Содержание к диссертации
Введение
1 Обобщение опыта разработки газовых месторождений крайнего севера 15
1.1 Обзор современных подходов к проблеме регулирования и управления разработкой газовых месторождений Западной Сибири 15
1.2 Учет особенностей геологического строения при разработке месторождений углеводородного сырья 20
1.3 Промыслово-геологические особенности разработки сеноманских газовых залежей на севере Западной Сибири 23
1.3.1 Медвежье месторождение 23
1.3.2 Комсомольское месторождение 29
1.4 Принципиальные подходы к проектированию рациональной разработки газовых месторождений 38
1.5 Выводы по первому разделу 46
2 Ретроспектива авторских научных исследований по проблемам разработки месторождений природного газа ... 49
2.1 Метод оценки эффективности разбуривания месторождений и эксплуатационных участков 49
2.2 Обоснование проектной продуктивности эксплуатационных скважин 58
2.2.1 Юбилейное месторождение 58
2.2.2 Уренгойское месторождение 61
2.2.3 Ямбургское месторождение 71
2.3 Эмпирические зависимости для определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений проектных скважин 76
2.4 Анализ эффективности кустового разбуривания газовых месторождений 80
2.5 Обоснование конструкций эксплуатационных скважин 88
2.6 Уточнение геологических и разрабатываемых запасов газа по данным начального периода эксплуатации 93
2.6.1 Распределение запасов газа по площади месторождения Медвежье 93
2.6.2 Уточнение запасов газа на основе газодинамического моделирования 97
2.6.3 Первый опыт уточнения запасов газа на Вынгапуровском месторождении І 100
2.7 Обобщение опыта разработки газовых месторождений 103
2.8 Основные выводы по второму разделу 107
Новые решения по разработке газовых месторождений 109
3.1 Закономерности динамики разработки и проектирования сеноманских газовых залежей 109
3.2 Предложения по совершенствованию системы разработки Уренгойского месторождения 113
3.3 Учет обводнения залежей и оценка их влияния на разработку 122
3.3.1 Особенности обводнения месторождений Березовской группы 122
3.3.2 Обводнение сеноманских залежей 125
3.3.3 Статистический анализ обводнения сеноманской газовой залежи Медвежьего месторождения 132
3.4 Особенности разработки сноманских газовых залежей на поздней стадии эксплуатации 136
3.4.1 Методика оценки объемов дополнительного бурения при обводнении эксплуатационных скважин 136
3.4.2 Установление оптимальных технологических режимов работы скважин на поздней стадии разработки 145
3.4.3 Влияние сезонной неравномерности добычи газа на потенциальные добывные возможности сеноманских газовых залежей 150
3.5 Бурение скважин с горизонтальным окончанием как способ повышения газоотдачи пластов 153
3.6 Основные выводы по третьему разделу 161
4 Новые методы управления режимами работы залежей и скважин 163
4.1 Оценка интенсивности взаимодействия эксплуатационных участков в процессе разработки 163
4.2 Способ подсчета запасов газа эксплуатационных участков по падению пластового давления 173
4.3 Методика расчета показателей обводнения эксплуатационных участков 186
4.4 Новые методы анализа отработки запасов газа и оценки добывных возможностей месторождений 195
4.4.1 Выделение газоотдающих интервалов 196
4.4.2 Статистическая методика оценки добывных возможностей месторождений на различных этапах разработки 199
4.5 Методы проектирования разработки с учетом рационального использования пластовой энергии 204
4.6 Методы регулирования разработки в условиях сезонной неравномерности и поэтапной схемы освоения 210
4.7 Основные выводы и предложения по четвертому разделу 214
5 Концептуальные подходы к освоению малых газовых месторождений на севере западной Сибири 217
5.1 Постановка проблемы 217
5.2 Принципы классификации газовых месторождений севера Западной Сибири 220
5.2.1 Географическое положение и амплитуда поднятий 220
5.2.2 Глубина залегания и распределение запасов 228
5.2.3 Наличие инфраструктуры 229
5.2.4 Степень разведанности запасов 230
5.3 Сырьевая база и добывные возможности сеноманских залежей месторождений Западной Сибири 230
5.4 Геолого-промысловые модели малых газовых залежей 238
5.4.1 Группирование пород-коллекторов и запасов газа по кондициям и характеру отработки по данным электрометрии и газодинамического каротажа 239
5.4.2 Классификация сеноманских газовых залежей по величине содержания активных запасов 241
5.4.3. Обоснование проектных технологических режимов работы скважин 242
5.4.4 Прогноз обводнения сеноманских газовых залежей 244
5.5 Экономико-транспортные зоны (узлы), объединяющие группы малоамплитудных сеноманских газовых залежей 246
5.6 Научно-технические предложения по разработке малоамплитудных газовых залежей 248
5.6.1 Рекомендации по эффективному освоению малоамплитудных залежей 248
5.6.2. Подготовка к освоению и разработке малых залежей 261
5.7 Технико-экономическая эффективность освоения малых залежей 265
5.7.1 Оценка добывных возможностей малоамплитудных сеноманских газовых скважин 265
5.7.2 Объемы инвестиций в освоение малоамплитудных сеноманских газовых залежей Западной Сибири 269
5.8 Основные выводы и предложения по пятому разделу 274
6 Стратегия дальнейшего развития газовой промышленности в западной сибири 276
6.1 Западно-Сибирский нефтегазовый комплекс - основа энергетическойстратегии России 276
ш 6.2 Основные пути решения проблемы добычи низконапорного газа 281
6.3 Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов 292
6.3.1 Особенности геологического строения и проблемы добычи трудноизвлекаемых запасов газа 292
6.3.2 Обоснование проектной продуктивности скважин 294
6.3.3 Новые проектные решения по разработке туронских залежей 300
6.4 Принципы и методы освоения газовых и газоконденсатних месторождений полуострова Ямал 306
6.5 Выводы и рекомендации по шестому разделу 309
7 Научно - организационные проблемы управления разработкой газовых и газоконденсатиых месторождений 311
7.1 Роль научного обеспечения освоения и эксплуатации месторождений 311
7.1.1 Геолого-геофизическое и газодинамическое моделирование месторождений 317
7.1.2 Разработка газовых и газоконденсатных месторождений 323
7.1.3 Бурение скважин 334
7.1.4 Подготовка и переработка газа и конденсата 336
7.1.5 Проектно-изыскательские работы 340
7.2 Инновационные решения по разработке и обустройству месторождений в рамках научно-производственного комплекса 342
7.2.1 Геологоразведка 342
7.2.2 Добыча газа 345
4« 7.2.3 Импульсно-волновая технология повышения производительности скважин 356
7.2.4 Строительство скважин 357
7.2.5 Системный подход к ускоренному освоению месторождений 360
7.3 Основные выводы по седьмому разделу 361
Заключение 367
Список использованных источников
- Промыслово-геологические особенности разработки сеноманских газовых залежей на севере Западной Сибири
- Эмпирические зависимости для определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений проектных скважин
- Статистический анализ обводнения сеноманской газовой залежи Медвежьего месторождения
- Новые методы анализа отработки запасов газа и оценки добывных возможностей месторождений
Введение к работе
Актуальность проблемы
За годы освоения Тюменского Севера накоплен огромный опыт управления разработкой газовых месторождений, который потребовал научного обобщения и систематизации. На газовых месторождениях Тюменской области нашли свое применение такие прогрессивные научно-технические решения, как бурение скважин увеличенного диаметра, центрально-групповая схема размещения скважин, концентрация производственных мощностей, бескомпрессорный межпромысловый транспорт газа и многие другие Обобщение большого объема научных исследований позволило создать методологию рационального управления разработкой сложных геолого-технических систем, какими являются газовые промыслы, включающую как комплекс геологических и промысловых исследований, так и социальные и организационно-экономические аспекты управления Такой подход, изложенный в трудах автора, позволил значительно повысить эффективность добычи углеводородного сырья Сегодня объекты исследования - газовые месторождения севера Западной Сибири - характеризуются минимальной себестоимостью продукции, высокими коэффициентами текущей газоотдачи Для эффективного управления разработкой в регионе создана целостная иерархическая система, одним из элементов которой является институт «ТюменНИИгипрогаз» как единый научно-проектно-производственный комплекс, позволяющий обеспечить единство цикла «наука - производство»
Ретроспективный анализ принятых решений позволяет сформулировать основные проблемы разработки и эксплуатации крупных газовых месторождений В первую очередь к ним относятся эффективное управление разработкой на основе совершенствования методов проектирования и контроля за выполнением научных решений, снижение непроизводительных потерь пластовой энергии, установление оптимальных технологических режимов работы добывающих скважин и промыслового оборудования, обес-
печение максимального периода безводной эксплуатации и рентабельной добычи газа на поздних стадиях разработки
Инновационные решения, нашедшие самое широкое применение при проектировании и разработке газовых месторождений Надым-Пур-Тазовского региона, уже используются при освоении новых площадей, таких как уникальные по размерам, сложности и природным условиям Бова-ненковское, Харасавэйское, Крузенштернское месторождения полуострова Ямал, месторождения, расположенные в акваториях Обской и Тазовской губ (Каменномысское, Семаковское и др)
Цель работы: Развитие научных основ и создание методологии рациональной разработки и эксплуатации крупных газовых месторождений на основе обобщения опыта проектирования и управления сложными газодобывающими геолого-техническими системами Крайнего Севера России
Задачи исследований.
-
Обобщение опыта проектирования разработки и управления процессами, происходящими в сложных геолого-технических системах в условиях неопределенности имеющейся информации о ходе технологических процессов добычи газа с учетом фактора времени
-
Ретроспективный анализ эффективности ранее принятых решений по разработке газовых месторождений и эксплуатации промыслов Выработка концепции рациональной добычи углеводородного сырья в условиях месторождений Крайнего Севера
-
Создание эффективных методов управления разработкой крупных газовых месторождений на различных стадиях их изученности (первичное проектирование, уточнение запасов газа, анализ и регулирование разработки, минимизация непроизводительных потерь)
-
Исследование продуктивности добывающих скважин и выработка рекомендаций, обеспечивающих максимальное использование их потенциала в различных геологических условиях на разных стадиях разработки
-
Обоснование стратегии развития газовой промышленности на севере Западной Сибири как на ближайшую, так и отдаленную перспективу,
предусматривающей как интенсивный (освоение новых площадей), так и экстенсивный (повышение газоотдачи, доразработка месторождений, добыча трудноизвлекаемых запасов)пути
-
Исследование перспектив комплексного освоения крупных, средних и малых месторождений севера Западной Сибири и разработка научно обоснованных и экономически оправданных предложений по их эксплуатации
-
Обоснование и внедрение научно-организационных и социально-экономических мероприятий, направленных на совершенствование разработки и обустройства, заключающихся в создании мощного научно-производственного комплекса для проектирования, управления разработкой месторождений и эксплуатации газодобывающих промыслов.
Научная новизна.
-
Автором обобщен и систематизирован опыт эксплуатации крупных газовых месторождений севера Западной Сибири и на этой основе сформулирована система управляющих воздействий, обеспечивающих оптимизацию разработки на различных этапах, заключающихся в принятии решений на этапах первичного проектирования (схема размещения скважин и промысловых объектов, конструкция скважин, концентрация мощностей по добыче и переработке), основного периода добычи (регулирование добычи, увеличение степени дренирования), окончания разработки (рациональное использование пластовой энергии, оптимизация режимов работы скважин, предотвращение обводнения)
-
На основе научного анализа истории разработки автором оценены пределы возможных отклонений фактических показателей от проектных в зависимости от степени истощения запасов и предложены методы повышения эффективности добычи газа в условиях месторождений Крайнего Севера (минимизация непроизводительных потерь пластовой энергии, предотвращение обводнения скважин, совершенствование технологии внутри-промыслового сбора, компремирования и подготовки газа и др)
-
Автором предложена научно обоснованная концепция дальнейшего развития газовой промышленности Крайнего Севера, включающая как
экстенсивный (доразработка месторождений), так и интенсивный (освоение новых залежей) пути развития. Основными элементами концепции являются всестороннее и полное изучение особенностей геологического строения залежей и эксплуатации месторождений, максимальное использование существующих мощностей по добыче газа, ранжирование месторождений по технико-экономическим критериям
-
Дано научное обоснование методов добычи и использования низконапорного газа на заключительной стадии эксплуатации месторождения, включающее формирование его объемов в процессе разработки, совершенствование систем разработки, обеспечение рентабельной производительности скважин, способы утилизации газа, основанные на новых технологиях добычи и подготовки углеводородного сырья
-
На основе системного подхода к организационно-экономическим проблемам управления разработкой месторождений и эксплуатацией промысловых объектов, с участием автора создан единый научно-проектно-производственный комплекс, позволяющий значительно сократить время цикла «проектирование-разработка месторождений»
-
Автором разработана классификация управляющих воздействий, позволяющая осуществлять эффективное регулирование разработки газовых месторождений на различных уровнях от отдельной скважины до газодобывающего комплекса в целом
Основные защищаемые положения
-
Новые подходы к проектированию рациональной разработки крупных газовых месторождений, заключающиеся в комплексном учете аномальных размеров, особой геометрии исследуемых залежей, обосновании стадийности освоения крупных газодобывающих объектов, оптимизации схемы размещения эксплуатационных и наблюдательных скважин, системы вскрытия продуктивных пластов
-
Система управления разработкой крупных газовых месторождений, учитывающая специфику их строения и освоения, основанная на моделировании и регулировании процессов, происходящих в пластах, скважинах и наземных промысловых объектах, отличающаяся от традиционной
учетом степени выработки запасов, ранжированием приоритетов в регулировании на различных этапах разработки, оперативным принятием управленческих решений по технологическим режимам работы промыслового оборудования, что позволяет свести к минимуму непроизводительные потери, повысить текущую и конечную газоотдачу
-
Комплекс новых научно-технических решений по доразработке газовых месторождений на поздней стадии эксплуатации, добыче и использованию низконапорного газа (режим экономии пластовой энергии, использование газа с других объектов, транспорт газа по низконапорным трубопроводам, выработка электроэнергии, получение целевых углеводородных продуктов)
-
Концепция развития газовой промышленности на севере Западной Сибири, предусматривающая как интенсификацию добычи газа на разрабатываемых месторождениях, за счет совершенствования разработки, введения дополнительных мощностей по добыче, так и освоение новых ресурсов газа (выход на Ямал, Гыдан, акватории Обской и Тазовской губ), где будут широко использованы результаты настоящей работы
-
Организационно-методическое и экономическое обеспечение разработки и эксплуатации газовых месторождений севера Западной Сибири, заключающееся в создании единой системы проектирования и управления (взаимосвязь науки и производства, создание научно-производственных комплексов)
Практическая ценность работы.
-
Эксплуатируемые газовые залежи, проектирование и разработка которых осуществляются под руководством и при непосредственном участии автора (Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Заполярное и другие месторождения), характеризуются высокой текущей и конечной газоотдачей, низкой себестоимостью добычи
-
Технические и технологические решения, предложенные автором, заключающиеся в рассмотрении промысловых объектов как единого газодобывающего комплекса, реализованные на Медвежьем, Комсомольском, Вынгаяхинском и Етыпуровском месторождениях, позволили значительно
снизить капитальные вложения в обустройство и обеспечить надежную работу промыслов в течение длительного периода времени
-
Сформулированные автором принципы проектирования разработки, основанные на рассмотрении залежей как сложных геолого-технических систем, позволяют максимально реализовать технические решения в соответствии с требованиями рационального использования недр и охраны окружающей природной среды
-
Методы и способы добычи и использования низконапорного газа, предложенные автором, способствуют обеспечению ресурсосбережения и минимизации затрат на доразработку месторождений
-
Предложенная в работе стратегия освоения сравнительно небольших по запасам (30-100 млрдм3) месторождений, предполагающая максимальное использование уже имеющихся в ретоне мощностей, обеспечивает устойчивое развитие отрасли на ближайшую перспективу.
-
Создание научно-производственного комплекса по обустройству и разработке газовых и газоконденсатных месторождений позволило сократить время производственного цикла «проектирование - обустройство месторождений» с 5-7 до 2-3 лет
Подтвержденный документами ежегодный экономический эффект от внедрения конкретных авторских разработок оценивается в 400 млн руб
Внедрение результатов работы.
Практически все результаты авторских исследований использовались в технологических схемах и проектах разработки Медвежьего, Уренгойского, Ямбургского, Заполярного и других газовых месторождений севера Западной Сибири С участием автора на газовых промыслах реализованы следующие научно-технические решения центрально-групповая схема размещения эксплуатационных скважин, система контроля за разработкой залежей, предложения по перераспределению добычи между участками, способы увеличения объемов добычи, предложения по обоснованию оптимального числа скважин в кустах, концепция добычи низконапорного газа, стратегия развития газовой промышленности
Одним из важнейших элементов практической ценности работы является создание, при активном участии автора, научно-производственного предприятия нового поколения - ООО «ТюменНИИгипрогаз», - решающего на принципиально новой методологической основе задачи комплексного проектирования и управления разработкой месторождений углеводородов
Апробация результатов работы.
-
Всесоюзная научно-практическая конференция «Нефть и газ Западной Сибири Проблемы добычи и транспортировки» г Тюмень, 1985 г.
-
Всесоюзная научно-техническая конференция «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий» г Тюмень, 1988 г
-
Научно-практическая конференция «Энергосбережение при освоении и разработке северных месторождений Западно-Сибирского региона», г Тюмень, 1997 г
4 Международная научно-техническая конференция «Ресурсо
сбережение в топливно-энергетическом комплексе России», г Тюмень,
1999г
-
Научно-технический совет ОАО «Газпром» «Современное состояние и перспективы совершенствования методов подсчета запасов газа по данным истории разработки», г Москва, 2000 г
-
Международная научно-практическая конференция «Международные и отечественные технологии освоения природных материальных ресурсов», г Астрахань, 17-18.10 2002 г
-
Всероссийская научно-практическая конференция «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов», г Надым, 2003 г
-
Международная конференция «Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья», г Москва, 24-26 11 2004 г
9 XII Мировой газовый конгресс. Амстердам, 2006 г
Публикации. По теме диссертации опубликованы 70 работ В авто
реферате приведены сведения о 54-х публикациях, в том числе о трех мо-
нографиях, 8-ми научно-технических обзорах, трех патентах РФ на изобретения, 40 статьях 7 работ опубликованы без соавторов, 14 работ помещены в изданиях, предусмотренных ВАК РФ для опубликования основных результатов докторских диссертаций
Структура и объем работы. Работа состоит из введения, семи разделов, заключения, списка использованных источников (217 наименований) Содержание работы изложено на 392 страницах машинописного текста, включая 71 рисунок, 32 таблицы
Промыслово-геологические особенности разработки сеноманских газовых залежей на севере Западной Сибири
Сеноманский водоносный горизонт имеет значительную толщину и прослеживается на сотни километров, что обуславливает активное проявление упруговодонапорного режима разработки сеноманской залежи Медвежьего месторождения и предполагает вторжение воды в газовую залежь и обводнение скважин в процессе эксплуатации.
Данные эксплуатационного бурения (1970-1980гг.) позволили существенно уточнить геометрию залежи. С учетом новых данных структурная поверхность по кровле сеноманской продуктивной толщи по своей конфигурации оказалась сложней, чем представлялось ранее. В пределах сводовой части выявились более мелкие структурные формы: купола (размером от 1 до 4 км) и разделяющие их прогибы [33, 34]. Крыльевые зоны оказались нарушены «заливами», направленными к оси поднятия. Особенно это характерно для восточного, более крутого склона складки (рисунок 1.1). Осложнения структурной поверхности привели к сокращению площади газоносности и уменьшению эффективных разведочные Скважины месторождения Медвежье. газонасыщенных толщин не только на межсводовых и боковых прогибах, но и в зонах расположения эксплуатационных скважин.
Важной составляющей эффективного управления разработкой залежи является контроль и регулирование обводнения залежи, участков, отдельных скважин, которое, в свою очередь, зависит от активности водонапорного бассейна. В разрезе осадочного чехла вскрыты два мощных водонапорных комплекса: верхневаланжин-барремский и апт-сеноманский [19, 196] перекрытые регионально-выдержанным турон-палеогеновым водоупором толщиной до 670м, над которым залегает олигоцен-четвертичный водоносный горизонт. В рамках работы практический и научный интерес представляет апт-сеноманский комплекс, толщина которого на месторождении изменяется от 1513 до 1660 м. Результаты определений по керну свидетельствуют, что водонасыщенные коллекторы, также как и газонасыщенные, характеризуются высокими фильтрационно-емкостными свойствами: пористость достигает 36,6%, проницаемость до 2,1 мкм2.
На Медвежьем месторождении запасы углеводородов приурочены в основном к сеноманской газовой залежи (пласт ПКД которая является основным объектом разработки [170, 196]. В нижележащей части разреза залежи углеводородов открыты в альб-валанжинеких отложениях только на Ныдинском куполовидном поднятии: две газоконденсатные и десять газовых залежей.
Газовая залежь пласта П в пределах месторождения вскрыта на абсолютных отметках минус 979,9 - минус 1130,4м (рисунок 1.2) и представлена песчаниками, алевролитами и глинами, фациально замещающимися по площади. Толщина пропластков коллекторов изменяется от 0,4 до 28,0м. Наибольшее распространение имеют пропластки с толщинами от 2 до 4 м. Толщины глин и заглинизированных пород изменяются от 0,4 до 25,0 м.
Продуктивная толща сеномана характеризуется сильной изменчивостью литологического состава, значительной слоистой неоднородностью, неравномерной глинистостью, сильной расчлененностью разреза. Разрезы скважин, как правило, по материалам ГИС не коррелируются или коррелируются с трудом, так как сеноманская толща не содержит чистых и выдержанных реперов. По результатам исследований [37, 62, 97] следует отметить, что даже в скважинах, #
По данным лабораторных исследований открытая пористость песчаников колеблется от 33 до 39%, проницаемость от 0,8 до 3,1 мкм2, остаточная водонасыщенность - от 8 до 23,5%. Открытая пористость алевролитов изменяется от 20 до 36%, остаточная водонасыщенность - от 20 до 82%, проницаемость - от 0,6 до 1180 мкм2. Средневзвешенные значения пористости равны 30,5%, остаточной водонасыщенности - 37,7%.
По химическому составу газ сходен с газом сеноманских залежей других месторождений севера Тюменской области. В среднем он на 98,4% состоит из метана. Тяжелые гомологи, в основном, приходятся на долю этана и пропана, более высокие гомологи обнаружены лишь в единичных пробах. Относительная плотность сеноманского газа по воздуху составляет 0,56. Низшая теплотворная способность газа равна 7912 ккал/м3. Псевдокритическое давление и температура свободного газа составляет 4,6 МПа и 190,53 К (таблица 1.2).
Содержание коллекторов в газонасыщенной части разреза колеблется от 17 до 90%, составляя в среднем для залежи 70%. Установлено значительное снижение доли коллекторов в зонах микропрогибов и структурных заливов на крыльях. На этих участках эффективные газонасыщенные толщины составили 30-50 м, вместо ожидаемых 60-70 м. Эффективные газонасыщенные толщины по скважинам составляют 3,6 - 128,2 м в пределах южного купола, 14,6 - 99,0 м на центральном куполе, 14,6 - 100,4 м на северном куполе и 7,0 - 111,2 м на Ныдинском куполе.
Начальная поверхность ГВК в пределах Медвежьего купола плавно погружается в северном направлении, градиент наклона составляет 6 см/км. Значительная разница в отметках ГВК зафиксирована по скважинам Ныдинского участка. Здесь, на расстоянии 20 км, абсолютная отметка контакта изменяется от минус 1136 до минус 1141,4м.
Эмпирические зависимости для определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений проектных скважин
По мнению С.Н. Закирова, под рациональной системой разработки месторождения понимается такая система, которая запроектирована и выполняется на современной научно-технической и методологической основе и реализуется на принципах получения максимальной доходности, обеспечения наименьшего ущерба недрам, окружающей среде, при условиях неукоснительного соблюдения действующего законодательства [46].
В разные годы, проблемами рациональной разработки месторождений нефти и газа, занимались такие крупные ученые, как М.Т. Абасов, З.С. Алиев, К.С. Басниев, Л.Ф. Дементьев, А.Н. Дмитриевский, О.М. Ермилов, С.Н. Закиров, Г.А. Зотов, Ю.П. Желтое, Ю.П. Коротаев, РМ, Кондрат, Е.М. Нанивский, М.М. Сатаров, P.M. Тер-Саркисов, П.Т. Шмыгля, В.Н. Щелкачев и др[2,6,44, 54,66,139].
Со второй половины двадцатого века начинается реализация крупномасштабных газовых проектов. Газовая промышленность оказалась объективно вовлеченной в этот поток, особенно в связи с открытием и вводом в разработку уникальных газовых и газоконденсатных месторождений севера Западной Сибири.
Разработка крупных газовых месторождений в настоящее время связана с рядом особенностей. К ним относятся: поэтапный ввод в эксплуатацию отдельных участков, значительная степень истощения запасов газа на многих месторождениях, активное внедрение пластовых вод и связанная с этим обводненность продуктивных пластов и добывающих скважин, большой фонд бездействующих скважин, увеличение числа капитальных ремонтов и другие факторы [91].
Проблемами стадийности обустройства и разработки месторождений в свое время занимались А.П. Крылов [73, 74], С.Н. Закиров [45], Согласно их предложениям скважины первой очереди бурятся по разряженной сетке для доизучения геологического строения пласта и определения их коллекторских свойств по площади и разрезу. Скважины второй очереди размещаются в наименее дренируемых, проблемных зонах пласта, что позволяет сохранять или наращивать темпы добычи углеводородного сырья, повышать нефте- и газоотдачу. Аналогичные выводы получены в работах [88, 97], где показана целесообразность использования этапа оптимально-промышленной эксплуатации (ОПЭ) при освоении месторождений севера Тюменской области.
Применительно к Медвежьему месторождению этот принцип реализован в значительной мере. Если первым проектным документом (1971г.) предусматривалось бурение 280 скважин, то фактический фонд на сегодняшний день превышает ранее принятый почти в 2 раза. Дополнительное бурение позволило задренировать новые участки залежи (УКПГ - 8а), увеличить объемы добычи газа на УКПГ-1, 4, 9, обеспечить оптимальные технологические режимы работы скважин. Однако для недропользователя это явилось вынужденным решением, связанным с недоизученностью залежи. В трудах О.М. Ермилова, Е.М. Нанивского, В.К. Голубкина [39, 90] показано, что при отборе более 30% от начальных запасов газа, дополнительное бурение экономически неоправдано.
Одной из особенностей разработки газовых месторождений на севере Тюменской области является центрально - групповая схема размещения скважин в присводовой части структуры и дифференцированная схема вскрытия продуктивных отложений [101, 148, 151]. Проблемами отработки залежей по площади и разрезу занимались Н.Л. Шешуков, Г.И. Облеков, Г.А. Зотов и др. С одной стороны подобное техническое решение положительно сказывается на технико-экономических показателях работы промыслов, и на экологической обстановке в районе работ, с другой, - оно приводит к формированию локальных депрессионных воронок, затрудняет контроль за разработкой, уменьшают степень дренирования залежи по разрезу. Проблемы усугубляются еще и тем, что в последнее время подавляющее большинство скважин бурятся наклонно-направленным способом, что предопределяет повышенные требования к качеству проводки и цементирования скважин.
А.И. Гриценко, А.Д. Седых, Г.В. Крыловым и др. [27, 101] были сформированы основные концептуальные подходы к освоению и разработке малоамплитудных газовых залежей. Показано, что сравнительно небольшие, по запасам и этажу газоносности, залежи характеризуются рядом как геолого промысловых, так и технологических и социально-экономических условий их освоения. Ими проведен анализ состояния запасов и перспектив разработки малоамплитудных залежей на севере Западной Сибири. Доказана целесообразность ввода в разработку подобных залежей в зависимости от конкретных особенностей их строения, расположения и условий освоения.
Н.И. Дубиной в 1999-2002гг. получены принципиально новые зависимости для определения усредненных коэффициентов проницаемости по напластованию и в крест напластования коллекторов водоплавающих залежей [35]. На основе выведенной формулы для расчета распределения давления газа в неразбуренных крыльевых зонах месторождения массивного типа и аппроксимации прогнозных объемов внедрения подошвенных вод экспоненциальной функцией, получено приближенное эмпирическое выражение для оценки продвижения текущего контура газоносности водоплавающей залежи в процессе ее разработки.
Идея автоматизации процессов разработки месторождения достаточно полное отражение нашла в работах СВ. Колбикова [64], И.Г. Тетерева, Н.Л. Шешукова, Е.М. Нанивского [193]. В 1991г. постановка задачи, изложенная в последней работе, была развита и дополнена коллективом авторов в составе А.И. Гриценко, О.М. Ермилова и И.С. Немировского [26].
Основной принцип регулирования разработки месторождения - условие достижения минимума непроизводительных потерь давления в системе "пласт -скважина - газосборные сети (шлейфы) - УКПП. Это позволяет продлить период бескомпрессорной эксплуатации (или снизить темп увеличения мощностей существующих дожимных компрессорных станций). Для газоконденсатного месторождения увеличивается время эффективной эксплуатации установок низкотемпературной сепарации без источников искусственного холода.
Статистический анализ обводнения сеноманской газовой залежи Медвежьего месторождения
По результатам бурения скважин Вынгапуровская структура представляет собой брахиантиклинальную складку субмеридионального направления, осложненную двумя вершинами.
Опробованием разведочных скважин установлена промышленная газоносность сеноманских отложений. В литологическом отношении газоносные сеноманские отложения представлены преимущественно песчаниками и алевролитами с прослоями глин и аргиллитов. Значения основных параметров продуктивного горизонта колеблются в следующих пределах: эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 8,4 до 68 м, открытая пористость от 25 до 35%, газонасыщенность от 40 до 80%, проницаемость от 0,18 до 4,85 мкм2. Газ месторождения содержит до 98,48% метана.
Пластовые воды сеноманских отложений характеризуются высокой минерализацией, хлоркальциевым типом и небольшим содержанием микрокомпонентов йода, брома и др.
Вынгапуровское газовое месторождение введено в эксплуатацию в. декабре 1978 г. с годовым объемом добычи 15 млрд.м3 [189].
По состоянию на 01.04.1981 г. на месторождении эксплуатировалось 93 скважины, объединенных в 46 кустов. Относительно проектного уровня текущий эксплуатационный фонд составлял 80%. В ожидании подключения находились 23 скважины, семь скважин оборудованы как наблюдательные, одна пьезометрическая. Текущая суммарная добыча составляла 40,1 млрд.м3, или 14% от утвержденных запасов газа. За 1979 и 1980 гг. отобрано 34,99 млрд.м3 газа. При этом фонд эксплуатационных скважин составлял 91 скважину, или 78% от проектного уровня.
Результаты первых лет эксплуатации Вынгапуровского месторождения подтвердили эффективность принятых проектных решений. Эффективной с точки зрения дренирования запасов газа оказалась система размещения эксплуатационных скважин на площади газоносности в пределах изопахиты 40 м. Текущий коэффициент дренирования .запасов составляет 85%. При вводе в эксплуатацию всего проектного фонда, согласно выполненным газодинамическим расчетам на геологической модели месторождения, он превысил 90%.
Дифференцированная схема вскрытия продуктивных отложений обеспечила равномерное снижение пластового давления по разрезу. Несмотря на большую интенсивность дренирования верхних частей разреза, различий в пластовых давлениях по верхней и средней частям не отмечено. Текущие величины пластовых давлений по ним составляли 8,87 и 8,88 МПа.
Размещение эксплуатационных скважин в сводовых частях структур не вызвало существенной дифференциации пластовых давлений по площади газоносности. Анализ карт изобар, построенных на различные даты, свидетельствует о равномерном снижении пластового давления. Максимальная глубина депрессионной воронки не превышала 0,15 МПа и во времени роста ее не наблюдалась. В целом по месторождению на 01.04.81 г. средневзвешенное по емкостному параметру mh пластовое давление снизилось на 1,044 МПа и равнялось 9,03 МПа. К этому времени на месторождении было проведено около 130 исследований при стационарных режимах фильтрации. В 24 скважинах они выполнены дважды, а в восьми скважинах - трижды.
Исследованиями установлено, что продуктивная характеристика эксплуатационных скважин во времени не изменилась и остается высокой. Так, текущий средний дебит скважин по месторождению составлял 648 тыс.м3/сут при депрессии на пласт 0,068 МПа. Причем 48% всего действующего фонда скважин эксплуатировалось с дебитами, равными или превышающими его среднее значение.
Результатами газодинамических исследований уточнены коэффициенты гидравлических сопротивлений для лифтовых труб диаметром 114 мм, которыми в основном оборудованы эксплуатационные скважины. Расчеты, выполненные по стандартной методике, показали, что среднее значение обобщенного коэффициента Сравняется 0,0021, что соответствует величине коэффициента Я =0,0016.
При среднем дебите скважин 648 тыс.м3/сут и найденных коэффициентах гидравлических сопротивлений в лифтовых трубах расходуется до 1,02 МПа пластового давления. В целом суммарные потери пластового давления в системе пласт - скважина - газосборные сети достигают 1,18 МПа.
Характер распределения пластового давления в совокупности с материалами геофизического и гидрохимического контроля за разработкой указывал на газовый режим работы залежи на начальном этапе эксплуатации. Последнее позволило на тот момент достаточно уверенно оценить запасы газа по падению пластового давления в объеме 330 млрд.м3. Поскольку данная величина превышала на 40 млрд.м3 утвержденные в ГКЗ запасы, проведенными газодинамическими расчетами была доказана возможность увеличения годовой добычи до 17 млрд.м3 без изменения продолжительности периода постоянных отборов.
Новые методы анализа отработки запасов газа и оценки добывных возможностей месторождений
Большое количество горизонтальных скважин пробурено на Ярегском месторождении Коми АССР. Это позволило повысить нефтеотдачу на месторождении в три с лишним раза.
Определенный опыт проводки горизонтальных скважин накоплен в Башкирии, где их пробурено несколько десятков. Отмечены положительные результаты проводки и эксплуатации горизонтальных скважин на Узыбашевском месторождении, где в 1978 г была успению пробурена наклонная скважина с горизонтальным стволом. Общая длина стола составила 2385 м, длина горизонтального участка 255 м, общий отход от вертикали 608м. На этой скважине проведен большой объем исследовательских работ по контролю пространственного положения ствола скважины с помощью инклинометра, телесистемы, а также геофизические исследования.
В феврале 1986г в объединении "Юганскнефтегаз" на Салымском месторождении Тюменской области была закончена проходка экспериментальной скважины 578 глубиной 3330 м, вскрывшей 35-м продуктивный пласт. Основная задача экспериментального бурения сводилась к изучению возможностей вскрытия горизонтальным стволом нефтяной залежи в баженовской свите, получению исходных данных для разработки промышленной технологии проводки таких скважин, испытанию технических средств и уточнению требований к ним. Выявление добывных возможностей горизонтальных скважин на данном этапе работ не рассматривалось как основная задача, поскольку их оценки можно осуществить лишь после строительства на месторождении нескольких подобных скважин. Общее горизонтальное смещение составило 850 м, а протяженность горизонтального участка в продуктивном пласте 370 м. Бурение последних 10 м сопровождалось обвалообразованием, поэтому потребовалась неоднократная проработка пробуренных участков.
На последней стадии бурения после вскрытия пропластка КС-1 и снижения плотности бурового раствора до 1280 кг/м3 отмечались слабые нефтепроявления и усиление интенсивности газопроявлений, которые в целом были незначительными. После успешного проведения комплекса окончательных промыслово-геофизических исследований и спуска хвостовика-фильтра 10.02.1986г. работы по сооружению горизонтальной скважины были завершены.
Бурение горизонтальной скважины в сложных условиях Салымского месторождения подтвердило возможность использования технических средств электробурения для строительства наклонно направленных и горизонтальных скважин малого диаметра (в частности в Западной Сибири с кустовых оснований), что позволяет существенно снизить материальные и энергетические затраты на сооружение скважин и разработку нефтяных месторождений.
В настоящее время большинство скважин с горизонтальным стволом заканчивается либо без спуска обсадной колонны, либо со спуском щелевого фильтра-хвостовика в продуктивном пласте. В будущем, благодаря совершенствованию техники и технологии бурения, предполагается осуществлять заканчивание скважин со спуском в горизонтальный ствол сплошных обсадных колонн и перфорацией наиболее перспективных интервалов. Кроме того, обязательным условием будет являться проведение гидроразрыва продуктивного пласта в горизонтальном стволе с образованием зон вертикальной трещиноватости в качестве основного метода интенсификации скважин. Это потребует разработки новой техники и технологии для его проведения.
До настоящего времени гидроразрыв проведен лишь в немногих горизонтальных, скважинах. На эффективность гидроразрыва в этих скважинах особенно влияют продуктивная толща пласта над стволом скважины и степень неоднородности пласта по проницаемости. Компьютерное моделирование показывает, что эффективность отбора продукции из горизонтальных скважин, пробуренных в массивных малопроницаемых пластах, невелика. На начальном этапе отбора продукции после гидроразрыва отмечается резкое увеличение дебитов, которое, однако быстро снижается. Эффективность разрыва во многом определяется распространением расклинивающего материала в трещинах, что затруднительно для горизонтальной скважины.
Большинство существующих горизонтальных скважин бурятся для добычи нефти, и лишь немного - для газа.
Однако на газовых месторождениях продуктивность может быть еще больше, чем на нефтяных, поскольку горизонтальные скважины позволяют значительно снизить скорость притока в скважину при постоянном увеличении общего дебита, у них практически нет потерь давления за счет турбулентности. Это преимущество горизонтальных скважин следует использовать в будущем для разработки малодебитных газовых месторождений.
Горизонтальные скважины применяются также и для добычи многофазного флюида. Специалисты считают, что при сочетании горизонтального бурения и третичных методов добычи можно получить значительный экономический эффект. Для получения желаемых дебитов из скважин с горизонтальным забоем необходимо: 1. Предотвращение общего обрушения забоя. 2. Поддержание высокой проницаемости в кольцевом пространстве между стенками пробуренного забоя и фильтром. 3. Предотвращение закупорки щелей фильтра (или пор фильтра из пористого материала). 4. Уменьшение зоны инфильтрации бурового раствора в призабойную зону. 5. Снижение влияния фильтрата бурового раствора на проницаемость зоны инфильтрации.
Похожие диссертации на Методология и технология управления разработкой крупных газовых месторождений севера Западной Сибири
