CC BY
103
УДК 622.276.344
А.Ю. Карманов
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми, Россия
ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ БУРЕНИЯ НОВЫХ СКВАЖИН ТУРНЕЙСКО-ФАМЕНСКОГО ОБЪЕКТА МАГОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Турнейско-фаменский объект Маговского месторождения имеет сложное геологическое строение. В настоящее время происходит интенсивное разбуривание объекта проектным фондом скважин. Скважины вступают в работу с высокими дебитами нефти, затем наблюдается тенденция быстрого их снижения. Проведен анализ причин снижения производительности скважин, показана эффективность бурения скважин с горизонтальным окончанием ствола, многозабойных скважин, даны рекомендации по доизучению объекта.
Ключевые слова: анализ производительности скважин, литолого-фациальный анализ, прогнозирование и эффективность бурения новых скважин.
A.Y. Karmanov
Subsidiary of «LUKOIL-Engineering» «PermNIPIneft» in Perm, Perm, Russia
EVALUATION OF DRILLING NEW WELLS TOURNAISIAN-FAMENNIAN MAGOVSKOGO DEPOSIT FACILITY
Famennian-Tournaisian deposits Magovskogo object has a complex geological structure. Currently, there is an intensive drilling project fund facility wells. Wells come to work with high flow rates of oil, then there is a tendency to reduce them rapidly. The analysis of the causes of decline in well productivity, shows the efficiency of drilling wells with a horizontal shaft, multilateral wells, recommendations for follow-up study of the object.
Keywords: analysis of the performance of wells, lithofacies analysis, forecasting and efficiency of drilling new wells.
В настоящее время происходит интенсивное разбуривание тур-нейско-фаменского объекта Маговского месторождения скважинами проектного фонда. Скважины вступают в работу с высокими дебитами нефти (до 40 т/сут), затем наблюдается тенденция быстрого их снижения, что в конечном итоге приводит к невыполнению плановых уровней по добыче нефти. Основной причиной резкого сниже-
ния дебита нефти/жидкости является сложное геологическое строение объекта (высокая прерывистость пластов коллекторов, развитие вторичного пустотного пространства, в частности трещиноватости, и т.п.). Геолого-физическая характеристика объекта приведена в табл. 1.
На площади залежи пласта турнейско-фаменского массива выделяются 4 фациальные зоны: ядро биогерма, верхняя часть тылового шлейфа, нижняя часть тылового шлейфа, рифовый гребень [1] (рис. 1).
Выделение данных зон обусловлено различными условиями осадконакопления. Фильтрационно-емкостные свойства фаций приведены в табл. 2.
По состоянию на 01.01.2011 г. среднесуточные дебиты нефти изменяются в пределах 2,1 т/сут (скважина № 125) - 21,8 т/сут (скважина № 110), в среднем - 8,5 т/сут. Дебиты жидкости варьируются в пределах 2,2 т/сут (скважина № 125) - 25,7 т/сут (скважина № 110), в среднем - 10,7 т/сут. Обводненность добываемой продукции изменяется от 1,5 % в скважине № 113 до 56,5 % в скважине № 13, в среднем по пласту - 20,3 % (рис. 2, 3).
Таблица 1
Геолого-физическая характеристика турнейско-фаменского объекта Маговского месторождения
№ п/п Параметр Характеристика
1 Тип залежи массивная
2 Тип коллектора карбонатный
3 Средняя общая толщина, м 256
4 Средняя нефтенасыщенная толщина, м 43,7
5 Пористость, д. ед. 0,10
6 Средняя насыщенность нефтью, д. ед. 0,74
7 Проницаемость, мкм2 0,002
8 Коэффициент песчанистости, д. ед. 0,16
9 Коэффициент расчлененности, д. ед. 40
10 Пластовое давление, МПа 21,58
11 Вязкость нефти в пластовых условиях, мПас 0,97
12 Давление насыщения нефти газом, МПа 16,20
13 Газосодержание нефти, м /т 291,6
Рис. 1. Карта текущей эксплуатации турнейско-фаменского объекта с фациальными зонами
Таблица 2
Фильтрационно-емкостные свойства фаций
Фациальная зона Добывающие скважины Квскр. К , % ©х Кпр,2 мкм
Ядро биогерма 109, 110, 113, 118, 122, 127 0,320 5,7 0,0022
Верхняя часть тылового шлейфа 15, 16 0,455 10,3 0,0005
Нижняя часть тылового шлейфа 13 0,900 10,0 0,0002
Рифовый склон 105, 125, 126 0,686 5,7 0,0046
Месяц
Рис. 2. Динамика дебитов нефти в первый год работы скважин по фациальным зонам:
- верхняя часть тылового шлейфа;______- нижняя часть тылового шлейфа; - ядро
биогерма;___- рифовый склон
6 7
Месяц
Рис. 3. Динамика дебитов нефти в первый год работы скважин по пластам Фм и Фр:
-•— пласт Фм; -•— пласт Фр
При сопоставлении динамики среднесуточных дебитов нефти по фациальным зонам использовалась величина удельного дебита на метр нефтенасыщенной толщины вскрытой перфорацией. Также принято во внимание наличие определений фациальной зональности по разрезу скважины (рис. 4).
Рис. 4. Фильтрационно-емкостная модель строения продуктивной части рифового резервуара Маговского месторождения по разрезам скважин 105-109-110-118-127-130: зона развития в целом среднеемких коллекторов;
зона развития в целом низкоемких коллекторов; зона переслаивания низкоемких коллекторов; с неколлекторами, но проницаемыми породами; зона развития неколлекторов, но проницаемых пород;
зона развития непроницаемых пород; нефтяная скважина; нагнетательная скважина; нагнетательная бездействующая скважина; интервал перфорации
Из графика видно, что по всем фациальным зонам отмечается снижение дебитов нефти, но с различной интенсивностью. Максимальная потеря производительности от начальной (85 %) характерна для скважин вскрывших фациальную зону - рифовый склон. Потеря производительности скважин нижней части тылового шлейфа составила 80 %. Наиболее стабильно работают скважины, расположенные в фации верхней части тылового шлейфа (потеря производительности 46 %).
Рис. 5. Динамика пластового давления по скважинам пласта Т-Фм
20-
СЗ
С
о
скв. № 127
• • в • скв. № 109 •
• •
• • • " • " і і •
скв. № 118
т-------1
дек. 09 янв. 10 мар. 10 май Юиюн. Юавг. 10 сен. Юнояб. Юянв. 11 фев. 11 | I пуск нагн. скважин • Пласт Фм • Пласт Фр Рис. 6. Динамика пластового давления за 2010 г. по пластам Фм и Фр
Очевидно, что снижение производительности скважин связано со снижением пластового давления. Давления, замеренные на различных участках залежи, существенно различаются (от 9 до 21 МПа) (рис. 5), что подтверждает высокую фильтрационную неоднородность внутри органогенного массива. Так, пластовое давление в нижней части разреза - в франских отложениях (19,2 МПа) - значительно выше, чем в верхней части разреза - в фаменских (10,7 МПа). На рис. 6 отчетливо видно, что высокий уровень давления по франу фиксируется еще до ввода нагнетательных скважин (которые также осуществляют закачку в коллекторы франского возраста), что свидетельствует об активности именно законтурной области. Полученная разница (8,5 МПа) указывает на отсутствие гидродинамической связи по разрезу между разновозрастными отложениями. Именно с этим связано полное отсутствие влияния закачки, организованной в 2010 г., на динамику пластового давления в фаменских отложениях.
На рис. 3 приведен график с кривыми среднего дебита нефти на метр нефтенасыщенной толщины раздельно по скважинам, эксплуатирующим франские и фаменские отложения, из которого следует, что франские отложения характеризуются большей производительностью (00уд = 1,7 т/(сут-м)) и меньшими темпами снижения (35 %). Скважины, вскрывшие фаменские отложения, вступали в работу с удельным дебитом 1,4 т/(сут-м), после чего производительность снижалась на 80 %. Данные наблюдения подтверждают высказанное предположение об активности законтурной области в франских отложениях.
В целом полученные кривые изменения дебитов как по фациаль-ным зонам, так и по пластам характерны для скважин, эксплуатирующих турнейско-фаменско-франские отложения Соликамской депрессии. В большинстве случаев резкое снижение дебитов [2, 3, 4, 5] связано с влиянием трещиноватости на работу скважин, а именно с уменьшением проницаемости карбонатного массива вследствие снижения раскрытости трещин при падении пластового давления. Наличие трещин на изучаемом объекте также подтверждается результатами потокометрических исследований. Но в случае Маговского месторождения существует еще один важный фактор. Начальное газосодержание на изучаемом объекте равняется 291 м3/т, давление насыщения -16,2 МПа, среднее пластовое давление в зонах отбора - 13,4 МПа, то есть на объекте существуют условия для дегазации нефти в пласте, что должно влиять на производительность скважин.
За 2010 г. на турнейско-фаменском объекте пробурено 7 новых скважин (рис. 7). Во всех скважинах при освоении проведена операция кислотного гидроразрыва пласта.
Во всех скважинам отмечается недостижение среднегодового планового дебита нефти, при этом по всем скважинам достигается начальный плановый дебит (исключение составляет всего лишь 1 скважина - №105). Расхождение проектных и фактических нефтенасыщенных толщин незначительно, проектная пористость более чем в 2 раза превышает фактическую. Пользуясь результатами литолого-фациального анализа, приходим к выводу, что все скважины, пробуренные в 2010 г., попали в 2 фаци-альные зоны: ядро биогерма и передового склона с проницаемостями зон
0,002 мкм и 0,0046 мкм . Коэффициенты падения дебитов нефти от начального составили 0,562 и 0,434.
Рис. 7. Результаты эксплуатационного бурения скважин за 2010 г.
Полученные коэффициенты падения дебитов нефти по существующим скважинам (с учетом фациальной принадлежности скважин) можно использовать для корректировки плановых дебитов нефти (жидкости) новых скважин, планируемых к бурению. Для этого, зная проектное местоположение скважин, рассчитаем дебиты нефти (жидкости) по скважинам, планируемым к бурению в 2011-2013 гг., используя следующую методику:
1. Определяем коэффициент продуктивности скважин окружения в начальный период эксплуатации:
Кпрод = б ж / (Рпл Рзаб);
2. Определяем удельный коэффициент продуктивности скважин окружения в начальный период эксплуатации:
Куд.прод Кпрод / Нэф.н.н;
3. Определяем средний удельный коэффициент продуктивности скважин окружения в начальный период эксплуатации;
4. Считая известной эффективную нефтенасыщенную толщину в новой скважине, определяем коэффициент продуктивности новой скважины:
Кпрод.нс Нэф.н.н.нс ‘ Куд.прод.ср;
5. Определяем депрессию в новой скважине:
АР = Р - 0 75Р •
^ 1 пл.тек 7 ^ нас?
6. Определяем дебит жидкости и нефти новой скважины:
0,'ж = ^"прод.нс ' АР и 0н = 0ж ' Р;
7. Зная принадлежность новой скважины к фациальной зоне, «корректируем» дебит нефти (жидкости) с учетом коэффициента падения дебита нефти (жидкости):
0н ср.год 0н ‘ Кпад.н.
Результаты расчетов сведены в табл. 3, 4.
Таким образом, из табл. 4 видно расхождение расчетного дебита нефти с планируемым.
С целью достижения плановых показателей дебитов нефти предлагается заменить бурение условно вертикальных скважин на бурение скважин с горизонтальным окончанием ствола. Для этих скважин также проведен расчет дебитов нефти, и часть из них вновь не достигает плановых дебитов. Для решения этой проблемы предлагается бурение многозабойных горизонтальных скважин.
Для оценки эффективности бурения скважин с горизонтальным окончанием ствола и многозабойных скважин была использована формула Ю.П. Борисова [6, 7]:
82
Таблица 3
Показатели работы скважин в начальный период эксплуатации. Турнейско-фаменский объект
№ п/п Месторождение № скв. Пласт Эфф. н/н вскрытая толщина Р 1 пл.нач.? атм ^заб^ач^ атм Рпл. Рзаб., атм Коэф. продуктивности м3/сут (атм) Удельный коэф. продуктивности Начальный дебит
Нефти т/сут % воды жидкости м3/сут
1 Маговское 15 Т + Фм 42,2 198,5 154,0 44,5 1,110 0,026 40,0 2,0 49,4
2 Маговское 13 Т + Фм 27,9 193,3 90,1 103,2 0,328 0,012 29,0 0,1 33,9
3 Маговское 16 Т + Фм 18,4 189,1 73,9 115,2 0,182 0,010 18,1 0,0 21,0
4 Маговское 110 Т + Фм 13,0 204,9 151,7 53,2 0,686 0,053 28,6 2,0 36,5
5 Маговское 113 Т + Фм 14,4 193,3 143,6 49,7 0,660 0,046 26,1 0,5 32,8
6 Маговское 122 Т + Фм 29,7 84,7 62,6 22,1 1,136 0,038 20,1 0,0 25,1
7 Маговское 125 Т + Фм 22,9 119,3 59,3 60,0 0,495 0,022 23,8 0,0 29,7
8 Маговское 126 Т + Фм 25,0 115,9 58,9 57,0 0,532 0,021 23,0 5,0 30,3
Среднее 24,2 162,4 99,3 63,1 0,641 0,028 26,1 1,2 32,3
А.Ю. Карманов
83
Показатели работы новых скважин, планируемых к бурению в 2011-2013 гг. Турнейско-фаменский объект
№ п/п е и н е о р о т с е № скв. Пласт Эфф. н/н вскрытая толщина Коэф. продуктивности м3/сут (атм) -^заб^ач^ атм ГТМ при освоении Принадлежность к финальной зоне Средний коэф. падения дебита нефти Дебит жидкости, м3/сут Дебит нефти, т/сут Дебит нефти с учетом ГТМ (пусковой), т/сут среднегодовой дебит нефти, т/сут Расчетный дебит нефти в проекте программы по бурению ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» Расходжение, т/сут Дата ввода
1 Маговское 116 Т + Фм 10,9 0,234 72 КГРП Передовой склон 0,434 16,8 13,4 17,5 7,6 24,0 -16,4 2011
2 Маговское 133 Т + Фм 8,0 0,172 72 КГРП передовой склон 0,434 12,3 9,9 12,8 5,6 24,0 -18,4 2011
3 Маговское 119 Т + Фм 18,0 0,433 72 КГРП Верхняя часть 0,741 31,1 24,9 32,4 24,0 24,0 0,0 2012
4 Маговское 135 Т + Фм 20,0 0,481 72 КГРП Верхняя часть 0,741 34,6 27,7 36,0 26,7 26,0 0,7 2012
5 Маговское 128 Т + Фм 16,5 0,397 72 КГРП Верхняя часть 0,741 28,5 22,8 29,7 22,0 25,0 -3,0 2012
6 Маговское 108 Т + Фм 25,8 0,553 72 КГРП Передовой склон 0,434 39,7 31,8 41,4 17,9 25,0 -7,1 2012
7 Маговское 102 Т + Фм 23,2 0,497 72 КГРП Передовой склон 0,434 35,7 28,6 37,2 16,1 26,0 -9,9 2013
8 Маговское 115 Т + Фм 20,4 0,437 72 КГРП Передовой склон 0,434 31,4 25,2 32,7 14,2 25,0 -10,8 2013
9 Маговское 106 Т + Фм 19,0 0,541 72 КГРП Ядро биогерма 0,562 38,8 31,1 40,4 22,7 26,0 -3,3 2013
Среднее по Т + Фм 19,4 0,553 72 29,9 23,9 31,1 17,4 25,0 -7,6
Оценка эффективности бурения новых скважин
2пкН • (Рк - Рс )
)
где к - проницаемость пласта, Дарси; Н - мощность пласта, м; рк - давление на контуре питания, атм; рс - давление на забое скважины, атм; д - вязкость нефти, сП; I - длина горизонтального участка ствола, м; Яс - радиус скважины, м; Як - радиус кругового контура питания, м; п -число скважин.
Исходные данные и результаты расчетов приведены в таблицах 5-10.
Таким образом, по результатам анализов текущего состояния разработки, динамики снижения производительности скважин, эффективности эксплуатационного бурения за 2010 г., а также проведенных расчетов дебитов скважин, планируемых к бурению в 2011-2013 гг., можно сделать следующие выводы:
1. Отмечаются сложное геологическое строение и неподтвер-ждение плановых дебитов нефти в новых скважинах - производительность скважин определяется принадлежностью к фациальным зонам (приуроченных к различным условиям осадконакопления);
2. В зоне фации рифового склона рекомендуется бурение МГС, в зоне ядра биогерма и верхней части тылового шлейфа - бурение скважин с горизонтальным окончанием ствола;
3. При формировании системы ППД необходимо учитывать возможное отсутствие гидродинамической связи между фаменскими и франскими отложениями;
4. Для определения возможного направления фильтрационных потоков следует детально изучить трещинноватость. Для этого необходимы:
- проведение и интерпретация специальных исследований ГИС (скважинные снимки), направленных на определение наличия трещин, их плотности, углов простирания и падения и др.;
- гидродинамические исследования (КВД, КВУ, профили притока, и др.);
- отбор ориентированного керна из скважин № 114, 119 и его полноценное изучение;
- интерпретация каротажа потерь бурового раствора;
85
Исходные данные для расчета дебитов скважин с горизонтальным окончанием ствола
Месторождение Скв. Рпл, атм Р 1 заб? атм Н, м К, Да Вязкость, сП Угол, град Ь, м Яс, м Як, м ГТМ при освоении Принадлежность к фациальной зоне Коэф. падения дебита нефти
Маговское 128ГС 193,3 121,5 16,5 0,0027 0,97 85 400 0,072 200 КГРП Верхняя часть тылового шлейфа 0,741
Маговское 106ГС 193,3 121,5 19,0 0,0027 0,97 85 400 0,072 200 КГРП Ядро биогерма 0,562
Таблица 6
Результаты расчетов дебитов скважин с горизонтальным окончанием ствола
Месторождение Скв. Дебит нефти, т/сут Дебит жидкости, м3/сут Дебит нефти с учетом ГТМ (пусковой), т/сут Среднегодовой дебит нефти, т/сут
Маговское 128ГС 29,9 37,7 38,9 28,8
Маговское 106ГС 40,4 50,9 52,5 29,5
Таблица 7
Сравнение дебитов нефти скважин с горизонтальным и вертикальным окончанием ствола
Скв. Дебит нефти скважины с ВС, т/сут Дебит нефти скважины с ГС, т/сут Плановый дебит нефти, т/сут
128 22,0 28,8 25,0
106 22,7 29,5 26,0
Оценка эффективности бурения новых скважин
98
Таблица 8
Исходные данные для расчета дебитов многозабойных скважин
Месторождение Скв. Рпл, атм Рзаб, атм Н, м К, Да Вязкость, сП Ь, м Количество БС ,м о Як, м Принадлежность к фациальной зоне Средний коэф. падения дебита нефти
Маговское 108(МГС) 193,3 121,5 25,8 0,0046 0,97 400 2 0,0072 200 Передовой склон 0,434
Маговское 102(МГС) 193,3 121,5 23,2 0,0046 0,97 400 2 0,0072 200 Передовой склон 0,434
Маговское 115(МГС) 193,3 121,5 20,4 0,0046 0,97 400 2 0,0072 200 Передовой склон 0,434
Таблица 9
Результаты расчетов дебитов скважин с горизонтальным окончанием ствола
Месторождение Скв. Дебит жидкости (пусковой), м /сут Дебит нефти (пусковой), т/сут Среднегодовой дебит нефти, т/сут
Маговское 108(МГС) 100,4 80,4 34,9
Маговское 102(МГС) 93,5 74,9 32,5
Маговское 115(МГС) 85,5 68,5 29,7
Таблица 10
Сравнение дебитов нефти скважин с вертикальным окончанием ствола и многозабойных скважин
Скв. Дебит нефти скважины с ВС, т/сут Дебит нефти МГС, т/сут Плановый дебит нефти, т/сут
108 17,9 34,9 25,0
102 16,1 32,5 26,0
115 14,2 29,7 25,0
А.Ю. Карманов
5. Для установления гидродинамической связи между различными фациальными зонами необходимо проведение ГДИ по закачке индикаторов или гидропрослушивание между скважинами № 105 и 109, 112 и 113, 130 и 16, 127 и 16.
Библиографический список
1. Литолого-фациальный анализ рифового резервуара Маговско-го месторождения / ООО «ПермНИПИнефть». - Пермь, 2011.
2. Создание модели объемной сетки трещин (МОСТ) по Гагаринскому месторождению / сост. В.Д. Викторин. - Пермь, 2004.
3. Создание модели объемной сетки трещин (МОСТ) по Озерному месторождению / сост. В. Д. Викторин. - Пермь, 2002.
4. Построение постоянно-действующей геолого-технологичес-кой модели Т-Фм залежи Шершневского месторождения с учетом трещиноватости коллекторов / сост. А. А. Щипанов. - Пермь, 2006.
5. Разработка методики комплексной интерпретации сейсмических геолого-геофизических исследований и акустических измерений для выявления высокопроницаемых трещинных зон в рифовых массивах и дифференцированной оценки сложнопостроенных коллекторов» (на примере Архангельского и Шершневского месторождений): отчет по НИР / сост. А. С. Некрасов. - Пермь, 2004.
6. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. - М.: Недра, 1964. - 154 с.
7. Табаков В.П. Определение дебита и эффективность многозабойной скважины в слоистом пласте // Научно-техн. сб. по добыче нефти / ВНИИ. - Пермь, 1960. - Вып. 2.
References
1. Lithofacies analysis of the reef tank Magovskogo field / LLC «PermNIPIneft». - Perm, 2011.
2. Creating a three-dimensional model of cracks network of Gagarin deposit (MOST) / V.D. Viktorin. - Perm, 2004.
3. Creating a three-dimensional model of cracks network of Gagarin deposit (MOST) / V.D. Viktorin. - Perm, 2002.
4. Construction of constant-current geological-technological model of T-FM deposits Shershni field based fracturing / А.А. Shipanov. - Perm, 2006.
5. Development of methodology for integrated interpretation of seismic geological and geophysical studies, and acoustic measurements to identify high permeability fracture zones in the reef tracts and differentiated assessment of complicated collectors (on the example of Archangel and Shershni fields)): report / A.S. Nekrasov. - Perm, 2004.
6. Borisov Y.P., Pilatovsky V.P., Tabakov V.P. Development of oil fields with horizontal and multilateral wells. - М.: Nedra, 1964. - 154 p.
7. Tabakov V.P. Determination of flow rate and efficiency of multilateral wells in a layered reservoir // VNII. - Perm, 1960. - Edit. 2.
Об авторе
Карманов Алексей Юрьевич (Пермь, Россия) - инженер 1-й категории отдела проектирования и мониторинга разработки северной группы месторождений, Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми (614066, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29).
About the author
Karmanov Aleksey Yurievitch (Perm, Russia) - engineer of first category, department of planning and monitoring the development of the north group of fields, subsidiary of «LUKOIL-Engineering» «PermNIPIn-eft» in Perm, Perm, Russia (614066, Perm, Sovetskoy Army st, 29).
Получено 14.03.2012
