Determination of the Operating Mode of a Gas Deposit based on Hydrochemical Monitoring Data

Abstract


One of the most pressing problems in the development of oil and gas fields is the problem of reservoir flooding. For weakly cemented gas-saturated reservoirs, raising the contour of the gas-water contact leads to such a negative effect as an increase in the intensity of sand removal into the well, which significantly reduces the efficiency of gas reservoir development. An increase in water saturation also results in a change in the operating mode of the gas-saturated reservoir, which requires appropriate technological and design decisions. One of the most effective methods for predicting and controlling the rise in the water level is the use of hydrochemical monitoring (control) based on chemical analysis of liquid samples taken from production and observation wells. This method has shown its effectiveness in summarizing hydrochemical information based on chemical analyses of associated water samples taken from wells in the Senomanian deposits of the Urengoy, Medvezhye, Yamsoveiskoe and Yubileynoe fields. The article presents the results of forecasting changes in the operating mode of a gas reservoir and reservoir water breakthrough based on an analysis of an array of data on the composition of associated waters from producing wells. Criteria such as the sodium-chlorine coefficient, the Larsen-Skold index, changes in the quantitative content of chlorine ions, and the degree of saturation of water with calcium carbonate were used as indicators of the transformation of the initial hydrochemical medium. The forecast was based on data from eight wells developing the Pokursky reservoir of one of the deposits of the Yamalo-Nenets Autonomous Okrug. It is shown that for some wells it is possible to clearly determine the time of the beginning of the breakthrough of reservoir water, while some wells operate in gas mode.

Full Text

15

About the authors

F. A Chikirev

Severneftegazprom LLC

S. N Popov

Institute of Oil and Gas Problems of the Russian Academy of Sciences

References

  1. Пороскун, В.И. Дифференциация разреза сеноманских отложений в связи с подсчетом запасов средних по размерам залежей газа / В.И. Пороскун, В.В. Царев // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2019. – № 1. – С. 12–16. doi: 10.30713/2413-5011-2019-1-12-16
  2. Скоробогатов, В.А. Роль сеноманского газа Западной Сибири в становлении и развитии газовой отрасли промышленности России в ХХ и XXI веках / В.А. Скоробогатов В.А., Д.Я. Хабибуллин // Научный журнал Российского газового общества. – 2021. – № 2 (30). – С. 6–16.
  3. Конторович, В.А. Апт-альб-сеноманские газовые залежи северных и арктических регионов Западной Сибири / В.А. Конторович // Наука и техника в газовой промышленности. – 2024. – № 1 (97). – С. 45–58.
  4. Карогодин, Ю.Н. Пространственно-временные закономерности концентрации гигантских скоплений нефти и газа Западной Сибири (системный аспект) / Ю.Н. Карогодин // Георесурсы. – 2006. – № 1 (18). – С. 28–30.
  5. Абдрашитова, Р.Н. Гидрогеологические условия формирования залежей нефти фроловской нефтегазоносной области / Р.Н. Абдрашитова, В.М. Матусевич, Ю.А. Куликов // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2010. – № 5 (83). – С. 10–18.
  6. Practical approaches to sand management / A. Acock, T. Orourke, D. Shirmboh [et al.] // Oilfield Review. – 2004. – No. 9. – P. 10–27.
  7. Predicting and managing sand production: a new strategy / I. Palmer, H. Vaziri, S. Willson, Z. Moschovidis, J. Cameron, I. Ispas // SPE Annual conference paper. – 2003. – P. 1–13. SPE 84499. doi: 10.2118/84499-MS
  8. Tananykhin, D.S. Scientific and methodological support of sand management during operation of horizontal wells / D.S. Tananykhin // International Journal of Engineering, Transactions A: Basics. – 2024. – No. 37 (07). – P. 1395–1407. doi: 10.5829/ije.2024.37.07a.17
  9. Experimental evaluation of the multiphase flow effect on sand production process: Prepack sand retention testing results / D.S. Tananykhin, M.B. Grigorev, M.I. Korolev, T. Solovyev, N.N. Mikhailov, M. Nesterov // Energies. – 2022. – Vol. 15, no. 13. – P. 4657. doi: 10.3390/en15134657
  10. Статистическое обоснование формирования значений скин-фактора при проведении кислотных обработок в слоисто-неоднородных башкирских отложениях пермского края / А.С. Казанцев, Е.С. Ожгибесов, В.И. Галкин, И.Ю. Колычев // Недропользование. – 2024. – № 24 (4). – С. 212–218. doi: 10.15593/2712-8008/2024.4.5
  11. Применение методов геомеханического моделирования для оценки устойчивости обсадной колонны при кумулятивной перфорации / С.Е. Чернышов, С.Н. Попов, В. Сяопу, Ч. Хайлун, В.В. Дерендяев, А.А. Мелехин // Недропользование. – 2024. – № 24 (4). – С. 194–203. doi: 10.15593/2712-8008/2024.4.3
  12. Системный анализ результатов исследования техногенно сформированной пространственно неоднородной зоны дренирования горизонтальных скважин / С.И. Грачев, А.В. Стрекалов, И.С. Соколов, А.Ф. Семененко // Недропользование. – 2024. – № 24 (3). – С. 144–154. doi: 10.15593/2712-8008/2024.3.5
  13. The influence of water-based drilling fluid on mechanical property of shale and the wellbore stability / S. He, L. Liang, Y. Zeng, Y. Ding, Y. Lin, X. Liu // Petroleum. – 2016. – No. 2. – P. 61–66. doi: 10.1016/j.petlm.2015.12.002
  14. Effect of drilling fluid on rock mechanical properties at near-drilling condition: an implication of fluid design on wellbore stability / P. Yadav, S.S. Ali, N. Tawat, A.A. Dhamen, G. Jin // Offshore technology conference Asia. – 2016. – P. 1–9. doi: 10.4043/26460-MS
  15. Карманский, Д.А. Определение свойств глинистых пород-коллекторов на различных стадиях разработки месторождений нефти / Д.А. Карманский, Д.Г. Петраков // Недропользование. – 2024. – 24 (1). – С. 27–34. doi: 10.15593/2712-8008/2024.1.4
  16. Попов, М.А. Исследование устойчивости песчаных горных пород / М.А. Попов, Д.Г. Петраков // Недропользование. – 2022. – 22 (1). – С. 31–36. doi: 10.15593/2712-8008/2022.1.5
  17. Влияние природы насыщающего агента на упруго-прочностные свойства пород газовых месторождений / В.А. Павлов, В.С. Кулешов, А.Ю. Кудымов, А.С. Якубовский, М.Д. Субботин, А.В. Пташный, Р.Р. Абзгильдин, Е.В. Максимов // Экспозиция Нефть Газ. – 2021. – № 1 (80). – С. 11–16. doi: 10.24412/2076-6785-2021-1-11-16
  18. Оценка влияния насыщающего флюида на упруго-прочностные свойства композитных материалов / В. Павлов, Н. Павлюков, А. Красников, М. Лушев, Т. Ельцов // Материалы Российской нефтегазовой технической конференции SPE. – М., 2019. doi: 10.2118/196898-RU
  19. Analysis of changes in the stress–strain state and permeability of a terrigenous reservoir based on a numerical model of the near-well zone with casing and perforation channels / S. Chernyshov, S. Popov, X Wang, V. Derendyaev, Y. Yang, H. Liu // Applied Sciences. – 2024. – Vol. 14, no. 21. – P. 1–12. doi: 10.3390/app14219993
  20. Анализ устойчивости крепи нефтедобывающих скважин при проведении кумулятивной перфорации на основе результатов геомеханического моделирования / С.Е. Чернышов, С.Н. Попов, А.Д. Савич, В.В. Дерендяев // Георесурсы. – 2023. – Т. 25, № 2. – С. 245–253. doi: 10.18599/grs.2023.2.18.
  21. Попов С.Н. Влияние деформаций терригенного коллектора в процессе снижения пластового давления на изменение проницаемости и продуктивности скважин / С.Н. Попов, С.Е. Чернышов, Е.А. Гдадких // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2022. – Т. 333, № 9. – С. 148–157. doi: 10.18799/24131830/2022/9/3640
  22. Effect of wire design (profile) on sand retention parameters of wire-wrapped screens for conventional production: pre-pack sand retention testing results / D.S. Tananykhin, M.B. Grigorev, M.I. Korolev, I. Stecyuk, L. Farrakhov // Energies. – 2023. – Vol. 16, no. 5. – Р. 1–13. doi: 10.3390/en16052438
  23. An investigation into current sand control methodologies taking into account geomechanical, field and laboratory data analysis / D.S. Tananykhin, M.B. Grigorev, M.I. Korolev, I. Stecyuk // Resources. – 2021. – Vol. 10, no. 12. – P. 1–15. doi: 10.3390/resources10120125
  24. Оценка предельного забойного давления, исключающего разрушение призабойной зоны пласта, на основе геомеханических исследований керна / Е.И. Ермолаев, С.И. Ефимов, П.В. Пятибратов, Е.Д. Миниханов, Н.В. Дубиня, А.М. Леонова // Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР. – 2023. – № S1. – С. 61–69. doi: 10.5510/OGP2023SI100832
  25. Analytical prediction model of and production integrating geomechanics for open hole and cased – perforated wells / E.F. Araujo, G.A. Alzate-Espinosa, A. Arbelaez-Londono, S. Pena Clavijo, A. Cardona Ramirez, A. Naranjo Agudelo. // SPE conference paper. – 2014. – P. 1–11. SPE 171107. doi: 10.2118/171107-MS
  26. Al-Awad, N.J. Rock failure criteria: a key for predicting sand-free production rates / N.J. Al-Awad, O.A. Al-Misned // Journal of the Egyptian society of engineers. – 1997. – Т. 36, №. 2. – P. 53–58.
  27. Кузьмин А.А. Отжатие воды из глин в коллекторы в процессе разработки нефтегазовых залежей / А.А. Кузьмин, В.И. Уриман, Е.П. Акентьев // Геология нефти и газа. – 1975. – № 6. – С. 40–43.
  28. Джеваншир Р.Д. К оценке проявлений внутреннего водонапорного режима по геофизическим и гидродинамическим данным. / Р.Д. Джеваншир, Р.Ю. Алияров // Геология нефти и газа. – 1985. – № 8. – С. 14–17.
  29. Козлов А.Л. Классификация режимов разработки газовых залежей. / А.Л. Козлов // Геология нефти и газа. – 1979. – № 9. – С. 1–7.
  30. Abnormally high-pressured gas reservoirs subject to an internal water drive a numerical model study / G.L. Chierici, G.M. Ciucci, G. Sclocchi, L. Terzi // Proceeding of international symposium on hydrocarbon exploration and production technologies. – Paris, 1975. – P. 191–201.
  31. Исследование влияния температуры на период гелеобразования и прочность водоизолирующего состава на основе карбоксиметилцеллюлозы / А.М. Шагиахметов, Д.С. Тананыхин, Д.А. Мартюшев, А.В. Лекомцев // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 7. – С. 96–99.
  32. Кудряшова, Д.А. Комплексная оценка прогнозной эффективности проведения мероприятий по ограничению водопритока составом на основе сшитых полимерных систем / Д.А. Кудряшова, А.В. Распопов // Недропользование. – 2022. – № 22 (4). – С. 171–177. doi: 10.15593/2712-8008/2022.4.4
  33. Результаты опытно-промысловых испытаний технологии «Темпоскрин-плюс» для ограничения водопритока в добывающих скважинах ООО «РН-Пурнефтегаз» / Д.А. Каушанский, В.Б. Демьяновский, Н.Р. Бакиров, С.П. Баряев, Д.П. Щербаков, А.Р. Шаймарданов // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 6. – С. 78–82. doi: 10.24887/0028-2448-2019-6-78-82
  34. Исследование прочностных характеристик керна как показателя распределения полимерно-гелевой системы «Темпоскрин-плюс» по объему / Д.А. Каушанский, Н.Р. Бакиров, В.Б. Демьяновский // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2022. – № 4 (364). – С. 64–69. doi: 10.33285/2413-5011-2022-4(364)-64-69
  35. Alakbari, F.S. Chemical sand consolidation: from polymers to nanoparticles / F.S. Alakbari, M. Mohyaldinn, A. Muhsan, N. Hasan, T. Ganat // Polymers. – 2020. – No. 5. – P. 1–30. doi: 10.3390/polym12051069
  36. Ahad, N.A. A review of experimental studies on sand screen selection for unconsolidated sandstone reservoirs / N.A. Ahad, M.Jami, S. Tyson // Journal of petroleum exploration and production technology. – 2020. – Vol. 10 (4). – P. 1675–1688. doi: 10.1007/s13202-019-00826-y
  37. A review of screen selection for standalone applications and a new methodology / R.A. Chanpura, R.M. Hodge, J.S. Andrews, E.P. Toffanin // SPE drilling and completion. – 2011. – Vol. 26. – P. 84–95. doi: 10.2118/127931-PA
  38. Исследование изменения фильтрационно-емкостных характеристик пористой среды в результате структурирования по технологии «ИПНГ-пласт 2«/ А.А. Пачежерцев, А.А. Ерофеев, Д.А. Митрушкин, А.И. Цицорин, Д.А. Каушанский, В.Б. Демьяновский, А.Н. Дмитриевский // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 8. – С. 52–54. doi: 10.24887/0028-2448-2018-8-52-54
  39. Физико-химические и реологические свойства состава «ИПНГ-пласт 2» для ограничения выноса механических примесей в нефтяных скважинах / Д.А. Каушанский, А.Н. Дмитриевский, В.Б. Демьяновский, А.И. Цицорин // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 4. – С. 84–87.
  40. Федорцов, В.К. Особенности процесса разработки залежи газа в режиме естественного истощения / В.К. Федорцов, Ф.А. Чикирев // Горные ведомости. – 2006. – № 6. – С. 32–53.
  41. Чикирев, Ф.А. К вопросу идентификации режима эксплуатации газовой залежи (на примере разработки сеноманских отложений одного из месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа) / Ф.А. Чикирев, С.Н. Попов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2025. – № 3 (399). – С. 65–77.
  42. Гидрохимический мониторинг – инновационное направление анализа и контроля разработки нефтяных месторождений / В.В. Муляк, В.Д. Порошин, В.Г. Гуляев, Б.В. Маракасов // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 3. – С. 45–49.
  43. Особенности взаимодействия коллекторов, пластовых и технических вод при разработке нефтегазоконденсатного месторождения им. Ю. Корчагина / С.В. Делия, Л.А. Абукова, О.П. Абрамова, С.Н. Попов, И.В. Воронцова, Л.А. Анисимов // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 3. – С. 18–22.
  44. Экспериментальное и численное моделирование взаимодействия пластовых и технических вод при разработке месторождения им. Ю. Корчагина / С.В. Делия, Л.А. Абукова, О.П. Абрамова, Л.А. Анисимов, С.Н. Попов, И.В. Воронцова // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2012. – № 10. – С. 34–41.
  45. Arias, F.J. Deliberate salinization of seawater for desalination of seawater / F.J. Arias // Journal of energy resources technology. – 2017. – No. 140 (3). – P. 1–16. doi: 10.1115/1.4038053
  46. Ng, J.H. Replacing the use of freshwater: problems, solutions and applications / J.H. Ng, T. Almubarak, H.A. Nasr-El-Din // Unconventional resources technology conference. – 2018. – P. 1–16. doi: 10.15530/urtec-2018-2896321
  47. Hendraningrat, L. Understanding fluid-fluid and fluid-rock interactions in the presence of hydrophilic nanoparticles at various conditions / L. Hendraningrat, O. Torsater // SPE Asia pacific oil & gas conference and exhibition. – 2014. – P. 1–18. doi: 10.2118/171407-MS
  48. Hendraningrat, L. Understanding fluid-fluid and fluid-rock interactions in the presence of hydrophilic nanoparticles at various conditions / L. Hendraningrat, O. Torsater // SPE Asia pacific oil & gas conference and exhibition. – 2014. – P. 1–18. doi: 10.2118/171407-MS
  49. A new approach to ASP flooding in high saline and hard carbonate reservoirs / Sh.A. Kalwar, Kh.A. Elrales, M.K. Memon, S. Kumar, Gh. Abbas, A.H. Mithani // International petroleum technology conference. – 2014. – P. 3–11. doi: 10.2523/IPTC-17809-MS
  50. Mechanistic modeling of low salinity water injection under fracturing condition in carbonate reservoirs: coupled geochemical and geomechanical simulation study / S.M. Hosseini, Sh. Kord, A. Hashemi, H. Dashti // SPE Asia pacific oil & gas conference and exhibition. – 2018. – P. 1–6. doi: 10.2118/192038-MS
  51. Гидрохимический контроль за разработкой месторождений углеводородов в условиях низкоминерализованных пластовых вод / Л.А. Абукова, О.П. Абрамова, А.В. Кошелев, Г.С. Ли // Вестник ЦКР Роснедра. – 2013. – № 5. – С. 2–7.
  52. Гидрохимический контроль за обводнением газовых скважин сеноманской залежи Уренгойского месторождения / А.В. Кошелев, Т.П. Сидячева, Г.С. Ли, М.А. Катаева // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: Научно-технический сборник. – М.: ООО «Газпром экспо». – 2010. – № 1. – С. 30–37.
  53. Исходный состав пластовых вод как основа гидрогеохимического контроля за разработкой ачимовских отложений Уренгойского НГКМ / Л.А. Абукова, О.П. Абрамова, А.В. Кошелев, В.А. Ставицкий, Г.С. Ли, М.А. Катаева // Приоритетные направления развития Уренгойского комплекса: сборник научных трудов. – М.: Недра, 2013. – С. 171–180.
  54. Абрамова, О.П. Проблемы повышения достоверности компьютерных моделей природного и техногенного солеотложения в геологической среде / О.П. Абрамова, Л.А. Абукова, С.Н. Попов // Современные проблемы науки и образования. – 2011. – № 4. – С. 1–7.

Statistics

Views

Abstract - 2

PDF (Russian) - 1

Refbacks

  • There are currently no refbacks.

Copyright (c) 2025 Chikirev F.A., Popov S.N.

This website uses cookies

You consent to our cookies if you continue to use our website.

About Cookies