Прогноз успешности мероприятий по ограничению водопритоков в газовых скважинах

Введение. Изучение геологического строения газовых и газоконденсатных залежей при прогнозе и их разработке позволяет выявить основные причины возникновения обводненности продукции скважин. Прогноз базируется на исследовании путей прорыва подошвенной и контурной воды из водоносного горизонта. Также в процессе гидрохимического контроля определяется, что прорыв воды происходит из-за подъема ГВК или нарушения герметичности заколонного пространства [1, 2].

Материалы и методы исследований. На основании промысловых исследований показано, что депрессионная воронка в настоящий период разработки в апт-сеноманском водоносном комплексе, сформировалась вследствие эксплуатации газовых залежей Уренгойской и Ен-Яхинской площадей [3, 4]. Согласно методике И. П. Чоловского определялась энтропия коллекторов по расчлененности в качестве меры неоднородности в интервале вскрытия продуктивного пласта. В результате анализа выявлен механизм обводнения скважин в области распределения факторов песчанистости и неоднородности [5–7]. Определено, что интенсивность вторжения вод во многом зависит от фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород залежи и водонапорного бассейна. Поэтому темпы подъема ГВК и изменение насыщенности связаны с особенностями литологического и тектонического строения разреза в пределах отдельных участков залежи действующих эксплуатационных скважин [8, 9].

Результаты исследований и их обсуждение. Большинство эксплуатируемых скважин на Уренгойском месторождении имеют минимальный коэффициент пористости 24 %, а коэффициент песчанистости коллекторов в интервале вскрытия пласта – минимум 85 %. Невыдержанность по толщине и по площади, а также существенная опесчаненность глинистых пластов обуславливает тесную гидродинамическую взаимосвязь пластов. Следовательно, средневзвешенные значения анализируемых параметров можно принять как граничные условия прогнозирования обводнения и запуска скважины в эксплуатацию после проведения мероприятий по ограничению водопртоков. Для прогноза успешности водоизоляционных работ проведен анализ геологических факторов песчанистости и неоднородности по разрезу. В качестве меры неоднородности в интервале перфорации определялась энтропия коллекторов по расчлененности.

Выводы. Прогнозирование обводнения скважин на данной стадии разработки газовых залежей месторождений Крайнего севера является актуальным, так как требует решения проблемы добычи природного газа с повышенным содержанием пластовой воды в продукции скважин. На основе результатов анализа причин обводнения фонда скважин выявлено, что при выполнении (МОПВ)необходимо учитывать особенности геологического строения, расположения глинистых пропластков и проницаемость продуктивных горизонтов. Также рекомендуется проводить повторную перфорацию, затем выполнить закачку водоизоляционного состава с докреплением цементом на скважинах имеющих глинистые пропластки небольшой толщины более одного метра с чередующимися продуктивными пропластками небольшой толщины.

1. Ваганов Ю.В. Рекомендации по дополнению действующей структуры ремонтных работ // Бурение и нефть. 2021. № 12. С. 37–40.

2. Ваганов Е.В. Опыт проведения ВИР на скважинах, эксплуатирующих газоконденсатные залежи Берегового месторождения / Е.В. Ваганов, Е.Е. Левитина и др. // Наука. Инновации. Технологии. 2021. № 1. С. 27–38.

3. Ваганов Е.В., Сохошко С.К. Особенности проведения водоизоляционных работ на скважинах Берегового месторождения // Нефть и газ: опыт и инновации. 2021. Т. 5. № 2. С. 3–21.

4. Дерендяев Р.А., Дерендяев К.А. Оценка эффективности проведения водоизоляционных работ на Визейском объекте месторождения Пермского края // Master’s Journal. 2019. № 2. С. 41–50.

5. Дерендяев Р.А., Пикулев А.С., Дерендяев К.А. Использование вероятностно-статистических методов для оценки эффективности применения технологий по ограничению водопритока // Нефтепромысловое дело. 2020. № 5 (617). С. 48–53.

6. Дорфман М.Б., Харитонов М.М., Сентемов А.А. Прогнозирование эффективности проникновения водоизоляционных составов в неоднородном коллекторе на трехмерной модели пласта // Нефтепромысловое дело. 2021. № 9 (633). С. 26–29.

7. Иванова М.С., Инякина Е.И. и др. Влияние горно-геологических условий на отработку запасов углеводородов // Горный журнал. 2019. № 2. С. 10–12.

8. Кадыров Р.Р. Ремонтно-изоляционные работы в скважинах с использованием полимерных материалов. Казань, 2007. 424 с.

9. Колев Ж.М., Краснов И.И., Ваганов Е.В. Моделирование и обоснование ограничения водогазопритоков в скважины, эксплуатирующие нефтегазовые залежи // Нефть и газ: опыт и инновации. 2021.Т. 5. № 1. С. 3–21.

10. Курочкин Б.М. Ремонтно-изоляционные работы в скважинах // Газовая промышленность. 2003. № 12. С. 73–75.

11. Лапшин С.В. Новый тампонажный состав для технологии изоляционных работ в скважинах высокотемпературных пластов // Нефть. Газ. Новации. 2021. № 11 (252). С. 45–47.

12. Леонтьев Д.С., Трифонов А.В. Технологии водоизоляционных работ в газодобывающих скважинах с применением колтюбинга // Научный журнал Российского газового общества. 2022. № 2 (34). С. 40–46.

13. Краснов И.И., Ваганов Е.В. и др. Диагностика источников водопритока и песпективы технологий ограничения прорыва воды в скважины // Нефть и газ: опыт и инновации. 2019. №1. С. 20–34.

14. Леонтьев Д.С., Клещенко И.И. и др. Технология проведения водоизоляционных работ в газодобывающей скважине с применением колтюбинга // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2020. № 6. С. 75–85.

15. Саранча А.В., Левитина Е.Е., Есиков С.Н. Применение различных технологий эксплуатации самопроизвольно останавливающихся газовых скважин на месторождениях Крайнего Севера // Наука. Инновации. Технологии. 2019. № 3. С. 7–18.

16. Сингуров А.А., Нифантов В.И., Пищухин В.М., Гильфанова Е.В. Технологии и составы для водоизоляционных работ в газовых скважинах // Вести газовой науки. 2014. № 4 (20). С. 75–80.

17. Силин М.А., Магадова Л.А., Заворотный В.Л. и др. Ремонтно-изоляционные работы в нефтяных и газовых скважинах с использованием установки гибкая труба (УГТ)-колтюбинг с применением безводного тампонажного раствора на углеводородной основе // Территория Нефтегаз. 2010. № 2. С. 68–71.

18. Томская Л.А., Краснов И.И., Мараков Д.А. и др. Изоляционные технологии ограничения газопритоков в нефтяных скважинах месторождений Западной Сибири // Вестник Северо-Восточного федерального университета им. М.К. Аммосова. 2016. № 3 (53). С. 50–60.

19. Vaganov E.V., Tomskaya V.F., Krasnov I.I., Alsheikhly M.J.Z. Experience in developing oil and gas deposits with horizontal wells located near the gas processing plant // IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. Сер. «International Conference on Extraction, Transport, Storage and Processing of Hydrocarbons and Materials, ETSaP 2020». 2020. С 012035.

20. Gadjiev D., Kochetkov I., Rustanov A. Mathematical Modeling of Gas and Water Cone Formation at an Oil Well // Advances in Intelligent Systems and Computing. 2020. Vol. 1116 AISC. P. 758–772.