газоконденсатні дослідження проводились по свердловинах №1 і №3, а визначення параметрів газоконденсатної системи проводились в УкрНДІгаз, причому всі відомості базуються на результатах, отриманих в свердловині №1. Вихід стабільного конденсату по промислових дослідженнях змінюється від 89.2 см3/м3 до 227 см3/м3 при тисках сепарації 2.55-3.65 МПа і температурах 3-36°С.

Тиск початку конденсації змінюється від 20.2 до 24.4 МПа, а тиск максимальної конденсації від 5.7 до 6.4 МПа. Фізико-хімічні властивості, фракційний і груповий склад конденсату приведені в таблицях 2.6, а компонентний склад і фізико-хімічні властивості газоконденсатних систем, приведені - в таблиці 2.7

Конденсат має полегшений фракційний склад, густина його в середньому дорівнює 730 кг/м3; кінець кипіння дорівнює 280°С. Конденсат на 90 % складається з бензинової фракції, яка закипає до 200°С.

Сірчані сполуки складають 0.04 %. По груповому хімічному складу він складається з 11 % ароматичних, 34 % нафтенових і 55 % парафінових вуглеводнів.

Зміна вмісту вуглеводнів С5+віщі в пластовому газі в процесі розробки прийнята на основі досліджень, проведених в УкрНДІгазі, по диференціальній конденсації пластової суміші на установці фазової рівноваги при початковому його вмісті 160 г/ст.м3. Тому вміст конденсату в пластовому газі в процесі розробки був перерахований при новому початковому значенні. Вміст конденсату в відсепарованому газі в процесі розробки був прийнятий по аналогії з Голіцінським ГКР. Ці данні в подальшому будуть використані для підрахунку видобутку конденсату. В зв`язку з прийняттям ряду припущень, ці розрахунки є орієнтовні і в подальшому їх необхідно уточнити по результатах додаткових досліджень газоконденсатних систем.

При досягненій вивченності на Штормовому родовищі запаси газу і конденсату враховані лише у відкладах нижнього палеоцену. Запаси газу в датських відкладах, не зважаючи на отримання тут промислових припливів газу в свердловині №3, не враховувались при підрахунку запасів через суперечливі результати випробовувань по площі покладу.

В об`ємі покладу включенні тільки запаси вуглеводнів нижньопалеоценових відкладів, обмежені покрівлею, підошвою цих відкладів і поверхнею умовно прийнятого ГВК на відмітці мінус 1868 м. Запаси в цьому об`ємі віднесені до категорії С1+С2. До категорії С1 віднесені запаси на площі, де пробурені свердловини №1, №3. Площа категорії С1 обмежена зовнішним контуром газоносності і двома прямими лініями. Одна з них проведена посередені між свердловинами №1, №2; інша на відстані 1 км на захід від свердловини №3. Проект Штормового родовища слід складати на всі запаси категорій С1+С2; газу - 11227 млн.м2; конденсату - 427.524 тис.т.

Для дорозвідки покладу в дат-палеоценових відкладах необхідно в зонах розміщення запасів категорії С2 пробурити дві розвідувальні свердловини. Випробовування розрізу покладу провести в обсадженному стовбурі свердловини поінтервально.

Таблиця .1 - Характеристика Голден Майквільного газу (по свердловині №1)

Характеристика газу	Інтервал випробування 1834-1854 м	Інтервал випробуван-ня 1860-1874 м	Серед-нє значен-ня
Умови відбору проб	гирло
Абсолютна питома вага, кг/м3	902 - 859	—	871
Відноснана питома вага по повітрю	0.696 - 0.665	0.686	0.680
Пластовий тиск, МПа			25.1
Пластова температура, К			350
Критична температура, К			208.9
Критичний тиск, МПа			4.64
Приведений тиск			5.41
Приведена температура			1.68
Коефіцієнт надстисливості			0.89
Поправки: -відхілення від закону Бойля- Маріота -на температуру			1.12 0.84
Теплоутворююча здатність, ккал/м3			9209
Об`ємний коефіцієнт пластового газу			0.001
Вміст, % об`ємних метан етан пропан бутан ізобутан пентан+вищі гелій вуглекислий газ азот	83.94 - 86.37 6.15 - 6.98 2.78 - 3.65 0.83 - 1.26 0.73 - 1.05 0.63 - 2.23 0.006 0.56 - 2.32 1.20 - 2.65	85.49 - 85.67 5.83 - 6.91 2.51 - 3.08 0.74 - 0.82 0.65 - 0.74 0.53 - 1.62 0.007 2.25 - 2.36 1.72 - 2.13	85.7 6.49 2.30 0.88 0.77 1.24 0.006 1.39 1.70

Таблиця 1.2-Фізико-хімічні властивості і фракційний склад конденсату

	Інтервал перфорації, м
Показники	1902-1970, Рс=4.4 МПа	1834-1854, Рс=3.2 МПа	1834-1854, Рс=4.0 МПа	1860-1874, Рс=3.0 МПа
Густина конденсату, кг/м3	736	723	737	737
Молекулярна масса, г/моль	104	99	108	107
В`язкість кінематична при 20°С; м2с	0.756	0.682	0.743	0.782
Вміст сірки, %	0.047	0.036	—	0.049
Фракційний склад,°С початок кипіння 5 % 10 % 15 % 20 % 25 % 30 % 35 % 40 % 50 % 60 % 70 % 80 % 90 % кінець кипіння	39 62 74 82 90 96 102 106 112 122 138 153 190 252 293	39 54 66 79 86 92 98 102 108 113 129 146 170 220 240	41 60 72 80 87 93 98 103 108 118 130 148 176 235 300	36 53 70 83 90 96 102 106 112 122 137 176 186 240 263
Вихід фракцій, % мольн. п.к. - 150°С 150 - 200°С 200 - 300°С вище 300°С	69.1 16.8 14.1 0.0	76.6 16.0 7.4 0.0	75.6 14.8 9.6 0.0	69.8 16.7 13.5 0.0

Таблиця 1.3 - Компонентний склад і фізико-хімічні властивості газоконденсатних систем ( по свердловині №1 )

Назва компоненту, показника	% мольн.	г/м3	% мольн.	г/м3
Інтервал перфорації, м	1834 - 1854		1860 - 1874
Компонентний склад: метан етан пропан ізо-бутан н-бутан пентан+вищі азот вуглекислий газ всього	83.85 5.68 2.29 0.76 0.86 3.72 1.50 0.25 100	560.03 71.77 61.98 18.80 21.65 154.05 18.53 4.60 911.44	84.41 6.42 2.61 0.86 0.83 4.26 1.37 0.21 100	563.77 68.49 49.10 21.32 21.66 191.15 15.96 3.87 935.39
Фізико-хімічні властивості: густина, кг/м3 густина по повітрю молекулярна маса	0.9114 0.7553 21.9108		0.9354 0.7763 22.4998

2. Аналіз експлуатації свердловин на родовищі

2.1 Характеристика глибинного та поверхневого обладнання

геологічний газоконденсатний родовище свердловина

Штормове газоконденсатне родовище розробляється як похилоскерованими так і вертикальними експлуатаційними свердловинами, 3 метою ізоляції водоносних пластів, а також для запобігання від обвалів стінок свердловин і запобігання прориву газу в інші пласти, свердловини обсаджено наступними колонами:

- водоізолююча Ø 630 мм;

- кондуктор Ø 324 мм;

- технічна Ø 245 мм;

- експлуатаційна Ø 146 ( або 168) мм.

Для устаткування експлуатаційних свердловин використовують фонтанну арматуру на робочий тиск до 35 МПа - АФК -80/6535, або Foster 3118 – 2/165 (АФК 2-80/6535.

За результатами розрахунків втрат тиску в стовбурі і швидкості газу біля башмака НКТ фонтанні труби пропонується використовують з умовним діаметром 89х6,5 мм та 60,3х5 мм.

Свердловини, які розташовані на шельфі, повинні бути обладнані спеціальним внутрісвердловинним устаткуванням. Схема компонування підземного устаткування представлена на рисунку 2.1 для свердловини №4.

Рисунок 2.1 – Конструкція свердловини №4

1 – водоізолююча колона; 2 – кондуктор; 3 – технічна; 4 – експлуатаційна колона; 5 – колона насосно-компресорних труб Ø 60,35 мм, марки Е; 6 – колона насосно-компресорних труб Ø 88,95.5 мм, марки М; 7 – клапан-відсікач типу хлопавки, самозрівнювальний, що витягається на тросі, моделі „BFVE-10”; 8 – циркуляційний клапан моделі "L"; 9 – розмежувач трубного і затрубного простору (витягаємий пакер з подвійним захопленням моделі „FH").

2.2 Характеристика методів дослідження свердловин. Обробка

результатів дослідження

Метою гідродинамічних досліджень свердловин є визначення фільтраційних характеристик пласта при відомих змінах тиску і швидкості фільтрації газу (рідини) в деяких точках пласта або його досліджуваної ділянки.

Гідродинамічні методи досліджень, які застосовуються для визначення фільтраційних параметрів пласта, можна розділити на дві основні групи:

1) методи, що базуються на вивченні усталеної фільтрації рідин і газорідинних сумішей;

2) методи, що базуються на вивченні неусталеної фільтрації рідин, газів і газорідних сумішей в пласті.

До першої групи відносятся:

¾ метод визначення параметрів пласта за даними відновлення тиску (рівня) в самій свердловині;

¾ метод визначення параметрів пласта за даними простеження впливузміни режиму роботи даної сердловини на режими роботи віддалених від неї реагуюючих свердловин.

Методи другої групи досліджень мають деякі преваги перед перше групою. При проведенні таких досліджень визначається більша кількість параметрів пласта. До них відноситься визначення середіх фільтраційних характеристик в деякій області пласта та їх зміна певній віддалі від свердловини.

Це дозволяє уточнити границі поширення пласта, положення ниць різкої зміни фільтраційних параметрів пласта, положення границь фазової зміни насичуючих колектор рідин, місць перетоку із одного пласта в інший. Методи другої групи менш трудомісткі і дозволяють провести дослідження з меншими затратами часу і засобів.

Усталений режим фільтрації

Усталеного припливу рідини у свердловину q(t)=const в реальних пластах не існує, оскільки такий приплив можливий тільки при постійному живленні пласта, рівному установленому відбору рідини і свердловини на протязі необмеженого часу. Однак при довготривалій роботі свердловини в обмеженому часі спостережень зміни припливу стають непомітними в межах точності вимірювальних приладів і приплив рідини в цьому випадку приймається практично стаціонарними, підлеглим законам усталеної фільтрації.

Таким чином, при дослідженні свердловин використовується метод послідовної зміни стаціонарного стану.

Дослідження свердловин при усталених режимах фільтрації полягає в одержанні залежності дебіту від величини депресії (індикаторної діаграми) Q=f(Pпл-Pвиб).

Індикаторна діаграма характеризує продуктивність свердловини і може бути використана для визначення проникності пласта. Отримана залежність дебіту від депресії виражається прямою, випуклою чи вгнутою до осі дебіту індикаторною діаграмою. Якщо пряма і зворотна індикаторні криві співпадають або відрізняються між собою не більше ніж на 2-3 %, то результати досліджень обробляють за формулами стаціонарного припливу, а якщо вони істотно розходяться, то обробці не підлягають (рисунок 2.1).

Рисунок 2.1 – Приклади співпадання і розходження індикаторних кривих при збільшенні і зменшенні депресії: а) співпадання кривих; в) розходження кривих

а) якщо на всьому інтервалі дослідження діаграма має форму прямої, то справедлива прямолінійна залежність дебіту від депресії, яка виражається рівнянням Дарсі:

(2.8)

де - дебіт і газу, м3/с; - коефіцієнт продуктивності, м3/(Па*с); ∆Р – депресія, Па; Р0 - атмосферний тиск, Па.

б) для обробки випуклої (по відношенню Р0 до осі дебітів індикаторної діаграми служать двочленні формули

(2.9)

Коефіцієнт А – це гідравлічний опір пласта

(2.10)

Якщо вказану залежність виразити через , тоді вгнута індикаторна діаграма стане прямою, що відсіче на осі ординат відрізок А, а тангенс кута її нахилу буде рівний В.

Значення коефіцієнта А можна визначити за формулою

(2.11)

де μ – в’язкість газу, Па*с; k – проникність, м2; h – потужність пласта, м; Rк – радіус контуру живлення свердловини, м;rс – радіус свердловини, м; С – коефіцієнт недосконалості свердловини.

Для визначення параметрів пласта будують залежність

(2.12)

де пластовий тиск, Па; - вибійний тиск, Па.

За відрізком А, який відсікається на осі ординат, визначають коефіцієнт продуктивності (м3/Па.с) і вираховують гідропровідність пласта за формулою:

(2.13)

Вгнуті форми індикаторних кривих можуть бути отримані при дослідженні покладів, складених пластами різної проникності і зв'язані з

під'єднанням або від'єднанням окремих пластів при зміні депресії у свердловині. При збільшенні і наступному зменшенні депресії (прямий і зворотний хід зміни режиму фільтрації) спостерігається різний характер зміни таких діаграм, так як при зворотному ході точки в координатах Q=f(Pв) можуть накладатися або не накладатися на індикаторну діаграму прямого ходу

Зворотна індикаторна діаграма (якщо при зворотному ході спостерігається накладання точок) викликається більш складними процесами,, залежними від фізичних властивостей пластів і наповнюючих їх рідин. Методика обробки таких діаграм, запропонована В.Є.Колбіковим, з деякими змінами, введеними в УкрНДГРІ, викладена нижче:

а) будується індикаторна крива в координатах Q=f(Pв), початок координат відповідає нульовому дебіту (вісь абсцис) і пластовому тиску (вісь ординат) (рис. 2.2);

б) всі точки індикаторної кривої, отримані в результаті досліджень, з'єднуються ламаною лінією, при цьому перший відрізок (0 - 1) характерезує продуктивність першого пласта (або групи пластів) з працюючого інтервалу; наступний відрізок (1-2) характерезує продуктивність першого і другого під'єднаних пластів; відрізок (2 - 3) характеризує продуктивність перших двох і третього під'єднаного пласта і т.д.

Рисунок 2.2 – Вгнута індикаторна крива

Ці сумарні коефіцієнти визначаються таким чином:

(2.14)

(2.15)

Дебіти під’єднаних пластів визначають наступним чином

q2=Q2 - (Q1+η1 (Pвиб1 - Pвиб2));

q3=Q3 - (Q2+η1+2 (Pвиб2 - Pвиб3)); (2.16)

qn=Qn - (Qn-1+η1+2+3+…(n-1) (Pвиб n-1 - Pвиб n))

де qn – дебіт під’єднаного пласта; Qn – сумарний дебіт пластів; η1+2+3+…(n-1) - сумарний коефіцієнт продуктивності.

При збільшенні депресії загальне збільшення дебіту відбувається не тільки за рахунок під’єднання нового пласта, але і за рахунок збільшення дебіту уже працюючих пластів

(2.17)

де

= (Pвиб1 - Pвиб.n)

= (Pвиб2 - Pвиб.n)(2.18)

= (Pвиб.n-1 - Pвиб.n)

Коефіцієнт продуктивності кожного під’єднаного пласта

(2.19)

Визначаємо коефіцієнти продуктивності кожного під’єднаного пласта і за формулою Дюпюї знайдемо їх гідропровідність

(2.20)

Неусталений режим фільтрації

Обробка даних дослідження свердловин при неусталеному режимі фільтрації базується на теорії пружності пластової системи. Закономірності кривих відновлення тиску після зупинки свердловин, виведені з основних теоретичних положень пружного режиму знайшли універсальне застосування в промислових дослідженнях свердловин.

Усі методи досліджень виходять з наступних: приймається, що перед зупинкою дебіт свердловини усталений, тиск довкола неї розподілився за стаціонарним законом, пласт характеризується постійною потужністю і однорідною проникністю; приплив однофазний.

Найбільш простий аналітичний вираз кривої відновлення вибійного тиску отримано для свердловини в необмеженому однорідному пласті зупиненої після роботи на стаціонарному режимі радіальної фільтрації при повній відсутності припливу після зупинки (формула запропонована М.Маскетом для точкового джерела в необмеженому пласті):

(2.21)

де — біжучий дебіт свердловини перед зупинкою; (-х) – інтегральна експоненційна функція; Т - час припливу рідини (або газу) до свердловини; t – час відновлення пластового тиску; χ – п'єзопровідність.

Приплив рідини з пласта після закриття свердловини поступово припиняється і пісдя деякого часу крива відновлення вибійного тиску наближається до кривої підвищення тиску у свердловині після її раптової зупинки.

Обробка при даному припущенні проводиться за методом Хорнера, методом дотичної.

Практика визначення параметрів пласта і свердловини показала, що не завжди за 2-3 години не вдається отримати криву відновлення тиску, тобто не встигає сформуватись прямолінійна ділянка лінії . Крім того форма кривих відновлення тиску при наявності притоку в свердловину така, що практично завжди можна виділити прямолінійний відрізок і прийняти помилково його за асимптотичну пряму, яка відповідає фільтраційним властивостям пласта. Щоб цого уникнути, запропоновані методи для обробки кривих, які використовують початкову ділянку (метод Ю.П. Борисова, метод Чарного-Умрихіна, метод Е.Б. Чекалюка, метод детермінованих моментів).

В основу методу Хорнера взято рівняння (2.21), яке перетворене таким чином

(2.22)

В системі координат , рівняння (2.22)має вид прямої лінії за нахилом якої

(2.23)

визначають гідропровідність

(2.24)

При нескінчено тривалій зупинці у свердловині відновиться тиск до пластового, бо при t величина . В цій точці знаходиться максимальне значення депресії, а повністю відновлений пластовий тиск буде рівний

Рпл=Рв+∆Рmax

де Рв – усталений тиск на вибої перед зупинкою свердловини.

Розглянемо метод детермінованих моментів (МДМ). Детерміновані моменти являють собою інтегральні характеристики КВТ:

(2.25)

де n = 0; 1; 2.

Нульовий Мо, перший М1, другий М2 моменти визначають як інтеграл за часом t від поточної депресії тиску з вагою t °, t 1, і t 2 відповідно.

Інтеграл (2.25) можна представити у вигляді суми двох інтегралів: від 0 до tмах і від tмах до де tмах – повний час заміру КВТ

(2.26)

де , А – коефіцієнт ідентифікованого рівняння першого порядку

(2.27)

При цьому похідна () обчислюється методом кінцевих різниць, після чого для тих самих діюх часових точок виписується система лінійних алгебраїчних рівнянь, яка розв'язується відносної А і Рпл. Таким чином, у значній мірі враховується частка детермінованих моментів, яка припадає на недовідновлену частину КВТ і зменшується викривляючий вплив від обмежності часу проведення гідродинимічних досліджень в реальних промислових умовах.

Що стосується перших інтегралів рівнянь М0, М1, то вони обчислюються методом трапецій:

(2.28)

Зокрема, перший інтеграл нульового моменту дорівнює площі фігури, розташованої між прямою і графіком КВТ в арифметичних координатах тиск – час.

МДМ базується на аналізі діагностичного критерію

(2.29)

який за результатами аналітичних і промислових досліджень для| однорідного пласта дорівнює постійній величині 2,18 і не залежить від фільтраційних властивостей колектора, в'язкості нафти, товщини продуктивного пласта, радіусів свердловин і контурів живлення. При наявності забрудненості ПЗП параметр d >2,18 і суттєво залежить від tмах, відносних розмірів ПЗП, коефіцієнта неоднорідності, який приймається рівним зворотній величині коефіцієнта гідродинамічної досконалості Кд.

Як з’ясувалось в процесі удосконалення МДМ, аналіз одного розрахованого значення діагностичного параметра d не дає задовільних результатів через недостатньо високу точність і обмеженість часу замірів Pt і можливе перекручення КВТ, а також внаслідок неврахованого додаткового припливу флюїдів у стовбур свердловини після її припинення.

В цілому геологічні, фізичні і гідродинамічні особливості обумовлюють певний розкид значень d. Тому врешті-решт, від аналізу одного числа d перейшли до аналізу функції d(t), що значно підвищило надійність діагностики зональної неоднорідності пласта і точність розрахунку гідродинамічних параметрів.

3. Проектування методу освоєння свердловини

3.1 Характеристика та аналіз методів дії на привибійну зону пласта

В міцних слабопроникних колекторах приплив газу до свердловини дуже малий не дивлячись на велику депресію на пласт. В таких випадках застосовують вплив на привибійну зону з метою штучного збільшення проникності привибійної зони пласта і це часто дає хороші результати, тому-то найбільші втрати тиску мають місце в привибійній зоні пласта.

Збільшення проникності пласта відбувається за рахунок збільшення діаметрів порових каналів, а також за рахунок очищення порових каналів від забруднення, крім того за рахунок збільшення розмірів дренажних каналів і тому подібного.

До методів збільшення проникності пласта відносяться такі методи:

¾ Гідравлічний розрив пласта.

¾ Соляно-кислотна обробка.

¾ Термо- кислотна обробка.

¾ Гідропіскоструминна перфорація.

¾ Гідрогазопіскоструминна перфорація

¾ Торпедування свердловини.

¾ Застосування кавітаційно– пульсаційного методу.

¾ Нафтові та газоконденсатні ванни.

¾ Осушення привибійної зони пласта (шляхом нагнітання в пласт сухого газу).

¾ Глино-кислотна обробка свердловини.

¾ Застосування ядерних вибухів та ін.

Вибір метода впливу на привибійну зону пласта визначається пластовими умовами, а також причинами, які призвели до зменшення припливу газу до свердловини.

Суть гідророзриву пласта заключається в тому, що при закачці в пласт рідини на великій швидкості (швидкість, що перевищує швидкість поглинання рідини пластом), при цьому тиск на вибої свердловини почне наростати і при досягненні певної величини у пласті розширюються існуючі тріщини ті утворюються нові. Для того, щоб ці тріщини не зімкнулись після зменшення тиску нагнітання, їх заповнюють крупнозернистим піском, частіше всього це кварцовий пісок фракції від 0.5 мм до 2 мм. А також в глибоких свердловинах в якості розклинюючого агенту використовують більш тверді матеріали: скляні, пластмасові шари, корунд та інші. Ефективність проведення ГРП залежить від:

¾ фізико-механічних властивостей пласта;

¾ умов залягання пласта;

¾ якості проведення ГРП.

Суть гідропіскоструминної перфорації (ГПП) полягає в тому, що за рахунок потоку рідини, в якому знаходяться абразивний матеріал відбувається руйнування металу труб, цементного кільця та породи продуктивного пласта. В якості абразивного матеріалу використовують кварцовий пісок, барит, гематит. При виборі рідини для проведення ГПП необхідно звертати увагу на те, щоб рідина не зменшувала продуктивність і проникність пласта, вона повинна сприяти та покращувати фільтраційні властивості привибійної зони і сприяти виносу перфораційного матеріалу. В основному використовують прісну, технічну воду з домішками поверхнево активних речовин (ПАР). Також використовують ГПП на глинистих розчинах, але їх застосовують лише при наявності в пласті великої кількості глинистих прошарків та у тому випадку, коли в пласті присутній високий пластовий тиск. Гідрогазопіскоструминна перфорація від попередньої відрізняється тим, що робоча рідина є газованою.

Перевага ГПП над іншими способами перфорації (кульової, торпедної, кумулятивної) полягає:

¾ можна регулювати довжину і кут нахилу перфораційного отвору;

¾ цементне кільце не руйнується і зберігає свою міцність;

¾ краї утворених отворів в колоні рівні та гладкі;

¾ прилади, які використовуються при ГПП прості та надійні в роботі; їх можна використовувати в свердловинах практично любого діаметра;

¾ після ГПП можна проводити будь-які методи інтенсифікації не піднімаючи інструменту на поверхню;

¾ довжина перфораційних каналів значно більша ніж при інших видах перфорації і може досягати до 500-700 мм при площі фільтрації каналів більшій у 20-30 разів;

¾ при ГПП не має місце ущільнення породи в кінці перфораційного каналу.

Основним призначенням теплової дії на привибійну зону свердловини є збільшення проникності привибійної зони за рахунок розчинення на стінках пор відкладів парафіну й абсорбційно-сульфатних шарів активних компонентів нафти, таких як смоли, асфальтени, органічні кислоти. Продуктивний пласт біля свердловини нагрівається двома способами:

¾ за допомогою нагрівача, який розташовується на вибої свердловини (елктронагрівач, газова горілка або термоакустичний нагрівач);

¾ закачка теплоносія в пласт (насичений або перегрітий пар, гаряча вода, нафта або розчинник).

Найбільше застосування в промисловості знайшли циклічний та стаціонарний електронагрів, термоакустична та пароциклічна дія на привибійну зону. Кожний з цих методів має свою специфіку та область використання, а також має свої переваги і недоліки.

Використання кавітаційно – пульсацій них технологій очищує ПЗП за рахунок створення значних імпульсів тиску в перфораційних каналах.Соляно-кислотна обробка пласта дає хороший результат, якщо її провести в слабопроникних карбонатних колекторах; в глинистих пісковиках дає результат застосування глино-кислотної обробки (суміш соляної та плавикової кислот HCl+HF). В щільних слабопроникних колекторах при відсутності карбонатів можна отримати хороший результат зробивши гідравлічний розрив пласта. Якщо продуктивний пласт високо проникний, то в процесі буріння свердловини в нього проникає значна кількість бурового розчину і його фільтрату: чим більша проникність, тим більше засмічування. В таких випадках може дати хороший результат глинокислотна обробка, а при відсутності суміші кислот HCl+HF, можна отримати результат застосувавши нафтову або газоконденсатну ванну.

3.2 Проектування проведення ГРП

Гідралічне щілинування (розрив) пласта (ГРП) – це метод утворення нових тріщин або розширення деяких існуючих у пласті внаслідок нагнітання у свердловину рідини або піни з високим тиском. Щоб забезпечити високу проникність, тріщини заповнюють закріплюючим агентом, наприклад кварцовим піском. Під дією гірничого тиску закріплені тріщини змикаються неповністю, в результаті чого значно збільшується фільтраційна поверхня свердловини, а іноді включаються в роботу й зони пласта з кращою проникністю.

Утворення нових тріщин або розкриття існуючих можливе, якщо тиск, створений в пласті при нагнітання рідини з поверхні, стає більшим від місцевого гірничого тиску. Зауважимо, що утворення нових тріщин характеризується різким зниженням тиску на гирлі свердловини на 3….7 МПа. Розкриття існуючих тріщин відбувається при незмінному тиску або його незначному збільшенні. В обох випадках зростає коефіцієнт приймальності свердловини, який після ГРП повинен збільшитись щонайменше у три-чотири рази, що вважають критерієм можливого закріплення тріщин піском.

Тріщини ГРП у неглибоких (до 900 м) свердловинах мають горизонтальну орієнтацію, а в глибоких – вертикальну, або похилу, близьку до вертикальної. Тріщини розвиваються у тій площині, де найменші сили опору, тобто найменший гірничий тиск. Наприклад, напрямок розвитку тріщин на деформованих антиклінальних складках Передкарпаття переважно збігається з напрямком короткої їх осі.

ГРП застосовують у будь-яких породах за винятком пластичних сланців і глин. Це метод не тільки відновлення природної продуктивності свердловин, але й значного їх збільшення.

Застосовувані технології звичайних ГРП передбачають неглибоке закріплення тріщин ( близько 10 т піску ) і забезпечують дво, трикратне збільшення поточного дебіту нафтових, газових або приймальності нагнітальних свердловин у низькопроникних (до 0,05 мкм2 ) пластах, товщиною не менше п’яти метрів, які залягають на глибинах до 3500 м, а також у пластах з дещо більшою проникністю (до 0,15 мкм2 ), але дуже забрудненою привибійною зоною.

Страницы: 1, 2