Гидродинамические исследования скважин (ГДИС) — это совокупность мероприятий, направленных на измерении и регистрацию давления, дебита, температуры, времени в скважинах.
Задача гидродинамических методов исследования заключается в изучение коллекторских, фильтрационных, геометрических и других свойств проницаемых пластов и продуктивных характеристик скважин [1–4].
Зачем исследовать пласт и скважину?
Данные ГДИС влияют на принятие решений об оптимизации производительности, а оценка характеристик пласта и скважины является основной информацией для принятия решений об оптимизации, т. к. среднее пластовое давление, проницаемость пласта, скин-фактор скважины, модель скважины, призабойной зоны, пласта и зоны дренирования.
По результатам гидродинамических исследований скважин можно определить режим работы пласта; режим фильтрации (линейный или нелинейный) жидкости и газа в пласте; коэффициент продуктивности скважины; коэффициент гидропроводности пласта; коэффициент подвижности (отношение проницаемости пласта к вязкости флюида); коэффициент проницаемости пласта; коэффициент гидродинамического совершенства скважины; коэффициент пьезопроводности пласта; положение межфлюидальных разделов в пласте; строение пластов и другие параметры [1–4].
В данной работе авторами приведены результаты расчетов коэффициента фильтрационного сопротивления (далее К. Ф. С.) на основе данных ГДИС по газоконденсатному месторождению Арслан [5–8]. В процессе К. Ф. С. изменяются, что связано с очищением призабойной зоны скважин от фильтрата и бурового раствора обуславливающее улучшение их продуктивности. Ухудшение К. Ф. С обусловлено проникновением пластовых вод в зону отбора газа и разрушением пласта коллектора, в случае превышения депрессии на пласт.
В работе [8] представлены результаты всех ГДИ, выполненных по скважинам и объектам эксплуатации, с начала эксплуатации скважин.
Месторождения Устюртского региона имеют повышенную водонасыщенность, поэтому пластовая вода с самого начала эксплуатации является спутником при добыче газа.
По месторождению отмечается большое количество объектов, по которым результаты испытания противоречат данным ГИС. В связи с этим по каждому объекту, рассмотрим динамику К. Ф. С по ГКМ Арслан.
Горизонт J 2 6 ГДИ скважин 8, 10, 18 до ввода объекта в разработку отсутствовали, всего их проведено 11. На начало разработки в (2017 г.), К. Ф. С. наблюдается ухудшение, связанное с внедрением пластовых вод, особенно в скважине 18, связи с этим рекомендуется уменьшение диаметра штуцера.
Горизонт J 2 12 Скважина 8 эксплуатирует объект совместно с J 2 6 горизонтом, в ней проведено 5 ГДИ. В скважине 5 проведено одно ГДИ, она остановлена, отсутствует информация по наличию пластовой воды.
Горизонт J 2 14 ГДИ отсутствовали до начала разработки. Скважина 31 эксплуатирует объект совместно с J 2 16 горизонтом. За истекшей период разработки выполнены три ГДИ в скважине 31 и два в скважине 12. По результатам ГДИ в скважине 12 на 2021 г. наблюдается вынос воды, затем имеет место снижение водопроявлений. Снижения обводненности связаны с изменением параметров технологического режима [5–8].
Горизонт J 2 16 Скважины 28, 21, 22 эксплуатируют только J 2 16 горизонт, скважина 31 с J 2 14 горизонтом совместно. ГДИ скважин 28, 21, 22, 31 до ввода в разработку не проводилось, всего в объекте их проведено 15. С 2020 г. наблюдается ухудшение К. Ф. С, связанное внедрением пластовых вод в зону отбора скважин 28, 22, 31 [5–8]. Рекомендовано изменение технологического режима этих скважин.
Горизонт J 2 17 находится в консервации из-за отсутствия добывающих скважин.
Горизонт J 1 2 эксплуатируется скважиной 32 совместно с горизонтом J 1 4а . Всего выполнено три ГДИ. Причина ухудшения К. Ф. С. (в сравнении с 2020 г.), появление в составе продукции скважины пластовой воды, что привело к ухудшению продуктивности пласта в зоне отбора газа. Затем наблюдается резкое снижение пластового давления 2022 г. [5–8].
По результатам ГДИ за 2021 г. наблюдается снижение объёмов воды, в продукции скважины, а в 2022 г. вообще отсутствуют водопроявления. Кроме этого, скважина 25 введена в эксплуатацию 2022 г. совместно три горизонта (J 2 12 + J 2 14 +J 2 1 ).
Горизонт J 1 3 находится в консервации из-за отсутствия газодобывающих скважин. ГДИ проведено в скважине 1 при её испытании.
Горизонт J 1 4a перед вводом в разработку проведены ГДИ в скважинах 1, 4, 9, 32. По скважинам 1 и 2 в 2018 г. наблюдается ухудшение среднего К. Ф. С, в связи с получением пластовой воды. Хороший результат наблюдается в скважине 4, где отсутствуют водопроявления.
Улучшение средних К. Ф. С. в 2018 г. и 2020 г. связано с вводом более продуктивных скважин 9, 32. Ухудшение в 2023г. средних К. Ф. С., связано со скважиной 32, который совместно эксплуатирует J 2 1 горизонт.
Из-за несоблюдение технологических режимов работы, скважины 1, 4, 9 обводнились преждевременно связи с чем были остановлены. На 1.01.2023 г. работают скважины 2, 32, по которым рекомендуется изменение технологических режимов для минимизации выноса жидкости.
Горизонт J 1 5 введено в разработку скважинами 9, 24, 19, 29, по результатам проведенных ГДИ. При этом, скважина 9 вступила в эксплуатацию открытым стволом совместно с горизонтами J 1 4а +J 1 5 . 2018 г. в скважину 9, начала поступать пластовая вода, что обуславливало её остановку из-за обводнения. При совместной эксплуатации объектов трудно оценить их индивидуальные К. Ф. С.
На 01.01.2023 г. средние К. Ф. С. наблюдается их ухудшение, что связано с вводом скважин 16, 17, 19, 24, 29, 32, 33 (с 2018 г.), которые в начальной стадии работали с выносом жидкости.
Со временем пластовая вода, оседая в зоне отбора, обусловила резкое снижение пластового давления и К. Ф. С. В дальнейшем, в процессе разработки рекомендованы изменения технологического режима работы скважин на J 1 5 горизонте.
Горизонт J 1 5a . На 01.01.2023 г. наблюдается ухудшение средних К. Ф. С. Причина по скважинам 16, 19, 33, начальное пластовое давление и абсолютный свободный дебит уменьшился, из-за интенсивно продвигающимися в зону отбора пластовыми водами, с начала ввода их в эксплуатацию. При этом, в 2022 г. на скважинах 19, 33 не наблюдается вынос жидкости, что связано с изменением технологического режима работы этих скважин. Рекомендовано разработка скважин по изменённым технологическим режимам на основе ГДИ.
Горизонт J 1 6 . В 2020 г. введено в эксплуатацию скважиной 19 совместно с горизонтами J 1 5 +J 1 5а +J 1 6 . В 2021 г. К. Ф. С. улучшаются, что связано с очищением призабойной зоны от фильтрата бурового раствора, несмотря на увеличение выноса жидкости, сопровождаемое резким снижением пластового давления. В 2022 г. К. Ф. С., указывают на резкое снижение продуктивности скважины 19, из-за внедрения пластовых вод в зону отбора газа.
Горизонт J 1 7 введено в эксплуатацию скважиной 3, а также скважиной 16. Динамика К. Ф. С. в информации по скважине 3, где за 2016 г. отсутствует вынос жидкости, а за 2016–2017 гг. по добыче газа и конденсата, наблюдается вынос пластовой воды. Согласно последней информации скважина 3 по результату ГДИ характеризует продуктивность залежи, вторая скважина задавлена жидкостью в призабойной зоне остановлена.
Выводы
Месторождения Устюртского региона имеют одинаковый характер газонасыщения пропластков с повышенной водонасыщенностью. В процессе разработки на любом режиме водопроявления, которые очень чувствительны к увеличению депрессии на пласт, ограничивают поток газа к зоне отбора газа, и тем самым, увеличивает К. Ф. С., а также снижает пластовое давление. Продолжение разработки без корректировки технологического режима работы скважин ускорит их остановку.
В зависимости от размера порового пространства в пласте различны сроки его эксплуатации. Поэтому рекомендуется скважины выводить в эксплуатацию на основе ГДИ и установления надлежащего режима с минимальным выносом жидкости, что сопровождает с самого начала разработку месторождения Арслан.
Для скважин, эксплуатирующих один и более горизонтов одновременно, рекомендовано проведение изоляционных работ, в зависимости от результатов ГИС по определению водонасыщенных интервалов по скважинам. По мере возможности, необходимо эксплуатировать объект индивидуальными скважинами, т. к. при совместной эксплуатации объектов трудно оценить их индивидуальные К. Ф. С. и другие параметры.
По месторождению отмечается большое количество объектов, по которым проводится ГИС. По каждому объекту анализируются данные, полученные в результате проведение ГДИС.
Полученные параметры служат основой для прогнозирования разработки газоконденсатных месторождений, а также на месторождении Арслан прогноз рассмотрен по 11 горизонтам в качестве единого эксплуатационного объекта.
Литература:
1. Гриценко А. И., Алиев З. С., Ермилов О. М. и др. Руководство по исследованию скважин. -М., Наука, 1995
2. Зотов Г. А., Алиев З. С. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. -М., Недра, 1980 г.
3. NGH 39.0–048:2013 Инструкция по проведению промысловых газоконденсатных исследований на разрабатываемых месторождениях
4. NGH 39.0–032:2009 Газогидродинамические исследования скважин на разведочных площадях. Порядок проведения
5. Мамиров Ж. Р. и др. Подсчет запасов УВ-сырья месторождения Арслан. Отчет НИР ИГИРНИГМ, 2022 г.
6. Шевцов В. М., Нуштаева Н. В. и др. Проект ОПЭ ГКМ Арслан. Отчет АО «O’ZLITINEFTGAZ», 2015 г.
7. Шевцов В. М., Ахметчанов Н. Н. и др. Коррективы проекта ОПЭ газоконденсатного месторождения Арслан. Отчет АО «O’ZLITINEFTGAZ», 2018 г.
8. Беков Б. Х. Проект разработки газоконденсатного месторождения Арслан. Отчет АО «O’ZLITINEFTGAZ», 2023 г.
