что такое аномально высокое пластовое давление

Аномально-высокое давление пласта – АВПД

Аномально-высокое пластовое давление

Аномально-высокое пластовое давление – это давление, действующее флюиды, содержащиеся в поровом пространстве породы, величина которого выше (минимум в 1.3 раза) гидростатического давления, соответствующего данной глубине залегания продуктивного пласта.

Гидростатическое давление

Гидростатическое давление для данной точки пласта – давление, создаваемое столбом пресной воды (плотностью 1×10 3 кг/м3), по высоте равным глубине залегания пласта в данной точке измерения.

Пластовые давления можно охарактеризовать коэффициентом аномальности Кан – отношению замеряемого пластового давления к условному (рассчитываемому теоретически) гидростатическому давлению для данной точки пласта. Исходя из данной формулировки – коэффициент аномальности является безразмерной величиной.

Среди причин, обуславливающих возникновение аномального пластового давления выделяют уплотнение глинистых пород, катагенетическое преобразование пород, процессы осмоса, геотермические и тектонические факторы.

Вскрытие зон АВПД при бурении скважин и может повлечь за собой возникновение аварий и осложнений, ликвидация которых потребует дополнительных затрат. Соответственно, наличие зон аномально-высокого пластового давления приводит к увеличению стоимости бурения скважины. Поэтому, в качестве превентивных мер, перед вскрытием отложений с АВПД вышезалегающие поглощающие отложения перекрывают обсадной колонной.

Зоны АВПД могут прогнозироваться по данным сейсморазведки, данным ГИС и данным, получаемым в процессе бурения.

АНПД

АНПД может быть создано искусственным образом при отборе флюидов из пласта, в том случае, если не происходит восполнения отобранных флюидов.

В качестве признака образования АНПД может служить проседание земной поверхности над разрабатываемой частью месторождения.

С этой статьей также читают:

При проведении гидроразрыва пласта (ГРП) применяются различные по своим физическим свойствам жидкости, материалы и добавки.…

Подготовка к выполнению работ Мини-ГРП Проведение ГРП Технология проведения гидроразрыва пласта включает в себя подготовку…

Проницаемость – фильтрационное-емкостное свойство горной породы, характеризующее ее способность пропускать флюиды (нефть, газ и воду)…

Источник

Аномальное пластовое давление

Литература : Aникиев K. А., Прогноз сверхвысоких пластовых давлений и совершенствование глубокого бурения на нефть и газ, Л., 1971; Kучерук E. B., Шендерей Л. П., Cовременные представления o природе аномально высоких пластовых давлений, M., 1975; Фертль У. X., Aномальные пластовые давления. Иx значение при поисках, разведке и разработке ресурсов нефти и газа, пер. c англ., M., 1980; Kerr R. А., Geopressured energy fighting uphill battle, «Science», 1980. v. 207, No 4438.

E. B. Kучерук, B. И. Kрылов.

Полезное

Смотреть что такое «Аномальное пластовое давление» в других словарях:

Аномальное пластовое давление — ► anomalous seam (strata) pressure Давление, действующее на флюиды (воду, нефть, газ), содержащиеся в поровом пространстве породы, величина которого отличается от нормального (гидростатического). Пластовые давления, превышающие гидростатическое… … Нефтегазовая микроэнциклопедия

Пластовое давление — (a. reservoir pressure; н. Lagerdruck; ф. pression de couche; и. presion de capa, presion de roca, presion de yacimiento) давление, к poe пластовые флюиды оказывают на вмещающие их породы. П. д. важнейший параметр, характеризующий энергию … Геологическая энциклопедия

ДАВЛЕНИЕ ПЛАСТОВОЕ АНОМАЛЬНОЕ — величина пластового давления в какой либо точке залежи (нефти или газа) или водоносного пласта, существенно отклоняющаяся в ту и другую сторону от величины условного гидростатического давления в точке замера. Геологический словарь: в 2 х томах. М … Геологическая энциклопедия

аномальний пластовий тиск — аномальное пластовое давление abnormal seam pressure *ànomaler Flözdruck – 1) тиск, що діє на флюїди (воду, нафту, газ), які містяться в поровому просторі породи, величина якого відрізняється від нормального (гідростатичного). Пластові тиски, які … Гірничий енциклопедичний словник

Источник

Вскрытие и бурение зон с аномально высоким и низким пластовым давлением

Вскрытие и бурение зон с аномально высоким и низким пластовым давлением

А. С. НОВИКОВ – к.т.н., технический директор ООО «МИП Георазведка плюс»
Д. Ю. СЕРИКОВ – д.т.н., доцент РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина

В данной статье описаны специфика и сложности вскрытия и бурения зон с аномально высоким и низким пластовым давлением. Проведен анализ возможных осложнений при сооружении и эксплуатации скважин в данных условиях. Даны рекомендации, позволяющие снизить риски возникновения внештатных ситуаций при проведении буровых и эксплуатационных работ в зонах с аномально высоким и низким пластовым давлением.

Ключевые слова: аномально высокое и низкое пластовое давление, проходка скважины, глубина залегания пород, эксплуатационная колонна.

Как известно, при нормальных условиях пластовое давление в каждой точке залежи нефти и газа равно гидростатическому давлению, замеренному на уровне ВНК, плюс избыточное давление. В природных условиях существует много залежей, особенно на больших глубинах, имеющих пластовое давление, значительно превосходящее расчетное гидростатическое. Возникновение аномально высокого пластового давления объясняется следующими причинами:

Таким образом, аномально высокое пластовое давление может возникать под действием разных причин, но главными из них являются замкнутая линзовидная форма резервуара и ее запечатанность со всех сторон непроницаемыми породами.

Все аномально высокие пластовые давления фиксируются только в непрочных коллекторах (глины, соль), в то время как в крепких телах, обладающих более жестким и прочным скелетом, аномально высокое пластовое давление практически нигде не зафиксированы.

В недрах Земли существуют также залежи, имеющие аномально низкое пластовое давление. Его появление может быть обусловлено вторичным увеличением объема резервуара ввиду возникновения вторичной трещиноватости.

Пониженные давления возникают и при повторном опускании залежей. При этом восстановление нового пластового давления происходит не сразу, и в течение длительного геологического времени в залежи будет сохраняться низкое пластовое давление, существовавшее до ее опускания. Теоретическим обоснованием смены с глубиной нефтяных залежей газоконденсатными и газовыми явились по критериям определения границ существования жидких углеводородов. Согласно мнению отдельных исследователей, зона исчезновения нефтяных залежей располагается под изотермической поверхностью 200°С, залегающей в зависимости от градиентов на глубинах от 2,8 до 9,5 км.

Вскрытие и бурение зон с аномально высокими пластовыми давлениями

На природу возникновения аномально высокого пластового давления существует две гипотезы: экзогенная и эндогенная. Экзогенная включает в себя явления уплотнения, катагенетических преобразований, пород, осмоса, теплового воздействия на залежь и др. Эндогенная гипотеза объединяет явления тектогинеза, внедрения флюидов из подкорковых глубин. Эндогенная гипотеза наиболее предпочтительна, так как рассматривает больше аспектов, которые могут являться причиной аномально высокого пластового давления.

Месторождения с аномально высокими пластовыми давлениями широко распространены во всем мире: Новая Гвинея, Ява, Бирма, Пакистан, Афганистан, Иран, Румыния, Алжир, Колумбия, Перу, США, Россия, Туркмения, Украина, Казахстан, Азербайджан.

Прогнозирование и количественное определение зон аномально высокого пластового давления в процессе бурения необходимо для безаварийной проводки скважин в глубокозалегающих мощных глинистых толщах. Решение этой задачи входит в обязательный комплекс геолого-технологических исследований. Для выделения зон с аномально высоким пластовым давлением используются как технологические параметры, так и данные геолого-геофизических исследований разрезов скважин.

Существуют три группы метода прогноза аномально высокого пластового давления:

Оперативным методом прогноза пластовых давлений без остановки бурения является метод d-экспоненты и метод σ-каротажа. Эти методы основаны на математической зависимости геометрии долота, показателей работы долота и режима бурения.

Обязательные требования при прохождении зон с аномально высоким пластовым давлением

Обеспечить исправное состояние бурильных труб, противовыбросового и бурового оборудования. При возникновении проявления, принять меры к герметизации устья. После закрытия превенторов при газонефтеводопроявлениях необходимо установить наблюдение за возможным возникновением грифонов вокруг скважины и пропусков (жидкости, газа) в соединениях и узлах противовыбросового оборудования.

Для предупреждения газонефтеводопроявлений и обвалов стенок скважины в процессе подъема колонны бурильных труб следует производить контролируемый долив и контролировать объем вытесненного бурового раствора. Режим долива должен обеспечивать поддержание уровня раствора в скважине близком к ее устью. Предельно допустимое понижение уровня раствора устанавливается проектом с учетом допусков, установленных правилами. Свойства бурового раствора, доливаемого в скважину, не должны отличаться от находящегося в ней.

Объемы вытесняемого из скважины при спуске бурильных труб и доливаемого раствора при их подъеме должны контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла труб бурильной колонны. При разнице между объемом доливаемого бурового раствора и объемом металла поднятых труб более 0,5 м 3 подъем должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные документацией по действию вахты при прямых и косвенных признаках начала и развития газонефтеводопроявлений.

Перед и после вскрытия пластов с аномально высоким давлением, при возобновлении промывки скважины после спускоподъемных операций, геофизических исследований, ремонтных работ и простоев начинать контроль плотности, вязкости, газосодержания бурового раствора следует сразу после восстановления циркуляции.

При вскрытии газоносных горизонтов и дальнейшем углублении скважины (до спуска очередной обсадной колонны) должен проводиться контроль бурового раствора на газонасыщенность.

Запрещается производить подъем бурильной колонны до выравнивания свойств бурового раствора по всему циклу циркуляции.

При бурении в продуктивном газовом пласте механическая скорость должна ограничиваться до значений, при которых обеспечивается дегазация бурового раствора.

Если объемное содержание газа в буровом растворе превышает фоновое на 5%, то должны приниматься меры по его дегазации, выявлению причин насыщения раствора газом (работа пласта, поступление газа с выбуренной породой, вспенивание и т.д.) и их устранению.

Таким образом, вскрытие и бурение зон с аномально высоким и низким пластовым давлением обладают своей спецификой и связано с определенными сложностями. Однако, соблюдение описанных выше рекомендаций позволит существенно снизить риски возникновения внештатных ситуаций при проведении буровых и эксплуатационных работ в зонах с аномально высоким и низким пластовым давлением, и как следствие повысить безопасность персонала, а также снизить сроки и стоимость строительства скважин.

ЛИТЕРАТУРА:

Источник

ПЛАСТО́BOE ДАВЛЕ́НИЕ

Том 26. Москва, 2014, стр. 368

Скопировать библиографическую ссылку:

ПЛАСТО́BOE ДАВЛЕ́НИЕ, дав­ле­ние, под ко­то­рым на­хо­дят­ся флюи­ды (газ, нефть, во­да) в пла­сте; ос­нов­ной гео­ло­гич. по­ка­за­тель со­стоя­ния энер­гии неф­те-, га­зо- или во­до­нос­но­го пла­ста. Раз­ли­ча­ют нор­маль­ное и ано­маль­ное П. д. Нор­маль­ное пла­сто­вое дав­ле­ние со­от­вет­ст­ву­ет гид­ро­ста­тич. дав­ле­нию (дав­ле­нию стол­ба во­ды, рав­но­го по вы­со­те тол­ще вы­ше­за­ле­гаю­щих пла­стов) и на­хо­дит­ся в пря­мой за­ви­си­мо­сти от глу­би­ны за­ле­га­ния пла­ста. Нор­маль­ное П. д. уве­ли­чи­ва­ет­ся че­рез ка­ж­дые 10 м при­мер­но на 0,1 МПa, или 1 ат­мо­сфе­ру. П. д., зна­чи­тель­но от­ли­чаю­щее­ся (св. ± 10–30%) от гид­ро­ста­ти­че­ско­го, на­зы­ва­ют ано­маль­ным П. д. Ано­маль­но вы­со­кое П. д. от­ме­ча­ет­ся в от­ло­же­ни­ях глу­бо­ких и сверх­глу­бо­ких впа­дин (обыч­но на глу­би­не св. 1800 м, напр. в Юж­но-Кас­пий­ской впа­ди­не и впа­ди­не Мек­си­кан­ско­го зал.). Оно про­яв­ля­ет­ся в сла­бо­про­ни­ца­мых го­ри­зон­тах оса­доч­ных толщ (изо­ли­ро­ван­ных или имею­щих за­труд­нён­ную связь с по­верх­но­стью). Пo во­про­су o ге­не­зи­се ано­маль­но вы­со­ко­го П. д. нет еди­но­го мне­ния. Oсн. при­чи­на­ми счи­та­ют уп­лот­не­ние гли­ни­стых по­род, ка­та­ге­не­тич. пре­об­ра­зо­ва­ния по­род и со­дер­жа­ще­го­ся в них ор­га­нич. ве­ще­ст­ва (ак­тив­ное по­сту­п­ле­ние уг­ле­во­до­ро­дов в пласт как за счёт глу­бо­ких го­ри­зон­тов, так и за счёт эмиг­ра­ции флюи­дов из неф­те­ма­те­рин­ской тол­щи; за­труд­нён­ность раз­груз­ки пла­ста и даль­ней­шей ми­гра­ции уг­ле­во­до­ро­дов; из­ме­не­ние объ­ё­ма по­ро­во­го или тре­щин­но­го про­стран­ст­ва в пла­сте; уве­ли­че­ние объ­ё­ма пла­сто­вых флюи­дов с рос­том пла­сто­вых тем­пе­ра­тур). Кро­ме то­го, мн. учё­ные гл. при­чи­на­ми об­ра­зо­ва­ния уча­ст­ков с ано­маль­но вы­со­ким П. д. счи­та­ют про­цес­сы тек­то­ге­не­за (в т. ч. про­яв­ле­ния зем­ле­тря­се­ний, гря­зе­во­го вул­ка­низ­ма, рос­та со­ляно-ку­поль­ных струк­тур) и гео­тер­мич. ус­ло­вия зем­ных недр. Каждый из этих фак­то­ров мо­жет пре­об­ла­дать в за­ви­си­мо­сти от гео­ло­гич. строе­ния и ис­то­рии раз­вития ре­гио­на. Hаличие ано­маль­но вы­со­ко­го П. д. бла­го­при­ят­но ска­зы­ва­ет­ся на кол­лек­тор­ских свой­ст­вах вме­щаю­щих по­род, уве­ли­чи­ва­ет вре­мя ес­теств. экс­плуа­та­ции неф­тя­ных и га­зо­вых ме­сто­ро­ж­де­ний без при­ме­не­ния до­ро­го­стоя­щих вто­рич­ных ме­то­дов, по­вы­ша­ет удель­ные за­па­сы га­за и де­би­ты сква­жин, яв­ля­ет­ся бла­го­при­ят­ным в от­но­ше­нии со­хран­но­сти ско­п­ле­ний уг­ле­во­до­ро­дов, сви­де­тель­ст­ву­ет o на­ли­чии в неф­те­га­зо­нос­ных бас­сей­нах изо­ли­ро­ван­ных уча­ст­ков и зон. Зо­ны ано­маль­но вы­со­ко­го П. д., раз­ви­тые на боль­ших глу­би­нах, осо­бен­но там, где они поль­зу­ют­ся ре­гио­наль­ным рас­про­стра­не­ни­ем, со­дер­жат зна­чит. ре­сур­сы ме­та­на, ко­то­рый на­хо­дит­ся в рас­тво­рён­ном со­стоя­нии в пе­ре­гре­той (до 150–200 °C) во­де. Помимо из­влечения метана, мож­но ис­поль­зо­вать гид­рав­лич. и те­п­ло­вую энер­гию во­ды. Ано­маль­но вы­со­кое П. д. яв­ля­ет­ся ис­точ­ни­ком ава­рий в про­цес­се бу­ре­ния. Hеожиданное вскры­тие та­ких зон – при­чи­на мн. ос­лож­не­ний, ли­к­ви­да­ция ко­то­рых при­во­дит к боль­шим ма­те­ри­аль­ным за­тра­там. Hаличие зон с ано­маль­но вы­со­ким П. д. зна­чи­тель­но уве­ли­чи­ва­ет стои­мость сква­жин.

Источник

Ключевые неопределенности концепции разработки и подходы к их снятию на примере пласта Ю1 западно-таркосалинского месторождения

1 Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

2 ООО «Газпромнефть-Заполярье»

В статье представлен опыт реализации проекта разработки нефтяной залежи пласта Ю₁ ЗападноТаркосалинского нефтегазоконденсатного месторождения. Рассмотрены ключевые особенности геологического строения и параметров разработки, выявлены основные проблемы и пути их решения, а также представлены полученные результаты геологического и гидродинамического моделирования и адаптации моделей.

Ключевые слова: Западная Сибирь, Западно-Таркосалинское нефтегазоконденсатное месторождение, юрские отложения, околокритическое состояние флюида, аномально высокое пластовое давление

UNCERTAINTIES OF THE DEVELOPMENT CONCEPT AND APPROACHES TO THEIR REMOVAL USING THE EXAMPLE OF THE U1 RESERVOIRS OF THE ZAPADNO-TARKOSALINSKY FIELD

1 Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint Petersburg

2 Gazpromneft Zapolyarie LLC, RF, Tyumen

The article presents the experience of implementation of the oil deposit development project for U1 reservoirs of the Zapadno-Tarkosalinsky oil and gas condensate field. Key features of geological structure and development parameters are considered, also the main problems and ways of their solution are revealed, as well as the obtained results of geological and hydrodynamic modeling and adaptation of models are presented.

Keywords: West-Siberia, Zapadno-Tarkosalinsky oil and gas condensate field, Jurassic deposits, near-critical fluid state, abnormally high formation pressure

ВВЕДЕНИЕ

Западно-Таркосалинское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) расположено в Пуровском районе ЯНАО. Месторождение многопластовое и характеризуется сложным геологическим строением. Целевой интервал – терригенные отложения пласта Ю₁. Ключевыми неопределенностями проекта являются уровень водонефтяного контакта (ВНК) и фазовое состояние флюида. Помимо этих факторов на Западно-Таркосалинском НГКМ отмечается аномально высокое пластовое давление (АВПД) в продуктивном горизонте и сложное структурно-тектоническое строение с большим количеством разрывных нарушений.

Освоение нефтяной части месторождения, в частности пласта Ю₁, началось в 2018 году. В рамках выполнения программы опытно-промышленной разработки в период 2018–2020 годов:

• выполнено переиспытание разведочной скважины 2R c проведением ПГИ;

• пробурены пять двуствольных скважин (три с пилотным стволом), две трехствольные скважины (одна с пилотным стволом) и три одноствольные горизонтальные скважины;

• проведены гидродинамические исследования (ГДИС) в четырех эксплуатационных скважинах;

• выполнены исследования методом гидродинамического каротажа (ГДК) в двух пилотных стволах скважин 9PL и 7PL;

• выполнены исследования методом опробования пластов приборами на кабеле (ОПК) в пилотном стволе скважины 7PL;

• отобраны пробы пластовых флюидов. На основе новой геолого-геофизической информации обновлена концептуальная геологическая и гидродинамическая модели с последующей адаптацией на результаты освоения новых эксплуатационных скважин.

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ

К особенностям геологического строения относится осложнённость района разломной тектоникой. Вся территория Надым-Пурской и Пур-Тазовской синеклиз Западно-Сибирской плиты подвержена интенсивным тектоническим деформациям сдвиговой природы. Горизонтальные сдвиги фундамента выражены в осадочном чехле кулисообразно построенными системами сбросов и взбросов, фиксирующих шовные зоны горизонтальных сдвигов фундамента. Разрывные нарушения достигают различных стратиграфических уровней, высота проникновения характеризует интенсивность тектонических деформаций в фундаменте. Амплитуда и полярность разломов меняется по глубине. На современном этапе, после снятия горизонтальных напряжений, кулисообразные разломы, вероятно, формируют барьеры проницаемости [1].

В пределах Западно-Таркосалинского лицензионного участка (ЛУ) картируется множество амплитудных оперяющих разломов (сбросовая система), ограничивающих кулисообразные складки. На основе комплексного анализа положения разломов и отражающих горизонтов на разрезе установлено левостороннее направление сдвиговых нарушений. На рис. 1 приведена интерпретация траекторий сдвиговых деформаций.

На сейсмических данных в интервале отражающего горизонта Ю₁ не прослеживаются предполагаемые линии дизъюнктивных нарушений, которые отделяют гидродинамически изолированный блок на севере залежи, наличие которого подтверждено данными бурения.

До бурения эксплуатационного фонда выделение разрывного нарушения, разделяющего залежь на блоки, основывалось на геометрии разломов – сколов Риделя. Блок скв. 4R отделялся предполагаемой непроницаемой линией сдвига (пунктирная красная линия на рис. 1а), секущей оперяющие кулисообразные разломы, конфигурация которых фиксируется по сейсмическим данным. На нескольких месторождениях-аналогах, таких как Еты-Пуровское и Ярайнерское, отмечаются экранирующие свойства подобных сдвигов в осадочном чехле.

КЛЮЧЕВЫЕ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ ПЛАСТА Ю₁ (ВНК, ФАЗОВОЕ СОСТОЯНИЕ ФЛЮИДА) В УСЛОВИЯХ АВПД И СЛОЖНОГО ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ УТОЧНЕНЫ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ БУРЕНИЯ, ФАКТИЧЕСКОЙ РАБОТЫ СКВАЖИН И ЛАБОРАТОРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ.

Для обоснования различных уровней ВНК бы­ли рассмотрены две равновероятные теории. Согласно первой теории разные уровни флюидальных контактов могут объясняться наличием нескольких несообщающихся песчаных тел. Отложения пласта Ю₁ (васюганская свита) формировались в условиях постепенной неравномерной трансгрессии моря. По результатам анализа керна и ГИС отложения пласта Ю₁ следует отнести к фации берегового бара, сформированного в пределах мелководного шельфа. Данные отложения характеризуются увеличением зернистости вверх по разрезу и преимущественно однородно-песчаным составом.

При анализе каротажных диаграмм и литологий видны литологические границы, которые могут указывать на надстраивание нескольких песчаных тел/баров, которые в керне диагностируются резкой сменой гранулометрического состава, что также может свидетельствовать о том, что на площади, скорее всего, будет развиваться не одно песчаное тело.

Определение положения латеральных границ при редкой сетке скважин возможно только с привлечением данных 3D-сейсморазведки. На карте сейсмических атрибутов однозначно выделить тела затруднительно из-за влияния отложений баженовской свиты на отражающий горизонт Ю₁. Поскольку в пробуренных скважинах в разрезе не прослеживается мощная выдержанная глинистая перемычка, способная изолировать надстроенные баровые тела и исключить гидродинамическую связь, данная теория не использовалась в дальнейшем при обосновании флюидальных контактов.

При анализе карт сейсмических атрибутов нижележащих горизонтов в зоне интереса выявлены признаки дуплексных оперяющих разломов, которые являются продолжением установленной сбросовой системы. Согласно второй теории, амплитуда этих разломов затухает в интервале пласта Ю₁, из-за чего на картах атрибутов и в разрезах отсутствуют признаки разрывных нарушений.

На рис. 2а представлена карта атрибута Variance по нижележащему горизонту с выделенными разрывными нарушениями в северной части залежи, на рис. 2б – разрез по линии SW-NE.

Если предположить, что система разломов продолжается в интервал Ю₁, то в северной части залежи возможно выделить систему малоамплитудных разрывных нарушений, соосных картируемым разломам на нижележащих горизонтах.

БУРЕНИЕ В УСЛОВИЯХ АВПД

На Западно-Таркосалинском месторождении в целом по разрезу величина пластового давления постепенно увеличивается с глубиной, за исключением ачимовских и юрских отложений, характеризующихся АВПД, которое может быть связано с крупным тектоническим нарушением – Уренгойско-Колтогорским грабен-рифтом. Коэффициент аномальности пластового давления составляет 1,50, что является осложняющим фактором при разработке рассматриваемого объекта Ю₁. В подобных условиях могут возникнуть осложнения в виде газонефтеводопроявления при вскрытии пластов с АВПД на недостаточном удельном весе бурового раствора, недоспуск секций обсадных колонн до проектных глубин, а также возможные обрушения ствола скважины [2].

Для решения задач, связанных со вскрытием пластов с АВПД, и подбора оптимальных параметров бурения, таких как плотность бурового раствора, глубина спуска обсадной колонны и интервалы нестабильности, была построена одномерная геомеханическая модель. На основе расчетов с целью обеспечения безаварийного бурения в условиях АВПД башмак эксплуатационной колонны устанавливался над кровлей ачимовских отложений, угол входа в целевой пласт составлял примерно 70 градусов.

При таком высоком угле наклона возникает очевидный риск механического прихвата при проведении исследований ГДК–ОПК, в связи с чем в пилотном стволе скв. 9 не удалось провести запланированное исследование ОПК. Во втором пилотном стволе скв. 7 с меньшим наклоном было проведено опробование и получен приток нефти, отобрано 2 пробы, но в ходе опробования также произошел прихват компоновки (предполагаемо дифференциальный), в связи с чем было решено завершить исследование после ликвидации прихвата.

Исследования методом ОПК для снятия неопределённостей ВНК в осложненных геологических условиях оказались неэффективными, и однозначно определить ВНК по результатам всех исследований в новых скважинах не удалось.

НЕОПРЕДЕЛЕННОСТЬ ПОЛОЖЕНИЯ ВНК

Ключевой геологической неопределенностью рассматриваемого объекта является уровень водонефтяного контакта.

На старте проекта в 2015 году было пробурено 5 разведочных скважин. На основе результатов интерпретации ГИС уровень ВНК принят на абсолютной отметке (АО) –3105 м в основном блоке и на АО –3116 м в северном блоке. Граничные значения УЭС для определения типа флюида получены по результатам исследований относительных фазовых проницаемостей. Далее по уравнению Арчи-Дахнова выражены через критические значения Кв* – водонасыщенность, при которой в потоке появляется подвижная вода и Кв** – водонасыщенность, при которой поток состоит только из подвижной воды. Для пласта Ю₁ критическое значение УЭС составляет 8,2 Ом•м и зона неоднозначного насыщения в пределах от 7,7 до 8,2 Ом•м. Значения УЭС близки, что может привести к ошибке в определении характера насыщения. Для пласта Ю₁ критическое значение УЭС составляет 8,2 Ом•м и зона неоднозначного насыщения в пределах от 7,7 до 8,2 Ом•м. Стоит отметить, что вода по испытанию получена лишь в одной скважине, при этом в притоке также получен растворенный в пластовых условиях газ и пленка нефти. Из-за малой выборки считаем, что необходимо дальнейшее изучение граничных значений водонасыщенности и УЭС при определении характера насыщения. При отсутствии нового керна вопрос определения «истинного» УЭС породы и соответствующего характера насыщения пласта возможно доизучить по материалам каротажа скважин и геохимической модели пласта. Подобная методика описана в работе И.А. Мельника [3].

Основную неопределенность на текущий момент представляет уровень ВНК в районе основной залежи, так как положение флюидального контакта северного блока в районе разведочной скважины 4R подтвердилось по результатам бурения пилотного ствола 12PL, где ВНК по результатам ГИС отмечается на уровне –3115 м. На рис. 3 представлена схема обоснования флюидальных контактов. Результаты определения уровня ВНК в фактически пробуренных скважинах основной залежи:

1) Скважина 2R. По результатам проведения промыслово‑геофизических исследований (ПГИ) пласт Ю₁ работает по перфорированной и неперфорированной мощности в интервале АО –3094 ÷ –3109) м и, возможно, слабо в интервале АО –3109 ÷ –3115,4 м, в притоке газированная нефть с незначительным количеством воды. По результатам интерпретации ГИС водонефтяной контакт в скв. 2R вскрыт в коллекторе на АО –3105,8 м.

Проведенные исследования не позволили однозначно определить уровень ВНК, однако выявлены предпосылки к его снижению до уровня АО – 3108 м (по результатам бурения скв. 7PL). РИГИС на месторождении не дает однозначного определения положения флюидального контакта.

ОСОБЕННОСТИ ПЛАСТОВОГО ФЛЮИДА

Нефть пласта Ю₁ классифицируется как особо легкая по плотности (0,806 г/см 3 ), малосернистая (0,17 %), малосмолистая (2,27 %). По состоянию на начало 2019 года глубинные пробы нефти были отобраны из скважин 2R и 4R. Результаты показали большой разброс значений начального газосодержания нефти: от 409,9 до 940,8 м 3 /т (ступенчатая сепарация). В связи с этим для уточнения PVT-параметров флюида была разработана программа исследовательских работ по доизучению PVT состояния пластовой системы, за период 2019–2020 годов отобрано:

• новых проб методом ОПК– 2 пробы;

• глубинными пробоотборниками – 11 проб;

• на сепараторе – 3 комплекта проб на рекомбинацию.

Результаты лабораторных исследований проб по скважинам 7 (глубинная проба) и 9 (устьевая проба) подтвердили, что, вероятнее всего, пробы по скв. 2R были частично дегазированы (ГС 408,9–445 м 3 /м 3 ). В табл. 1, 2 представлены результаты исследований флюидов при стандартной сепарации.

Выполненная программа исследовательских работ позволяет сделать заключение о том, что пластовый флюид находится в околокритическом состоянии и может быть интерпретирован как околокритические нефть и газ. Околокритический флюид – это флюид, обладающий в пласте свойствами, близкими и к нефти, и к газу. При снижении пластового давления в пласте происходит интенсивное разделение на жидкую и газовую фазы в соотношении близком к 50/50. При этом на несколько десятков метров выше в пласте это будет жирный газ, на несколько метров ниже – легкая нефть.

В пользу нефтяной системы говорят следующие факты:

• при загрузке компонентного состава в PVT-симулятор флюид характеризуется как черная нефть. Перевод в газовое состояние затруднителен и осуществляется только значительными корректировка С+ фракции;

• при первой рекомбинации поверхностных проб пластового флюида на замеренный газовый фактор (ГФ) была получена нефтяная система (на скв. 9);

• согласно критериям идентификации типа пластового флюида 1 (табл. 3), рассматриваемые пробы в большей степени характеризуются как нефть (57% критериев). В пользу газоконденсатной системы говорят следующие факты:

• согласно результатам эксплуатации скважин, газовый фактор регистрируется на уровне 700–800 м 3 /м 3 при забойных давлениях существенно выше принятого давления насыщения;

• лабораторные эксперименты, выполненные в 2020 году методами контактной конденсации (с визуальным наблюдением за фазовым состоянием флюида), однократного разгазирования и контактно-дифференциальной конденсации, подтвердили наличие газоконденсатной системы с параметрами конденсато-газового фактора (КГФ)960 г/м 3 (скв. 7);

• на текущий момент, на основе полученных результатов лабораторных исследований, проведенных в 2019–2020 годах, можно сделать следующие выводы:

– флюид в пластовых условиях может идентифицироваться как околокритические нефть и газ;

– необходимо обновить PVT-модель флюидов в фильтрационной модели после получения результатов лабораторных исследований проб, отобранных из скв. 12 на различных режимах работы (на штуцерах 4, 7, 8, 9,5 мм), которые могут дать более точное понимание фазового состояния флюида, при обновлении модели учесть результаты проб по скв. 7 и 9.

РЕЗУЛЬТАТЫ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ

На текущий момент на месторождении введены в эксплуатацию 8 скважин, в процессе работы которых обводненность в течение года сохранялась в среднем на уровне 0–2 %, при этом в гидродинамической модели при адаптации на исторические данные стало отмечаться отклонение расчетных показателей от фактических.

С целью адаптации фильтрационной модели была проведена серия многовариантных расчетов для определения уровня флюидального контакта на основе фактических показателей работы эксплуатационного фонда скважин. Параметры для вариации:

• ВНК –3105 м/–3106 м/–3107 м/–3108 м;

• относительные фазовые проницаемости (ОФП)средний вариант и минимальный вариант (рис. 4);

• анизотропия проницаемости 0,01, 0,03, 0,05, 0,08, 0,1.

На текущий момент наибольшую неопределенность при адаптации гидродинамической модели (ГДМ) на исторические данные представляет собой динамика обводненности по следующим скважинам:

• скв. 8 и 9. По данным скважинам обводненность в гидродинамической модели с ВНК –3105 м значительно выше фактической; • скв.11. Данная скважина пробурена таким образом, что точка Т3 (забой скважины) находится на абсолютной отметке –3105 м, соответствующей отметке изначально предполагаемого ВНК.

На графике выше (рис. 5) представлена факти ческая динамика обводненности по вышеперечисленным скважинам с момента запуска.

По скважинам 8 и 9 обводненность на конец октября 2020 года составила порядка 1 %, по скважине 11 – 10% (в среднем за период эксплуатации

5 %). Результаты многовариантных расчетов представлены в Табл. 4.

• при ВНК –3105 м скважины и 9 не адаптируются на фактическую обводненность, которая составляет 1%;

• при ВНК –3106 м скважина 9 адаптируется на фактические замеры только при минимальных ОФП и при минимальных значениях коэффициентов анизотропии;

• при ВНК –3107 м скважина 9 адаптируется при минимальных ОФП, а также при средних ОФП и минимальном значении коэффициента анизотропии;

• при ВНК –3108 м обводненность по скважинам 8, 9 соответствует фактической.

В связи с тем что скважина 9 эксплуатируется дольше всех на месторождении (эксплуатация более 1 года), то при выборе базового варианта ВНК учитывалась в первую очередь ее динамика обводненности. По скважине 11 наблюдается высокий разброс замеренных значений обводненности, кроме того, в настоящее время существуют технические задачи замеров забойного давления (непроход прибора), с момента запуска выполнен только один замер.

Суммируя полученную по результатам бурения геолого-геофизическую информацию, можно сделать вывод, что существуют следующие предпосылки к снижению ВНК по залежи:

• Скважина 2R. Суммарные отборы нефти по данной скважине в период пробной эксплуатации (ПЭ) с 2004 по 2008 год составили 113 тыс. при суммарных отборах воды 4 тыс. т. Обводненность на конец периода ПЭ составила 5 %. Адаптация обводненности в ГДМ по скважине 2R также была сопряжена с определенными трудностями: при ВНК –3105 м (средние ОФП, коэффициент анизотропии 0,08) скважина обводняется интенсивнее, чем по факту, однако наилучшим образом фактическая динамика обводненности воспроизводится при ВНК –3108 м. Также ранее указывалось, что в 2019 году были проведены ПГИ, по результатам которых пласт Ю 1 на АО–3109 м работает газированной нефтью с незначительным количеством воды (по устьевым данным обводненность 5%).

Учитывая результаты фактических замеров обводненности, проведенных исследований ПГИ, ГДК–ОПК в дальнейшем в качестве базового варианта для расчета прогнозных профилей добычи был выбран ВНК –3108 м.

ВЫВОДЫ

• По результатам бурения подтверждено наличие гидродинамически изолированного блока на севере залежи. Для обоснования разницы уровней флюидальных контактов в блоках выделены малоамплитудные разрывные нарушения, соосные картируемым разломам на нижележащих горизонтах.

• Опробована и успешно применена технология бурения многозабойных скважин (МЗС) в условиях юрских отложений Западно-Таркосалинского месторождения.

• В условиях АВПД исследования методом ОПК для снятия неопределенностей по уровню ВНК пласта Ю₁ оказались неэффективными.

• РИГИС на месторождении не дает однозначных результатов по определению положения флюидального контакта.

• Предварительные выводы о положении флюидального контакта на рассматриваемом объекте разработки на уровне АО-3108 м были сделаны по результатам исследований и фактической работы разведочного и эксплуатационного фонда скважин на основе гидродинамической модели.

• Флюид на рассматриваемом объекте разработки в пластовых условиях может идентифицироваться как околокритические нефть и газ (лабораторные исследования 2019-2020 годов), однако в большей степени характеризуется как нефть. Для более точного понимания фазового состояния флюида необходимо получить результаты лабораторных исследований проб, отобранных на различных режимах работы скважины 12, и произвести обновление PVT-модели.

• Результаты, полученные в ходе изучения месторождения, а также реализации программы ОПР и эксплуатационного бурения, могут быть учтены при разработке месторождений-аналогов.

Список литературы

1. Гогоненков Г.Н., Кашик А.С., Тимурзиев А.И. Горизонтальные сдвиги фундамента Западной Сибири // Геология Нефти и Газа. – 2007. –№3. – С. 3–11.

2. Рахмангулов Р.Р., Юсупов Р.Р., Рассказов А.А. В поисках юрского периода: бурение глубоких горизонтальных скважин в зонах АВПД // Бурение и нефть. – 12/2019. – С. 42–45.

3. Мельник И.А. Выявление нефтегазонасыщенных низкоомных коллекторов на основе определения геохимических показателей по данным ГИС: автореф. дис. д-ра геол.-минерал. наук: 25.00.10 / Мельник Игорь Анатольевич. – Томск, 2014. – 33 с.

References

1. Gogonenkov G.N., Kashik A.S., Timurziev A.I. Strike-slip fault of Western Siberia basement. Geologiya nefti I gasa [Oil and gas geology]. 2007, no. 3, pp. 3–11. (In Russ.)

2. Rakhmangulov R.R., Yusupov R.R., Rasskazov A.A. Searching for the jurassic period: drilling deep horizontal wells under HPHT conditions. Burenie I neft [Drilling and oil]. 12/2019, pp. 42–45. (In Russ.)

3. Melnik I.A. Identification of oil and gas saturated in low resistance reservoirs based on determination of geochemical parameters according to reinterpretation of wells geophysical study results: autoreconstruct of the doctor’s dissertation: 25.00.10 / Melnik Igor Anatolyevich. Tomsk, 2014, 33 p. (In Russ.)

1 Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ») 2 ООО «Газпромнефть-Заполярье»

Источник