Термогидродинамические исследования скважин низкотемпературных залежей

Отличительной особенностью многих месторождений Восточной Сибири является наличие аномальных пластовых давлений и низкой температуры. Мощность криолитозоны Северо-Сибирской приморской низменности превышает 600 м. Усредненные мощности криолитозоны по перспективным на нефть и газ площадям составляют: Балахнинской – 560 м, Средне-Пясинской - 500м, Рассохинской – 460 м, Джанготской – 510 м, Озерной – 600 м, Суходудинской – 470 м.

В центральной Якутии наблюдается самое глубокое охлаждение разреза криолитозоны. Максимальные мощности криолитозоны – 800-1500 м зафиксированы в Анабарской области. Мощность криолитозоны Ботуобинской области составляет 500 – 800 м. В Лено-Вилюйской области породы с отрицательными температурами залегают до глубины 399-500 м.

Пластовые условия восточносибирских месторождений показаны в таблице 1 [1]. Продуктивные пласты Верхневилючанского, Тас-Юряхского, Талаканского и Чаяндинского месторождений (выделено красным рис.1) имеют низкие пластовые температуры и достаточно высокие пластовые давления, чтобы оказаться в области гидратообразования.

Таблица 1 – Р/Т условия продуктивных пластов восточно-сибирских нефтегазоконденсатных месторождений

Аномальные термобарические условия и наличие значительного количества неуглеводородных газов являются причинами для образования техногенного газогидрата и существования природного газового гидрата. Газовые гидраты рассматриваются во многих странах как потенциальный ресурс углеводородов, но даже небольшая их концентрация в породе может являться причиной серии осложнений, аварий на протяжении всего жизненного цикла скважины [2].

На рисунке 2 пластовые условия верхних горизонтов указанных месторождений показаны в сравнении с равновесной кривой гидратообразования природного газа с относительной плотностью 0,6 по воздуху. Равновесная кривая гидратообразования углеводородного газа с плотностью 0,6 построена с термодинамическим «запасом», исходя из имеющихся данных по плотности газа пластовых смесей этих месторождений (0,63 – 0,68) [1]. Т.е. на самом деле, указанные месторождения могут с еще с большей вероятностью находиться в области гидратообразования. Помимо термобарических условий на этих месторождениях наблюдается ряд осложнений в процессе бурения и освоения скважин, которые можно рассматривать как косвенные признаки наличия газогидратных залежей [2].

Рис. 2 – Пластовые условия восточно-сибирских месторождений в сравнении
с равновесными условиями гидратообразования газовой смеси плотностью 0,6

По термобарическим условиям многие месторождения Восточной Сибири схожи с термобарическими условиями месторождений, расположенных на северном склоне Аляски [3] (рис.3), где проводятся целенаправленные исследования по определению газогидратных залежей. В 1972 году существование газогидратов природного газа в породах на небольшой глубине было подтверждено каротажными данными, отбором керна, а так же исследованиями испытателем пласта на скважине Northwest Eileen State-02 (NWE-2) (рис.3).

В последние годы было проведено много буровых работ в газогидратных залежах как в районах вечной мерзлоты (Малик, Канада, Игник Сикуми, Эльберт, Аляска), так и в морских отложениях.

Рис. 3. - Расположение перспективных газогидратных залежей Северного склона Аляски

Сравнительный анализ термогидродинамических исследований скважины Mount Elbert и скважины Чаяндинского месторождения Талахского горизонта

В районе Северного Склона Аляски [3] в феврале 2007 года была пробурена структурно-поисковая скважина Mount Elbert с отбором керна в перспективную газогидратную толщу пород до глубины 700 м (рис.3).

Скважина Mount Elbert была пробурена вертикально до глубины 914 м, обсадная колонна была спущена выше уровня залегания газовых гидратов, но ниже поверхности многолетнемерзлых пород для предотвращения протаивания. После установки кондуктора, скважина была пробурена с отбором керна с глубины 606,5 м до 760,1 м. В общей сложности было отобрано 131 м керна из отложений газовых гидратов, процент извлечения керна составил 85%. При этом в процессе бурения и отбора керна газогидрат был сохранен в стабильном состоянии (рис.4).

Кроме керновых и каротажных исследований были проведены термогидродинамические исследования в открытом стволе с использованием модульного динамического пластоиспытателя компании Шлюмберже (MDT).

На основе интерпретации каротажа плотности ядерно-магнитного резонанса была получена насыщенность газогидрата в диапазоне от 50 до 75% в зависимость от физических свойств пласта и остаточной водонасыщенности [3].

РИС. 4. – Вид керна со скважины Mount Elbert с газогидратными включениями

Рис 5 Динамика забойного давления и температуры эксперимента C2 на скважине Mount Elbert

Желтая пунктирная линия - рассчитанное давление стабильности газогидрата по измеренным показаниям датчика температуры

При выборе места перфорации главным критерием являлась возможность изолировать пласт в пределах относительно однородной области по свойствам и насыщенности газогидратов. Всего было проведено на различных глубинах в двух пластах четыре MDT теста (рис. 5), состоящие из чередующихся периодов притока (стабилизация давление) и остановки (восстановления давления) различной продолжительности. Все тесты сопровождались непрерывной телеметрией давления и температуры. Также были отобраны образцы добываемых флюидов. Состав добываемого флюида непрерывно измерялся при помощи оптического жидкостного анализатора.

Во время первого периода притока забойное давление было выше равновесного давления диссоциации гидрата (рис.5). Вид кривой восстановление давления (КВД) после первого периода притока имеет стандартный вид, поэтому применялись стандартные методы интерпретации КВД для оценки эффективной проницаемости пласта в присутствии гидрата.

Во время второго периода притока давление было снижено ниже давления равновесного, что привело к разложению гидратов и выделению газа. Во время третьего периода притока (самого длинного) давление вновь было снижено ниже равновесного.

Третий период притока и восстановления были самыми длительными из всей серии экспериментов (продолжительность притока -2 часа, остановка-4.5 часа).

В пределах Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) промышленные скопления углеводородов выявлены в трех горизонтах: ботуобинском, хамакинском и талахском, приуроченных к отложениям венда [4]. Для всех продуктивных горизонтов Чаяндинского НГКМ характерны аномально низкие пластовые температуры.

На рис.6 приводится пример реальных данных результатов интерпретации термогидродинамических исследований в интервале 1769 - 1784 м (талахский горизонт) в разведочной скважине Чаяндинского НГКМ.

Согласно предлагаемой методике: строится график динамики забойного давления, забойной температуры, дебита газа, равновесной температуры за весь период испытания скважины (рис. 6).

Как видно из рисунков 5,6 динамики забойного давления и забойной температуры эксперимента на скважине Mount Elbert газогидратного месторождения и на скважине Чаядинского НГТМ талахского горизонта имеют аналогичный вид. Оба процесса исследования скважин носят неизотермический характер, а при снижении давления ниже равновесного давления гидратообразования наблюдается и снижение температуры.

Исследования на обеих скважинах также показали, что присутствие воды в качестве подвижной фазы является необходимым условием для начала снижения давления в гидратосодержашем пласте, которые не находится в контакте с подстилающей свободной водой или газом.

Однако, из рисунков 5, 6 видно, что зависимости давления и температуры от времени носят сложный характер и их трудно прогнозировать.

Интерпретация результатов термогидродинамических исследований скважин

При отсутствии разложения гидрата, кривая восстановлении давления может быть проанализирована с использованием стандартных методов интерпретации однофазных потоков (1 период ).

Применение стандартных методов интерпретации для второго и третьего периодов остановки скважины, как отмечено авторами [3], осложнено влиянием подвижной границы диссоциации и неизотермичностью процесса, а так же нелинейностью восстановления и падения давления и температуры, выражающееся в гистерезисе процессов образования и разложения гидрата.

Теоретические разработки интерпретации ГДИ в газогидратных залежах являлись объектом повышенного внимания последние несколько лет.

Особенностью исследования скважин газогидратного месторождения является то, что тепломассоперенос в пласте определяется движением фронта диссоциации газогидрата и условием термодинамического равновесия на нем. Поэтому для газогидратного месторождения необходимо определить положение границы диссоциации газогидратов, а также давление и температуру на ней помимо стандартных параметров, которые определяются при исследовании газовых скважин (продуктивность, скин-фактор, проницаемость)[5].

При проведении исследований скважин газогидратных месторождений предлагается наряду с замерами давления на забое проводить замеры температуры, а интерпретацию результатов гидродинамических исследований скважин проводить одновременно на кривых стабилизации и восстановления давления и температуры.

Решение автомодельной задачи в талой зоне (для любого режима диссоциации газогидратов) имеет один и тот же вид [6]. Однако, невозможно написать формулу притока для всей газогидратной залежи, т. к. на подвижной границе фазового перехода градиент давления терпит разрыв.

Исключая из формул притока [6]логарифм времени, получим зависимость температуры на стенке скважины T_c от давления P_c для талой зоны:

На фазовой P-T диаграмме изображаем равновесную температуру в зависимости от забойного давления с учетом влияния пористой среды и концентрации солей в пластовой воде, равновесной температуры (2) в зависимости от забойного давления, зависимость забойной температуры от забойного давления за весь период испытания скважины (рис. 7).

Многие месторождения Восточной Сибири схожи по термобарическим условиям месторождениям, расположенных на северном склоне Аляски, где проведены целенаправленные исследования по определению газогидратных залежей.

Сравнительный анализ термогидродинамических исследований скважины Mount Elbert и скважины Чаяндинского месторождения талахского горизонта показал общий характер динамики температуры.

Однако, для принятия окончательного решения о наличии природного газогидрата и о структуре его залегания необходимо провести специальные каротажные исследования, а для завершающего этапа исследований необходимо извлечение керна с природным газогидратом.

Литература:

1. Краткая энциклопедия нефтегазовой геологии (под ред. Р.И.Вяхирева). М., Изд-во Академии горных наук, 1998, 576 с.

2. Васильева З.А., Джафаров Д.С., Аметова Т.А. Косвенные техногенные признаки индикации газогидратов в криолитозоне // Криосфера Земли, 2011. Т. XV. № 1. - С. 61-67.

3. Boswell, R., Hunter, R., Collett, T., Digert, S., Hancock, M., Weeks, M. 2008. Investigation of Gas Hydrate Bearing Sandstone Reservoir at the "Mount Elbert" Stratigraphic Test Well, Milne Point, Alaska. Presented at the International Conference on Gas Hydrates (ICGH 2008), Vancouver. British Columbia, Canada, 6-10 July

4. Рыжов А.Е., Крикунов А.И., Рыжова Л.А., Канунникова Н.Ю. Уточнение геологической модели Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения// Вести газовой науки, № 1 (6) / 2011, С. 132-145.

5. Васильева З.А., Джафаров Д.С. Особенности исследования скважин месторождений с аномально низкой пластовой температурой // Материалы Четвертой конференции геокриологов России. МГУ им. М.В. Ломоносова. – М.: Университетская книга, 2011. Т.1. - С. 334-340.

6. Васильева З.А., Джафаров Д.С. Объемная модель диссоциации газовых гидратов в природных пластах. //Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 2015. № 7. - С. 36-41.

Keywords: the hydrate, temperature and pressure transient tests, temperature and pressure conditions, the selection of the core zones of hydrate formation