Залежи Харампурского месторождения
Павлов В.А., Павлюков Н.А., Субботин М.Д., Коваленко А.П. и другие
ООО «Тюменский нефтяной
научный центр»
ООО «Харампурнефтегаз»
ООО «Тюменский нефтяной
научный центр»
ООО «Харампурнефтегаз»
Выполнена оценка риска пескопроявлений на скважинах по результатам исследования керна и гидро-геомеханического моделирования пласта. В работе представлен и внедрен алгоритм расчета проектных показателей разработки
Харампурского НГКМ с применением совмещенного гидро-геомеханического моделирования, позволяющего учитывать изменения фильтрационно-емкостных и упруго-прочностных свойств в деформированных и призабойных зонах пласта. По результатам расчетов спрогнозирован риск пескопроявлений и обрушения ПЗП на всем протяжении разработки месторождения. Выданы рекомендации для минимизации рисков пескопроявлений.
Харампурского НГКМ с применением совмещенного гидро-геомеханического моделирования, позволяющего учитывать изменения фильтрационно-емкостных и упруго-прочностных свойств в деформированных и призабойных зонах пласта. По результатам расчетов спрогнозирован риск пескопроявлений и обрушения ПЗП на всем протяжении разработки месторождения. Выданы рекомендации для минимизации рисков пескопроявлений.
В 2022 г. исполнится 60 лет с открытия крупнейшего в Западной Сибири Тазовского газового месторождения, что ознаменовало начало разработки газовых сеноманских залежей Западно-Сибирского мегабассейна. Его площадь оценивается в 3 млн км2, а запасы в 26,6 трлн м3 [1].
Харампурское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в 200 км от г. Тарко-Сале, в 660 км восточнее г. Салехард, в Юго-Восточной части Ямало-Ненецкого автономного округа в районе полярного круга. Открыто в 1979 г. скважиной № 334P. Месторождение многопластовое, приурочено к группе Харампурских локальных поднятий Пур-Тазовской нефтегазоносной области (НГО) и относится к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП). По запасам природного газа относится к уникальным. Основные запасы приурочены к сеноманскому и туронскому горизонтам. Продуктивный пласт ПК1 выделяется в кровельной части Покурской свиты сеноманского возраста (раннемеловой период) и представлен песчаниками, песками уплотненными, залегающими в кровле сеноманского яруса. Залежь ПК1 массивная без литологических нарушений, коллектор поровый. Режим работы пласта — водо- и газонапорный.
В 2013 г. сформирована стратегия разработки, спланированы проектные показатели добычи по Туронскому и Сеноманскому пластам. Запуск месторождения запланирован на 2022 г. Для объекта ПК1 определена избирательная система разработки, при которой кустовые площадки расположены в зонах с наибольшими эффективными газонасыщенными толщинами. Размещены 12 кустов по 4 горизонтальные скважины в каждом (рис. 1). На шести кустах присутствуют вертикальные наблюдательные скважины, для контроля пластового давления и подъема газоводяного контакта (ГВК).
Харампурское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в 200 км от г. Тарко-Сале, в 660 км восточнее г. Салехард, в Юго-Восточной части Ямало-Ненецкого автономного округа в районе полярного круга. Открыто в 1979 г. скважиной № 334P. Месторождение многопластовое, приурочено к группе Харампурских локальных поднятий Пур-Тазовской нефтегазоносной области (НГО) и относится к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП). По запасам природного газа относится к уникальным. Основные запасы приурочены к сеноманскому и туронскому горизонтам. Продуктивный пласт ПК1 выделяется в кровельной части Покурской свиты сеноманского возраста (раннемеловой период) и представлен песчаниками, песками уплотненными, залегающими в кровле сеноманского яруса. Залежь ПК1 массивная без литологических нарушений, коллектор поровый. Режим работы пласта — водо- и газонапорный.
В 2013 г. сформирована стратегия разработки, спланированы проектные показатели добычи по Туронскому и Сеноманскому пластам. Запуск месторождения запланирован на 2022 г. Для объекта ПК1 определена избирательная система разработки, при которой кустовые площадки расположены в зонах с наибольшими эффективными газонасыщенными толщинами. Размещены 12 кустов по 4 горизонтальные скважины в каждом (рис. 1). На шести кустах присутствуют вертикальные наблюдательные скважины, для контроля пластового давления и подъема газоводяного контакта (ГВК).
Эксплуатационная колонна нефтяных и нагнетательных скважин в период своего функционирования подвергается следующим воздействиям:
Тектоническое воздействие на повреждение ЭК скважин в Волго-Уральском районе маловероятно, однако полностью исключать возможность нарушения механической целостности колонн из-за небольших тектонических движений (до 3 баллов) пластов не следует. Более того, ряд специалистов утверждает [3], что на территории разрабатываемых месторождений происходит оседание пластов, которое может привести к деформации обсадных колонн скважин.
Горно-геологическое воздействие на ЭК возникает в зависимости от свойств горных пород по разрезу скважины, от стратиграфии и тектоники слагаемых горных пород, а также от интенсивности отбора флюидов из скважины. Например, при насыщении водой и набухании глинистых составляющих пластов могут возникнуть огромные сминающие и разрывающие эксплуатационную колонну усилия. Значительные разрушающие ЭК усилия создаются и при очень низких забойных давлениях, а также при различных методах воздействия на призабойную зону пластов (ПЗП). Во всех этих случаях необходимо выполнять оценочные расчеты для обеспечения целостности ЭК.
Термобарическое воздействие на ЭК при эксплуатации скважин и источники напряжения металла. Температурные колебания в скважине вызывают дефект колонны в большинстве случаев в виде разрывов и сколов, причем значительная часть из них по телу муфты. Повреждения ЭК такого рода дефектами находятся, как правило, в интервале 0–350 м [4]. Данному факту мы даем следующее объяснение.
- горно-геологическому;
- коррозии внутренней и внешней поверхности;
- температурному;
- высокому давлению при технологических операциях;
- механическому;
- тектоническому;
- химическому (кислотные обработки);
- комплексному.
Тектоническое воздействие на повреждение ЭК скважин в Волго-Уральском районе маловероятно, однако полностью исключать возможность нарушения механической целостности колонн из-за небольших тектонических движений (до 3 баллов) пластов не следует. Более того, ряд специалистов утверждает [3], что на территории разрабатываемых месторождений происходит оседание пластов, которое может привести к деформации обсадных колонн скважин.
Горно-геологическое воздействие на ЭК возникает в зависимости от свойств горных пород по разрезу скважины, от стратиграфии и тектоники слагаемых горных пород, а также от интенсивности отбора флюидов из скважины. Например, при насыщении водой и набухании глинистых составляющих пластов могут возникнуть огромные сминающие и разрывающие эксплуатационную колонну усилия. Значительные разрушающие ЭК усилия создаются и при очень низких забойных давлениях, а также при различных методах воздействия на призабойную зону пластов (ПЗП). Во всех этих случаях необходимо выполнять оценочные расчеты для обеспечения целостности ЭК.
Термобарическое воздействие на ЭК при эксплуатации скважин и источники напряжения металла. Температурные колебания в скважине вызывают дефект колонны в большинстве случаев в виде разрывов и сколов, причем значительная часть из них по телу муфты. Повреждения ЭК такого рода дефектами находятся, как правило, в интервале 0–350 м [4]. Данному факту мы даем следующее объяснение.
Рис. 1. Размещение фонда скважин на карте
эффективных газонасыщенных толщин
эффективных газонасыщенных толщин
Одной из неопределенностей на начальной стадии разработки является прогноз выноса механических частиц. Породы пласта ПК1 являются слабосцементированными, высокопористыми и в процессе добычи подвержены разрушению при снижении порового давления и увеличении эффективного напряжения [2]. Предельно допустимая депрессия на пласт, установленная по месторождениям-аналогам, составляет около 0,5–0,6 МПа. При более высоких депрессиях возможно разрушение призабойной зоны пласта и увеличение механических примесей в добываемой продукции [3]. Также продвижение пластовой воды к скважинам будет приводить к ослаблению породы и увеличению выноса частиц [4].
В результате разработки газовых коллекторов сеноманского яруса широко выявлена проблема неравномерного подъема газонефтяного контакта в добывающих скважинах по всей территории Западной Сибири [5–7]. Основными причинами неоднородности продвижения подошвенной воды считаются: изменчивость фильтрационно-емкостных свойств, литологическая неоднородность отложений, распространение глинистых пропластков, снижающих вертикальную проницаемость.
Вынос твердой фазы, пескопроявление в процессе добычи является результатом комплекса процессов, происходящих в массиве пород при дестабилизации напряженного состояния за счет бурения и эксплуатации. В литературе [8] широко рассматривается связь начала/увеличения выноса твердой фазы с увеличением обводненности (прорывом фронта нагнетания, подтягиванием подошвенной воды, конусообразованием).
В результате разработки газовых коллекторов сеноманского яруса широко выявлена проблема неравномерного подъема газонефтяного контакта в добывающих скважинах по всей территории Западной Сибири [5–7]. Основными причинами неоднородности продвижения подошвенной воды считаются: изменчивость фильтрационно-емкостных свойств, литологическая неоднородность отложений, распространение глинистых пропластков, снижающих вертикальную проницаемость.
Вынос твердой фазы, пескопроявление в процессе добычи является результатом комплекса процессов, происходящих в массиве пород при дестабилизации напряженного состояния за счет бурения и эксплуатации. В литературе [8] широко рассматривается связь начала/увеличения выноса твердой фазы с увеличением обводненности (прорывом фронта нагнетания, подтягиванием подошвенной воды, конусообразованием).
Основными механизмами, влияющими на начало отделения мелкой фракции от основной массы пород при вытеснении не смачивающего флюида водой для гидрофильных пород, являются [8]:
• химические процессы и реакции в породе, возникающие при соединении с водой: растворение карбонатов (цемента), гидролиз кварца, разбухание глин. Степень влияния химических процессов на прочность породы зависит от содержания глинистого материала, особенно смектитов и степени цементации;
• капиллярное давление, которое оказывает существенный вклад на сцепление частиц пород на микроуровне; при увеличении водонасыщенности капиллярное давление, удерживающее частицы в сцепленном состоянии, снижается, и прочность капиллярных связей уменьшается;
• фазовые проницаемости, снижающиеся при увеличении водонасыщенности, что вызывает увеличение локального градиента давлений при фильтрации и дестабилизацию порового пространства.
Все эти процессы на макроуровне приводят к снижению прочности пород и изменению упругих свойств (модуля Юнга) при насыщении породы водой, что подтверждается керновыми исследованиям.
• химические процессы и реакции в породе, возникающие при соединении с водой: растворение карбонатов (цемента), гидролиз кварца, разбухание глин. Степень влияния химических процессов на прочность породы зависит от содержания глинистого материала, особенно смектитов и степени цементации;
• капиллярное давление, которое оказывает существенный вклад на сцепление частиц пород на микроуровне; при увеличении водонасыщенности капиллярное давление, удерживающее частицы в сцепленном состоянии, снижается, и прочность капиллярных связей уменьшается;
• фазовые проницаемости, снижающиеся при увеличении водонасыщенности, что вызывает увеличение локального градиента давлений при фильтрации и дестабилизацию порового пространства.
Все эти процессы на макроуровне приводят к снижению прочности пород и изменению упругих свойств (модуля Юнга) при насыщении породы водой, что подтверждается керновыми исследованиям.
Вынос освободившейся в результате дезинтеграции твердой фазы приводит к изменению фильтрационно-емкостных свойств пород, увеличению пористости и проницаемости в околоскважинном пространстве со снижением скин-фактора [9]. При этом снижение прочностных свойств и увеличение напряжения за счет изменения пластового давления влекут за собой процессы дезинтеграции и уплотнения зерен, что в свою очередь снижает и пористость, и проницаемость. Также вынос механических частиц может оказать значительное влияние на общую скважинную и наземную инфраструктуру.
Для оценки перечисленных факторов выполнено геомеханическое моделирование месторождения, в рамках которого проведены специальные исследования керна, а также проанализированы осложнения при бурении скважин с целью оценки рисков пескопроявлений.
Для оценки перечисленных факторов выполнено геомеханическое моделирование месторождения, в рамках которого проведены специальные исследования керна, а также проанализированы осложнения при бурении скважин с целью оценки рисков пескопроявлений.
Используемыми данными эксплуатационного бурения для калибровки геомеханической модели явились затяжки и посадки инструмента при спуско-подъемных операциях (СПО), поглощения бурового раствора, газонефтеводопроявления (ГНВП). ГНВП возникают при снижении давления бурового раствора ниже пластового давления и, соответственно, могут использоваться для калибровки его расчетного непрерывного профиля при моделировании. Поглощения бурового раствора являются маркером превышения плотности бурового раствора минимального горизонтального напряжения. Эквивалентная циркуляционная плотность является нижней границей для минимального горизонтального напряжения.
Для выявления осложнений выбраны разведочные и эксплуатационные скважины, пробуренные в 2018–2019 гг. (49 скважин). Выполнен анализ суточных сводок по бурению и данных геолого-технологических исследований. В результате в 17 скважинах зафиксированы затяжки и посадки бурового инструмента, в трех скважинах получены поглощения бурового раствора в интервале ПК1. По полученным данным проведена калибровка геомеханической модели пласта (рис. 2).
Для выявления осложнений выбраны разведочные и эксплуатационные скважины, пробуренные в 2018–2019 гг. (49 скважин). Выполнен анализ суточных сводок по бурению и данных геолого-технологических исследований. В результате в 17 скважинах зафиксированы затяжки и посадки бурового инструмента, в трех скважинах получены поглощения бурового раствора в интервале ПК1. По полученным данным проведена калибровка геомеханической модели пласта (рис. 2).
Рис. 2. Карта осложнений бурения
скважин пласта ПК1 Харампурского
нефтегазоконденсатного месторождения
скважин пласта ПК1 Харампурского
нефтегазоконденсатного месторождения
Для построения корректной геомеханической модели, помимо анализа данных бурения, проведены специальные исследования, а именно:
• отобран и исследован керн из вертикальных скважин, покрывающих всю площадь исследований с севера на юг со средним расстоянием между скважинами 6–8 км;
• проведены комплексы геофизических исследований скважин: широкополосный акустический каротаж, плотность, микроимиджеры, стресс-тесты и замеры пластового давления для расчета непрерывных профилей упруго-прочностных свойств, давлений и напряжений;
• определены статические упруго-прочностные свойства в интервале коллектора и вмещающих породах по результатам механического тестирования керна;
• кроме стандартных тестов керна выполнены специализированные исследования: определение предела прочности на толстостенном цилиндре для оценки предельно допустимой депрессии, тестирование для оценки влияния различного насыщения на упруго-прочностные свойства горных пород, изменение проницаемости от эффективного напряжения;
• выполнена оценка направления главных горизонтальных напряжений.
Ориентация горизонтальных напряжений является одним из важных параметров при проведении геомеханического моделирования. Знание ориентации горизонтальных напряжений необходимо при обосновании азимута наиболее устойчивых скважин при бурении в нестабильных породах, а также азимута расположения горизонтального ствола скважины и ориентации перфорации с точки зрения вероятности пескопроявления (рис. 3).
• отобран и исследован керн из вертикальных скважин, покрывающих всю площадь исследований с севера на юг со средним расстоянием между скважинами 6–8 км;
• проведены комплексы геофизических исследований скважин: широкополосный акустический каротаж, плотность, микроимиджеры, стресс-тесты и замеры пластового давления для расчета непрерывных профилей упруго-прочностных свойств, давлений и напряжений;
• определены статические упруго-прочностные свойства в интервале коллектора и вмещающих породах по результатам механического тестирования керна;
• кроме стандартных тестов керна выполнены специализированные исследования: определение предела прочности на толстостенном цилиндре для оценки предельно допустимой депрессии, тестирование для оценки влияния различного насыщения на упруго-прочностные свойства горных пород, изменение проницаемости от эффективного напряжения;
• выполнена оценка направления главных горизонтальных напряжений.
Ориентация горизонтальных напряжений является одним из важных параметров при проведении геомеханического моделирования. Знание ориентации горизонтальных напряжений необходимо при обосновании азимута наиболее устойчивых скважин при бурении в нестабильных породах, а также азимута расположения горизонтального ствола скважины и ориентации перфорации с точки зрения вероятности пескопроявления (рис. 3).
Рис. 3. Направление максимального
напряжения
напряжения
В скважинах Харампурского месторождения кроме стандартных исследований керна на механические свойства выполнены специализированные исследования: определение предела прочности на толстостенном цилиндре для оценки предельно допустимой депрессии (в том числе для образцов, насыщенных водой), тестирование для оценки влияния различного насыщения на упруго-прочностные свойства горных пород, исследование керна по изменению проницаемости от эффективного напряжения.
Эксперименты по определению упруго-прочностных свойств керна традиционных коллекторов проводятся согласно методике, разработанной в Центре исследований керна ООО «ТННЦ» на основе [11, 12]. Подробное описание методики подготовки и проведения образцов керна из слабоконсолидированной породы представлено в статье [10].
Основными отличиями от исследований стандартного керна, которые адаптированы для работы с образцами, представленными слабоконсолидированными породами, являются:
• изготовление стандартных образцов, контроль их целостности с помощью компьютерной томографии и хранение до исследований;
• способ донасыщения жидкостью и определения объемной плотности образца.
По результатам исследования керна на толстостенных цилиндрах при донасыщении керосином выявлена зависимость предельно допустимой депрессии от пористости пород (рис. 4). Интерпретация исследований на керне показала допустимую депрессию в 0,2 МПа для чистого песчаника.
Эксперименты по определению упруго-прочностных свойств керна традиционных коллекторов проводятся согласно методике, разработанной в Центре исследований керна ООО «ТННЦ» на основе [11, 12]. Подробное описание методики подготовки и проведения образцов керна из слабоконсолидированной породы представлено в статье [10].
Основными отличиями от исследований стандартного керна, которые адаптированы для работы с образцами, представленными слабоконсолидированными породами, являются:
• изготовление стандартных образцов, контроль их целостности с помощью компьютерной томографии и хранение до исследований;
• способ донасыщения жидкостью и определения объемной плотности образца.
По результатам исследования керна на толстостенных цилиндрах при донасыщении керосином выявлена зависимость предельно допустимой депрессии от пористости пород (рис. 4). Интерпретация исследований на керне показала допустимую депрессию в 0,2 МПа для чистого песчаника.
Рис. 4. Зависимость предельно допустимой депрессии
от пористости пород
от пористости пород
Кроме того, дополнительно было выполнено тестирование при насыщении образцов керна водой для оценки предельно допустимой депрессии. В связи с ограниченностью керна для исследований удалось выполнить тесты только на двух образцах. В этом случае предельно допустимая депрессия отсутствует.
Кроме того, на скважинах Харампурского месторождения выполнены тесты по оценке влияния различного насыщения на упруго-прочностные свойства горных пород. Такие исследования необходимы для определения изменений от проникновения бурового раствора и оценки ослабления свойств при миграции ГВК. По результатам тестирования изменение статического модуля Юнга в зависимости от насыщения образца достигает 15–20 %. Изменение коэффициента Пуассона в зависимости от насыщения незначительно. При насыщении образца водой (пластовой водой) предел прочности на одноосное сжатие снижается в 2–4 раза по сравнению с естественным насыщением (газ) образца (рис. 5).
Кроме того, на скважинах Харампурского месторождения выполнены тесты по оценке влияния различного насыщения на упруго-прочностные свойства горных пород. Такие исследования необходимы для определения изменений от проникновения бурового раствора и оценки ослабления свойств при миграции ГВК. По результатам тестирования изменение статического модуля Юнга в зависимости от насыщения образца достигает 15–20 %. Изменение коэффициента Пуассона в зависимости от насыщения незначительно. При насыщении образца водой (пластовой водой) предел прочности на одноосное сжатие снижается в 2–4 раза по сравнению с естественным насыщением (газ) образца (рис. 5).
Рис. 5. Пример исследований на керне
прочности на одноосное сжатие для
образцов с естественным насыщением
и насыщением водой
прочности на одноосное сжатие для
образцов с естественным насыщением
и насыщением водой
На образцах керна с естественным насыщением (газ) в пяти скважинах проведены исследования по изменению проницаемости от эффективного напряжения (рис. 6, табл. 1). По результатам проведенных исследований по изменению проницаемости в зависимости от эффективного давления можно сделать следующие выводы:
• при увеличении эффективного давления значение проницаемости уменьшается;
• изменение проницаемости при увеличении эффективного напряжения составляет от 12 до 65 %.
Далее группой специалистов по геомеханическому моделированию ООО «ТННЦ» разработан уникальный алгоритм воспроизведения геомеханических эффектов, связанных с изменением упруго-прочностных свойств пород от насыщения, который позволяет учесть влияние разрушения породы на проницаемость.
• при увеличении эффективного давления значение проницаемости уменьшается;
• изменение проницаемости при увеличении эффективного напряжения составляет от 12 до 65 %.
Далее группой специалистов по геомеханическому моделированию ООО «ТННЦ» разработан уникальный алгоритм воспроизведения геомеханических эффектов, связанных с изменением упруго-прочностных свойств пород от насыщения, который позволяет учесть влияние разрушения породы на проницаемость.
Табл. 1. Общее количество исследований керна по изменению
проницаемости от эффективного напряжения
проницаемости от эффективного напряжения
Рис. 6. Пример зависимости проницаемости от эффективного давления в пласте ПК1 для
скважины 2 (снижение слева — 12 %, по центру — 18 %, справа — 65 %)
скважины 2 (снижение слева — 12 %, по центру — 18 %, справа — 65 %)
Общую схему построения связанной геомеханико-гидродинамической модели можно разбить на четыре этапа (рис. 7):
• построение 1D геомеханической модели по опорным скважинам;
• построение каркаса 3D геомеханической модели и распространение механических свойств в межскважинном пространстве;
• расчет напряженно-деформированного состояния до начала разработки;
• расчет изменений и оценка геомеханических параметров в процессе эксплуатации скважин и разработки объекта — 4D двунаправленное геомеханическое моделирование.
Основной отличительной чертой двунаправленного связанного геомеханико-гидродинамического моделирования является использование дополнительного шага, учитывающего изменения упруго-прочностных свойств горных пород под влиянием изменения напряжений и насыщения массива горных пород различными флюидами. То есть классические статические массивы моделирования (проницамость) в результате связки становятся динамическими и зависят от напряженного состояния и водонасыщенности в каждый момент времени. При моделировании задаются зависимости изменения прочности от водонасыщенности и деформации породы от изменения проницаемости.
• построение 1D геомеханической модели по опорным скважинам;
• построение каркаса 3D геомеханической модели и распространение механических свойств в межскважинном пространстве;
• расчет напряженно-деформированного состояния до начала разработки;
• расчет изменений и оценка геомеханических параметров в процессе эксплуатации скважин и разработки объекта — 4D двунаправленное геомеханическое моделирование.
Основной отличительной чертой двунаправленного связанного геомеханико-гидродинамического моделирования является использование дополнительного шага, учитывающего изменения упруго-прочностных свойств горных пород под влиянием изменения напряжений и насыщения массива горных пород различными флюидами. То есть классические статические массивы моделирования (проницамость) в результате связки становятся динамическими и зависят от напряженного состояния и водонасыщенности в каждый момент времени. При моделировании задаются зависимости изменения прочности от водонасыщенности и деформации породы от изменения проницаемости.
Рис. 7. Схема связанного геомеханико-гидродинамического моделирования,
адаптированная к условиям слабоконсолидированных пород (ΔS — изменение
водонасыщенности, %; ΔT — изменение температуры, °С; Δσ — изменение напряжений,
МПа; ΔPp — изменение пластового давления, МПа; Δkij — изменение проницаемости, Д;
ΔVpore — изменение объема порового пространства, %)
адаптированная к условиям слабоконсолидированных пород (ΔS — изменение
водонасыщенности, %; ΔT — изменение температуры, °С; Δσ — изменение напряжений,
МПа; ΔPp — изменение пластового давления, МПа; Δkij — изменение проницаемости, Д;
ΔVpore — изменение объема порового пространства, %)
Таким образом, на основании кубов текущего давления и температуры рассчитывается напряженно-деформированное состояние горной породы. Далее, на основании рассчитанной деформации и заданных зависимостей «деформация — изменение проницаемости», рассчитывается куб изменения проницаемости на заданный момент времени. Рассчитанный куб передается в гидродинамический симулятор. Новые значения проницаемости используются при возобновлении фильтрационного моделирования на каждый последующий шаг (рис. 8).
Рис. 8. Концептуальная схема двунаправленного совмещенного
геомеханического и гидродинамического моделирования
геомеханического и гидродинамического моделирования
Важным пунктом для использования всех данных совмещенного геомеханико-гидродинамического моделирования является последующая адаптация полученных результатов на фактические события при разработке (что необходимо будет сделать в будущем применительно к объекту Харампурского месторождения, поскольку история разработки отсутствует).
Кроме того, на секторных 3D/4D геомеханических моделях выполнена оценка допустимой депрессии для эксплуатационных скважин кустовых площадок № 1, 2, 3, 4, 5 (рис. 9).
Кроме того, на секторных 3D/4D геомеханических моделях выполнена оценка допустимой депрессии для эксплуатационных скважин кустовых площадок № 1, 2, 3, 4, 5 (рис. 9).
Рис. 9. Расположение секторных геомеханических моделей
По результатам расчетов допустимая депрессия изменяется по скважинам в пределах 1,3–3,4 атм.
С точки зрения оценки оптимальных и критических давлений и дебитов в коллекторе для минимизации рисков проявления твердой фазы для различной стадии разработки месторождения приведены следующие рекомендации:
• оценить влияние разрушения глинистых отложений в нижней части ПК1 на скорость продвижения ГВК;
• определить возможные направления оптимизации режимов разработки и эксплуатации с использованием полученных данных;
• необходимо увеличить количество временных шагов в гидродинамической модели особенно в первые годы разработки месторождения и момент поднятия ГВК для детализации расчетов напряженно-деформированного состояния и повышения качества прогнозных рисков;
• рассмотреть расширение специализированного исследования керна по наблюдательным скважинам: рекомендуется проведение тестов на определение константы Био, исследование изменения проницаемости с деформацией/напряжением, исследования при различных насыщениях для понимания эффекта по площади;
• продолжить практику исследований выноса механических примесей при различных депрессиях на скважинах;
• провести исследование на скважинах для мониторинга концентрации взвешенных частиц на забое при различных депрессиях с минимально возможным шагом изменения депрессии.
Таким образом, в результате работ оценен риск пескопроявлений, предложены рекомендации по рабочим депрессиям эксплуатируемых скважин на всем протяжении разработки месторождения, выше которых прогнозируется риск разрушения призабойной зоны пласта с эффектом потенциального преждевременного обводнения разрушенных участков.
Также разработан и внедрен алгоритм расчета проектных показателей разработки Харампурского НГКМ с применением совмещенного гидро-геомеханического моделирования, позволяющего учитывать изменения фильтрационных, емкостных и упруго-прочностных свойств в деформированных и призабойных зонах пласта.
Следует отметить, что процессы разрушения призабойной зоны пласта и выноса механических частиц на поверхность непосредственно влияют на безопасность и эффективность разработки газовых залежей. Поэтому геомеханические исследования должны стать неотъемлемой частью как проектирования, так и управления разработкой месторождений после их ввода в эксплуатацию.
С точки зрения оценки оптимальных и критических давлений и дебитов в коллекторе для минимизации рисков проявления твердой фазы для различной стадии разработки месторождения приведены следующие рекомендации:
• оценить влияние разрушения глинистых отложений в нижней части ПК1 на скорость продвижения ГВК;
• определить возможные направления оптимизации режимов разработки и эксплуатации с использованием полученных данных;
• необходимо увеличить количество временных шагов в гидродинамической модели особенно в первые годы разработки месторождения и момент поднятия ГВК для детализации расчетов напряженно-деформированного состояния и повышения качества прогнозных рисков;
• рассмотреть расширение специализированного исследования керна по наблюдательным скважинам: рекомендуется проведение тестов на определение константы Био, исследование изменения проницаемости с деформацией/напряжением, исследования при различных насыщениях для понимания эффекта по площади;
• продолжить практику исследований выноса механических примесей при различных депрессиях на скважинах;
• провести исследование на скважинах для мониторинга концентрации взвешенных частиц на забое при различных депрессиях с минимально возможным шагом изменения депрессии.
Таким образом, в результате работ оценен риск пескопроявлений, предложены рекомендации по рабочим депрессиям эксплуатируемых скважин на всем протяжении разработки месторождения, выше которых прогнозируется риск разрушения призабойной зоны пласта с эффектом потенциального преждевременного обводнения разрушенных участков.
Также разработан и внедрен алгоритм расчета проектных показателей разработки Харампурского НГКМ с применением совмещенного гидро-геомеханического моделирования, позволяющего учитывать изменения фильтрационных, емкостных и упруго-прочностных свойств в деформированных и призабойных зонах пласта.
Следует отметить, что процессы разрушения призабойной зоны пласта и выноса механических частиц на поверхность непосредственно влияют на безопасность и эффективность разработки газовых залежей. Поэтому геомеханические исследования должны стать неотъемлемой частью как проектирования, так и управления разработкой месторождений после их ввода в эксплуатацию.
ИТОГИ
На основе предложенной методики выполнения лабораторных исследований для оценки прочностных свойств слабоконсолидированного газонасыщенного коллектора показано, что в зависимости от природы насыщающего агента (при смене естественного насыщения на воду) происходит ослабление предела прочности в 2–4 раза.
По результатам исследования керна на толстостенных цилиндрах предельно допустимая депрессия для чистого песчаника составила 0,2 МПа.
При оценке на керне изменения проницаемости в зависимости от эффективного давления отмечается уменьшение проницаемости, изменения составили от 12 до 65 %.
По результатам исследования керна на толстостенных цилиндрах предельно допустимая депрессия для чистого песчаника составила 0,2 МПа.
При оценке на керне изменения проницаемости в зависимости от эффективного давления отмечается уменьшение проницаемости, изменения составили от 12 до 65 %.
ВЫВОДЫ
Разработана методика изучения и расчета значимых геомеханических эффектов, включающая исследования керна, построение моделей и прогноз проектных показателей добычи. Прогноз преждевременного обводнения скважин ввиду ослабления прочностных свойств с последующим изменением проницаемости позволяет значительно улучшить качество гидродинамической модели.
Полученные результаты позволяют осуществлять анализ и прогноз данных ситуаций по моделируемому месторождению, а также определить предельно допустимые депрессии в целях минимизации выноса твердой фазы породы.
В качестве перспективных для внедрения разработок данной методики на месторождениях-аналогах рекомендуются продуктивные интервалы ПК1 Восточно-Мессояхского, Северо-Комсомольского, Берегового и Ван-Еганского месторождений, прочностные свойства которых схожи с прочностными характеристиками горных пород Харампурского месторождения.
Полученные результаты позволяют осуществлять анализ и прогноз данных ситуаций по моделируемому месторождению, а также определить предельно допустимые депрессии в целях минимизации выноса твердой фазы породы.
В качестве перспективных для внедрения разработок данной методики на месторождениях-аналогах рекомендуются продуктивные интервалы ПК1 Восточно-Мессояхского, Северо-Комсомольского, Берегового и Ван-Еганского месторождений, прочностные свойства которых схожи с прочностными характеристиками горных пород Харампурского месторождения.
ЛИТЕРАТУРА
1. Карнаухов С.М., Скоробогатов В.А., Кананыхина О.Г. Эра сеноманского газа: «От рассвета до заката» // Вести газовой науки. 2011. № 3. С. 15–25.
2. Меликов Р., Павлов В., Павлюков Н., Пташный А., Красников А.,
Субботин М., Королёв А., Лознюк О. Оптимизация проводки и параметров эксплуатации горизонтальных скважин при разработке пласта ПК1 Харампурского НГКМ. Москва. 2018. 15–17 октября. Российская нефтегазовая техническая конференция SPE. № 191635.
3. Субботин М.Д., Меликов Р.Ф.,
Павлов В.А., Пташный А.В., Кудымов А.Ю., Юшков А.Ю., Королев А.Ю., Ягудин Р.А. Оценка безопасной депрессии для предотвращения пескопроявления газонасыщенных интервалов Сеноманских залежей // Нефтяная провинция. 2018. № 3. С. 52–63.
4. Павлов В.А., Лапин К.Г., Гаврись А.С., Иванцов Н.Н., Волгин Е.Р., Торопов К.В. Оценка влияния геомеханических эффектов на изменение фильтрационно-емкостных свойств в условиях слабосцементированного коллектора // Территория Нефтегаз. 2019. № 10. С. 46–52.
5. Кузьмук Л.Г., Чичмарева А.В. Об особенностях обводнения скважин на периферийных участках сеноманской газовой залежи Ямбургского месторождения в процессе ее эксплуатации // Вести газовой науки. 2010. № 2. С. 68–75.
6. Егорин И.А. Анализ динамики подъема газоводяного контакта по сеноманской газовой залежи Вынгаяхинского месторождения // Наука и ТЭК. 2011. № 2. С. 21–23.
7. Радченко А.В., Васильев Ю.В., Мимеев М.С. Новая геодинамическая модель строения пласта ПК-1 (сеномана) южного участка Губкинского газового месторождения // Академический журнал Западной Сибири. 2014. Том 10. № 2. С. 14–16.
8. Vaziri H., Barree B., Xiao Yu.,
Palmer Ian, Kutas M. What is the magic of water in producing sand? Texas, San Antonio, 2002, September, Paper presented at the SPE annual technical conference and exhibition, SPE-77683-MS. (In Eng).
9. Пятахин М.В. Геомеханические проблемы при эксплуатации скважин. М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2011. 266 с.
10. Павлов В.А., Кулешов В.С., Кудымов А.Ю., Якубовский А.С., Субботин М.Д.,
Пташный А.В., Абзгильдин Р.Р.,
Максимов Е.В. Влияние природы насыщающего агента на упруго-прочностные свойства пород газовых месторождений. // Экспозиция Нефть Газ. 2021. № 1. С. 11–16.
11. ГОСТ 21153.8 Породы горные. Метод определения предела прочности при объемном сжатии.
12. McPhee C., Reed J., Zubizarreta I. Core analysis: a best practice guide. Amsterdam: Elsevier, 2015, 829 p. (In Eng).
2. Меликов Р., Павлов В., Павлюков Н., Пташный А., Красников А.,
Субботин М., Королёв А., Лознюк О. Оптимизация проводки и параметров эксплуатации горизонтальных скважин при разработке пласта ПК1 Харампурского НГКМ. Москва. 2018. 15–17 октября. Российская нефтегазовая техническая конференция SPE. № 191635.
3. Субботин М.Д., Меликов Р.Ф.,
Павлов В.А., Пташный А.В., Кудымов А.Ю., Юшков А.Ю., Королев А.Ю., Ягудин Р.А. Оценка безопасной депрессии для предотвращения пескопроявления газонасыщенных интервалов Сеноманских залежей // Нефтяная провинция. 2018. № 3. С. 52–63.
4. Павлов В.А., Лапин К.Г., Гаврись А.С., Иванцов Н.Н., Волгин Е.Р., Торопов К.В. Оценка влияния геомеханических эффектов на изменение фильтрационно-емкостных свойств в условиях слабосцементированного коллектора // Территория Нефтегаз. 2019. № 10. С. 46–52.
5. Кузьмук Л.Г., Чичмарева А.В. Об особенностях обводнения скважин на периферийных участках сеноманской газовой залежи Ямбургского месторождения в процессе ее эксплуатации // Вести газовой науки. 2010. № 2. С. 68–75.
6. Егорин И.А. Анализ динамики подъема газоводяного контакта по сеноманской газовой залежи Вынгаяхинского месторождения // Наука и ТЭК. 2011. № 2. С. 21–23.
7. Радченко А.В., Васильев Ю.В., Мимеев М.С. Новая геодинамическая модель строения пласта ПК-1 (сеномана) южного участка Губкинского газового месторождения // Академический журнал Западной Сибири. 2014. Том 10. № 2. С. 14–16.
8. Vaziri H., Barree B., Xiao Yu.,
Palmer Ian, Kutas M. What is the magic of water in producing sand? Texas, San Antonio, 2002, September, Paper presented at the SPE annual technical conference and exhibition, SPE-77683-MS. (In Eng).
9. Пятахин М.В. Геомеханические проблемы при эксплуатации скважин. М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2011. 266 с.
10. Павлов В.А., Кулешов В.С., Кудымов А.Ю., Якубовский А.С., Субботин М.Д.,
Пташный А.В., Абзгильдин Р.Р.,
Максимов Е.В. Влияние природы насыщающего агента на упруго-прочностные свойства пород газовых месторождений. // Экспозиция Нефть Газ. 2021. № 1. С. 11–16.
11. ГОСТ 21153.8 Породы горные. Метод определения предела прочности при объемном сжатии.
12. McPhee C., Reed J., Zubizarreta I. Core analysis: a best practice guide. Amsterdam: Elsevier, 2015, 829 p. (In Eng).
Павлов В.А., Павлюков Н.А., Субботин М.Д., Коваленко А.П., Янтудин А.Н., Абдуллин В.С., Шехонин Р.С., Головизнин А.Ю.
ООО «Тюменский нефтяной научный центр», Тюмень, Россия
ООО «Харампурнефтегаз», Губкинский, Россия
vsabdullin@tnnc.rosneft.ru
ООО «Тюменский нефтяной научный центр», Тюмень, Россия
ООО «Харампурнефтегаз», Губкинский, Россия
vsabdullin@tnnc.rosneft.ru
Материалы и методы
Ключевые слова
Для цитирования
Поступила в редакцию
УДК и DOI
По результатам лабораторных исследований выполнена оценка изменения упруго-прочностных свойств образцов керна при насыщении различными флюидами (естественное насыщение, вода).
По результатам исследования керна на толстостенных цилиндрах получена оценка предельно допустимой депрессии. Выполнено 3D/4D связанное гидро-геомеханическое моделирование для оценки геомеханических эффектов, связанных с изменением
По результатам исследования керна на толстостенных цилиндрах получена оценка предельно допустимой депрессии. Выполнено 3D/4D связанное гидро-геомеханическое моделирование для оценки геомеханических эффектов, связанных с изменением
лабораторные исследования керна, упруго-прочностные свойства, различное насыщение, оценка депрессии, связанное гидро-геомеханическое моделирование
Павлов В.А., Павлюков Н.А., Субботин М.Д., Коваленко А.П., Янтудин А.Н., Абдуллин В.С., Шехонин Р.С., Головизнин А.Ю. Обоснование режимов эксплуатации скважин сеноманской газовой залежи Харампурского месторождения по результатам геомеханического моделирования // Экспозиция Нефть Газ. 2021. № 2. С. 41–46. DOI: 10.24412/2076-6785-2021-2-41-46
12.03.2021
УДК 622.276
DOI 10.24412/2076-6785-2021-2-41-46
DOI 10.24412/2076-6785-2021-2-41-46
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (8552) 92-38-33