Содержание к диссертации
Введение
1. Обзор предшествующих исследований. Обоснование тематики диссертационной работы 10
1.1. Обзор предшествующих исследований в области теории и практики ОПЭ месторождений природного газа 10
1.2. Обоснование тематики диссертационной работы 15
2. Геолого-промысловая характеристика Ковыктинского газоконденсатного месторождения 18
2.1. Краткая история изучения месторождения и проектных работ 18
2.2. Характеристика района освоения, инфраструктуры и возможных потребителей газа, конденсата и других продуктов 22
2.2.1. Общие сведения о районе месторождения 22
2.2.2. Характеристика возможных потребителей газа, конденсата и других продуктов 24
2.3. Особенности геологического строения месторождения 27
2.3.1 .Литолого-стратиграфическая характеристика вскрытых отложений 27
2.3.2. Газонефтеносность месторождения 29
2.4. Геофизические исследования скважин (ГИС -бурение) 31
2.5. Характеристика продуктивного горизонта 37
2.5.1. Литологическая характеристика пласта П2 37
2.5.2. Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов пласта П2. Зоны неоднородности 39
2.6. Анализ результатов газодинамических исследований скважин и пластов 45
2.7. Исследования скважин на газоконденсатность 48
2.8. Флюидальная модель пластовой системы 51
2.9. Пластовая водонапорная система 59
2.9.1. Водоносные комплексы 59
2.9.2. Физико-химическая характеристика вод 61
2.9.3. Характеристика гидродинамической системы 62
2.10. Запасы газа, конденсата и сопутствующих компонентов 64
3. Оценка перспектив освоения Ковыктинского газоконденсатного месторождения 67
3.1. Ограничения на степень разведанности, предопределяющие возможности ОПЭ 67
3.2. Новый подход к обоснованию параметров ОПЭ крупных месторождений газа в условиях удаленности от сети магистральных газопроводов 69
3.3. Создание постоянно действующей трехмерной модели на стадии проведения разведочных работ и пробной эксплуатации скважин 74
3.4. Обоснование и выбор системы размещения скважин при освоении крупных газоконденсатных месторождений 83
3.5. Варианты освоения месторождения 91
3.6. Технико-экономический анализ исследуемых вариантов освоения ресурсов Ковыктинского месторождения 104
3.7. Исходные позиции для проектирования ОПЭ месторождения 109
4. Технологические решения для периода ОПЭ Ковыктинского месторождения 112
4.1. Новые технологические решения применительно к ОПЭ Ковыктинского месторождения 112
4.1.1. Первичная подготовка добываемой продукции на кустах скважин 114
4.1.2. Обратная закачка сухого газа в продуктивный пласт 116
4.1.3. Периодическая эксплуатация скважин 121
4.1.4. Сжигание невостребованного осушенного газа 121
4.1.5. Утилизация газа на промысловых объектах 122
4.1.6. Переработка газа на промысле 123
4.1.7. Упреждающее строительство конденсатопровода для поставок газа региональным потребителям 123
4.2. Обоснование вариантов и сценариев ОПЭ Ковыктинского месторождения 125
4.3. Технико-экономический анализ вариантов и сценариев ОПЭ 141
4.4. Рекомендуемый вариант ОПЭ 145
4.5. Исследовательские работы и доразведка месторождения в период ОПЭ 148
Выводы и заключение 158
Список использованных источников 160
- Обзор предшествующих исследований в области теории и практики ОПЭ месторождений природного газа
- Флюидальная модель пластовой системы
- Варианты освоения месторождения
- Исследовательские работы и доразведка месторождения в период ОПЭ
Обзор предшествующих исследований в области теории и практики ОПЭ месторождений природного газа
Современная разработка газовых и газоконденсатных месторождений основывается на комплексных методах проектирования, базирующихся на теоретических и прикладных исследованиях в области разведочной и промысловой геологии, физики пласта, подземной газогидродинамики, методов компьютерного моделирования, технологиях эксплуатации скважин, технологии эксплуатации систем сбора, подготовки, транспорта природного газа и экономики.
Почти все научные труды по проблемам разработки нефтяных и газовых месторождений, вышедшие до 1950 г., были посвящены вопросам разведки и разработки нефтяных месторождений.
Началом развития теории и практики разведки и разработки газовых месторождений, как самостоятельного направления, можно считать 1945-1955 гг. В этот период выходят в свет научные публикации Абрамовича М.Е., Брискмана А.А., Козлова А.Л., Лапука Б.Б., Лейбензона Л.С, Минского Е.М., Стрижова И.Н., Ходановича И.Е. и других исследователей /16, 59, 61, 98 и др./
В этих работах решены многие важные задачи подземной газогидродинамики и освещены методологические основы разработки газовых месторождений.
В период 1956-1960 гг. был заложен фундамент газовой промышленности, когда ввели в разработку ряд газовых и газоконденсатных месторождений (Шебелинское, Газли, Северо-Ставропольское и др.). Полученный в эти годы первый опыт проектирования и эксплуатации газовых месторождений позволил установить принципиальные отличия теории и практики освоения залежей природных газов от принципов разведки и разработки нефтяных месторождений. В отмеченные годы появляются специально посвященные газовому делу научные работы Брода И.О., Козлова А.Л., Минского Е.М., Савченко В.П. и других исследователей /17,53,73,96 и дрУ.
В 1961-1965 гг. публикуются работы Абасова М.Т., С.Н. Бузинова, Катца Д.Л., Г.А Зотова, Козлова А.Л., Ю.П.Коротаева, Лапука Б.Б., Мирзаджанзаде А.Х., Минского Е.М., Чарного И.А. и др.Л, 2,18,47,50,55,58, 60, 72, 76, 91, 94,105 и дрУ, в которых сформулированы основные принципы проектирования и освоения ресурсов газовых и газоконденсатных месторождений, решены многие задачи подземной гидрогазодинамики, исследования скважин, технологии обработки и транспортировки газа.
С этого периода газовая промышленность выделилась в самостоятельную отрасль. Особенно высокие темпы развития газовой промышленности отмечаются с 1964 г. В этом свою роль сыграли создание и внедрение на практике нового ускоренного метода освоения газовых месторождений - опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ), суть которой и заключается во вводе месторождений в разработку до окончания разведки и утверждения запасов в ГКЗ. Впервые идея об удешевлении и ускорении освоения газовых месторождений с помощью ОПЭ, а также основные положения проектирования и внедрения ОПЭ в производство изложены в работах Козлова А.Л., Минского Е.М., Савченко В.П., Тверковкина СМ., Черского Н.В. /52, 53, 70, 96/, вышедших в свет в 1959-1964 гг. В эти же годы начато практическое внедрение предложенного метода на месторождениях Украины и проанализированы первые итоги ОПЭ Газлинского месторождения /63/.
ОПЭ начало все шире входить в практику освоения ресурсов природного газа. Наметился круг задач и проблем, решаемых в период ОПЭ:
- доразведка месторождения, перевод запасов газа и конденсата из категории С2 в категорию С-ь
- добыча газа и конденсата в качестве товарных продуктов, выявление режима залежей газа, оценка запасов газа по методу падения пластового давления; - добыча дополнительной информации о строении и параметрах продуктивных пластов, проведение специализированных исследований скважин и пластов, получение необходимых исходных данных для составления технологической схемы разработки или проекта разработки.
Усовершенствованию методики ОПЭ в последующем (1965-1990 гг.) были посвящены работы многих исследователей /3, 4, 6, 9, 10, 18, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 32, 44, 46, 48, 49, 50, 54, 62, 79-83, 88, 92, 95, 97, 100, 102, 103, 104, 108, 109, 110/, в которых достаточно убедительно доказана экономическая эффективность ускоренного метода освоения газовых и газоконденсатных месторождений, сформулированы основные положения разведки, ОПЭ и соответствующих исследовательских работ.
В этот период в общем виде решены задачи обоснования оптимального момента ввода месторождений в ОПЭ, определения оптимальных сроков ОПЭ, оценки оптимального числа, размещения и очередности бурения скважин.
Задаче обоснования оптимального срока ввода в ОПЭ газовых и газоконденсатных месторождений были посвящены работы /3, 4, 9, 10, 23, 25, 46, 48, 52, 53, 62, 70, 79, 80, 81-84, 92, 95, 96, 97, 100, 102, 103, и др./. Обоснование оптимальных сроков ОПЭ рассматривается в работах /8, 10, 16, 25, 29, 44 и др./.
Вопросы определения оптимального числа скважин, размещения и очередности бурения скважин довольно детально рассматривались отдельно для этапов разведки /17, 46, 97, 99, 100, 103, 104, 108 и др./ и разработки 12, 7, 35, 36, 51, 58, 65, 71, 72, 76, 92, 110, 113, и др./ газовых месторождений.
Для небольших месторождений задача выявления эффективных способов использования существующих методик обоснования числа и размещения скважин при совместном рассмотрении этапов разведки, ОПЭ и разработки исследована в работе /10/.
Результатом признания ОПЭ в качестве метода рационального освоения месторождений природного газа стало выделение этапа проектирования на период ОПЭ /22, 89/. Следует отметить, что формирование и систематизация основных положений методики проектирования и внедрения ОПЭ месторождений природных газов происходило в период становления и развития высокими темпами газовой промышленности Советского Союза. Естественно, что созданная в этот период теория ОПЭ методологически органично сочеталась с условиями господствующей в этот период плановой экономики.
В период плановой экономики горные предприятия по существу не имели самостоятельного статуса, а функционировали как подразделения огромной корпорации - государства. Оно определяло задачи развития народного хозяйства отраслей и предприятий /101/. Поэтому освоение крупнейших месторождений природного газа осуществлялось в соответствии с директивными решениями Правительства. Освоение же менее крупных месторождений, находящихся обычно вблизи от потребителей газа или магистральных газопроводов, производилось на базе планов развития Мингазпрома - с целью достижения директивных уровней добычи газа.
Широкое применение метода ОПЭ позволяло обеспечить досрочную подачу газа народному хозяйству и выполнить довольно напряженные планы развития газовой промышленности страны.
Изменения условий хозяйствования с переходом от плановой экономики к рыночной привели к трансформации подходов к освоению и вводу в разработку газовых и газоконденсатных месторождений.
Это обусловлено, прежде всего, тем, что предприятия, ставшие в результате проведения конкурсов и аукционов владельцами лицензий на право пользования недрами (месторождениями), имеют свои интересы и самостоятельные цели при планировании хозяйственной деятельности /28, 77, 87, 101/. Происшедшие изменения в общественно-политической, экономической и законодательной сферах обусловили появление методологических пробелов в теории ОПЭ.
Результатом нерешенности возникших в теории ОПЭ несоответствий между основными положениями ОПЭ, разработанными в период плановой экономики, и спецификой функционирования горных предприятий в условиях рыночной экономики, видимо, можно объяснить то, что в последних редакциях "Правил разработки газовых и газоконденсатиых месторождений" (2000 г.) и "Регламента составления проектных документов по разработке газовых и газоконденсати ых месторождений" (1999 г.) /90, 93/ для начального периода эксплуатации не предусматривается составление Проекта ОПЭ в качестве самостоятельного проектного документа.
Первые проектные документы, обосновывающие показатели и параметры ОПЭ, обычно составлялись на упрощенной методической основе. Использовалось понятие «средней скважины», расчеты выполнялись на газовый режим, на случай равномерного размещения скважин на площади газоносности /69, 94/. В определенной мере это определялось тем обстоятельством, что исходной информации для более совершенных методик прогнозирования на начальных этапах разведки и разработки было недостаточно. Ситуация сегодня изменилась довольно основательно.
Во-первых, появились компьютерные программные комплексы, способные осуществлять прогнозные газогидродинамические расчеты без схематизации неоднородности коллекторских свойств пласта, а также фильтрационных процессов в пласте /37/.
Во-вторых, появились столь серьезные объекты (Ковыктинское, Чаяндинское месторождения), которые можно осваивать только с привлечением зарубежных кредитов. Известно, что в таких случаях банки-кредиторы очень взыскательно подходят к оценкам всех проектных решений, требуя соответствия их международным стандартам. В третьих, имеющий место в последние годы научно-технический прогресс в области горизонтального бурения требует иных расчетных алгоритмов /5, 69, 19, 30, 31, 38, 41, 45, 106, 107 и др./.
Флюидальная модель пластовой системы
Для устранения неопределенностей и неточностей в оценке качества газа, насыщающего поровое пространство продуктивных отложений Ковыктинского ГКМ, проведен тщательный анализ данных принятых при подсчете запасов и результатов промыслово-лабораторных исследований компонентного состава, физико-химических и термодинамических свойств. По результатам анализа идентифицирован пластовый флюид, удовлетворяющий следующим условиям:
- свойства "сухого" газа, стабильного конденсата и пластовой смеси соответствуют результатам лабораторных анализов и исключают имеющие место неточности и противоречия;
- состав пластовой смеси удовлетворяет утвержденным запасам компонентов;
- потенциальное содержание углеводородов С5+в согласно утвержденным запасами составляет порядка 67 г/м3;
- давление начала конденсации пластового газа, в соответствии с PVT-исследованиями по скважине 28, равно начальному пластовому давлению в залежи (25,7 МПа).
Оценка начального состава пластовой смеси проведена путем рекомбинации чистых компонентов "сухого" газа и фракций дебутанизированного конденсата согласно утвержденным запасам. При коррекции состава учитывалось то обстоятельство, что при обработке результатов большинства газоконденсатных исследований не проводился расчет полного материального баланса углеводородного сырья. Исходные данные и результаты расчетов представлены в табл. 2.4.
Полученная газоконденсатная смесь имеет плотность 0,783 кг/м3 и молекулярную массу 18,8 кг/кмоль. Содержание углеводородов С5+в составляет в мольных долях 1,42 %, или 67,38 г/м3 "сухого" газа, средняя молекулярная масса -112,5 кг/кмоль, плотность "сухого" газа - 0,727 кг/м3.
Разница в содержании углеводородов в граммах на 1 м3 «сухого» газа по сравнению с принятыми при подсчете запасов величинами незначительна и составляет от плюс 1,14 до минус 3,46 %. Физико-химические свойства адаптированной смеси хорошо согласуются со свойствами пластового газа по скважине 28, а состав соответствует утвержденным запасам компонентов.
При создании композиционной модели пластовой системы Ковыктинского ГКМ использовано уравнение состояния реальных газов в модификации Пенга-Робинсона/15, 34/.
Для оценки влияния исходного состава на фазовые превращения в пластовых условиях проведено сопоставление расчетов для следующих смесей:
- состав (1) с 7 компонентами и 4 фракциями (рекомбинированный при потенциальном содержании УВ С5+в 67,38 г/м3);
- состав (2) с 13 компонентами и 1 фракцией (определенный по расчету материального баланса пластового газа по скв. 28, выполненного ВНИИгазом, при потенциальном содержании УВ С5+в 67 г/м3. Содержание компонентов в смеси по составу (2) не соответствует принятым в подсчете запасов. Поэтому второй состав не использовался в прогнозировании показателей разработки месторождения.
На рис. 2.7 дано сравнение изотерм дифференциальной конденсации моделируемых углеводородных смесей. Как видно из рисунка, пластовая смесь второго состава (с потенциальным содержанием конденсата 67,0 г/м3) имеет запас по давлению начала конденсации, что для Ковыктинского газоконденсатного месторождения вполне вероятно, поскольку не отмечается наличия свободной или остаточной нефти. Конечный коэффициент извлечения такой УВ смеси оценивается в 65 %. Для первого состава (с потенциальным содержанием конденсата 67,38 г/м3) давление начала конденсации равно начальному пластовому давлению и коэффициент конденсатоотдачи равен 63 %.
Расчетные оценки конденсатоизвлечения (КИК) на 2,5-4,5 пункта меньше КИК, принятого в подсчете запасов (в среднем по залежи КИК равен 67,5 % от начальных балансовых запасов).
На этом же рисунке (рис. 2.7) приведен график зависимости потенциального содержания конденсата в пластовом газе по результатам термодинамических исследований дифференциальной конденсации на установке PVT. В соответствии с этими исследованиями коэффициент извлечения конденсата составляет 76 %, что больше принятого коэффициента на 8,5 пункта.
В соответствии с выбранной для проектирования моделью фазовых превращений состав и свойства добываемого углеводородного сырья будут изменяться с самого начала эксплуатации месторождения (первый состав).
Оценка выработки запасов и потерь конденсата в пласте приведена на рис. 2.8. Расчеты выполнены в соответствии с методическим руководством ВНИИГаза /66/. Потери конденсата в пласте составят при давлении 0,1 МПа порядка 37 % (с учетом эффекта прямого испарения), соответственно коэффициент извлечения конденсата - 63 % (при газоотдаче 100 %).
На рис. 2.9. показана динамика свойств газовой фазы углеводородной системы Ковыктинского ГКМ в процессе падения пластового давления. При разработке залежи на истощение и реальном давлении забрасывания (5 МПа) конденсатоотдача оценивается на уровне 50 % при коэффициенте извлечения газа 82 % от начальных балансовых запасов.
Для оценки объемов жидкой фазы начальной пластовой смеси при различных термобарических условиях проведен расчет диаграммы фазовых состояний, рис. 2.10. На диаграмме показаны значения критического давления (4,8 МПа), критической температуры (202 К), изображены линия насыщения, линия максимальной конденсации, изопроцентные линии (0,5; 1,0; 1,5 и 2,0 % жидкой фазы). Как видно из диаграммы, пластовое давление совпадает с давлением криконденбара (давление, выше которого при любой температуре система будет находиться в газовом состоянии). Температура крикондентерма (температура, выше которой УВ смесь будет находится в газовом состоянии при любом давлении) равна 410 К (137 С).
В заключение подчеркнем следующее. При проектировании разработки новых залежей нефти и газа часто, как в случае с Ковыктинским газоконденсатного месторождения, отмечается тот факт, что утвержденные составы и свойства пластовых смесей не согласуются с результатами промыслово-лабораторных исследований по разведочным скважинам. Это вносит некоторую неопредленность в качественную и количественную оценку прогнозных показателей добычи сырья и требует от проектировщика неформального подхода к заданию исходного состава и свойств добываемой продукции. Поэтому потребовались выше приведенные исследования, направленные на повышение степени достоверности флюидальной пластовой модели.
Варианты освоения месторождения
При выборе расчетных вариантов разработки газоконденсатной залежи пласта П2 парфеновского горизонта Ковыктинского ГКМ исходили из условия многовариантности:
по задаваемым проектным уровням добычи газа из залежи в соответствии с потребностями рынка (10; 25,8; 29,9; 35,0 млрд.м3);
по темпам выхода на проектный уровень годовой добычи "сухого" газа в объеме 29,9 млрд.м3 и началом экспортных поставок в 2006, 2008 и 2010 гг.;
Рассмотрение всех возможных вариантов разработки залежи, отличающихся плотностью размещения проектных скважин, методами вскрытия продуктивного пласта в сочетании с многовариантностью по проектным уровням добычи газа и графикам выхода на проектный уровень, приведет к необходимости расчета значительного количества вариантов, что затруднительно даже при наличии современных ЭВМ.
Поэтому перед проведением расчетов технологических показателей по выбранным вариантам специально выполнено обоснование наиболее эффективной системы вскрытия продуктивного пласта, оптимальной плотности размещения проектных скважин и ожидаемого режима разработки залежи. Эти результаты явились неизменными для всех вариантов, что облегчило последующий анализ.
Выбор оптимальной плотности сетки осуществлен в предыдущем параграфе. Расчеты для расстояний между скважинами 8, 6 и 5 км показали, что такая плотность сетки не обеспечивает необходимый уровень добычи и коэффициент извлечения газа. Сетки большей плотности - 2 и 3 км - требуют значительного увеличения числа скважин (рис.3.4), а коэффициент извлечения газа при этом растет незначительно.
Поэтому предпочтительным выглядит вариант с размещением скважин на расстоянии 4 км друг от друга, что и было принято при расчете технологических параметров в исследуемых вариантах.
Сравнительная оценка продуктивности вертикальных и горизонтальных скважин. Газодинамические расчеты на представительном элементе продуктивного пласта показали, что начальный дебит горизонтальной скважины с длиной горизонтального участка 500 м в среднем в 3 раза превышает дебит вертикальной скважины, независимо от коллекторских свойств участка, на котором они расположены. По этой причине в исследуемых вариантах прогнозные расчеты выполнялись только для такого типа скважин. Это также сократило количество подлежащих анализу вариантов.
Ожидаемый режим разработки залежи. Прогнозные расчеты на построенной 3D газогидродинамической модели показали, что водоносный бассейн не оказывает существенного влияния на режим разработки залежи. Разница между средним пластовым давлением в залежи при объемах водоносного бассейна 1,5 1014 м3 (темп притока воды -80000 м3/сут/МПа) и объеме 1,5 108 м3 (темп притока 10000 м3/сут/МПа) составляет 0,2-0,3 МПа за период разработки 75 лет. В результате отпала необходимость учета негативных последствий проявления водонапорного режима в последующих исследованиях.
Выбор расчетных вариантов разработки. В результате проведенных обоснований оптимальной плотности сетки скважин, метода вскрытия продуктивного пласта и оценки ожидаемого режима разработки залежи были выбраны следующие шесть расчетных вариантов:
- варианты 1, 2, 3 предусматривают разработку залежи с проектным уровнем добычи "сухого" газа 29,9 млрд.м3 в год и началом экспортных поставок газа в 2006, 2008 и 2010 годах соответственно;
- вариант 4 ориентирован на разработку залежи с проектным уровнем добычи "сухого" газа 25,8 млрд.м3 в год и началом экспортных поставок в 2010 году;
- вариант 5 предусматривает разработку залежи незначительными темпами отработки запасов газа с проектным уровнем добычи "сухого" газа 10 млрд.м3 в год, что характерно при использовании газа только на внутренние нужды;
- вариант 6 учитывает наиболее интенсивную возможную отработку запасов газа по месторождению с проектным уровнем добычи "сухого" газа 35 млрд.м3 в год и началом экспортных поставок в 2010 году.
Все шесть расчетных вариантов разработки рождены в результате экспертного анализа с участием представителей Заказчика. Они предусматривают разбуривание газоконденсатной залежи пласта П2 парфеновского горизонта кустами наклонно-направленных скважин с субгоризонтальной составляющей ствола (500 м) и с расстоянием между забоями эксплуатационных скважин 4000 м.
По всем вариантам, кроме варианта с годовым уровнем добычи "сухого" газа 10 млрд.м3, для безусловного обеспечения проектных уровней добычи газа предусматривается бурение резервных скважин.
Алгоритм расчетов технологических показателей на 3D газогидродинамической модели Ковыктинского ГКМ
Во всех расчетных вариантах первоначально определялся график ввода новых скважин. Для этого формировалась очередь на бурение скважин, исходя из плана разбуривания залежи, очередности ввода в разработку зон УКПГ и кустов скважин.
Далее задавался уровень суточной добычи газа по месторождению, соответствующий уровню годовой добычи для каждого варианта в соответствии с Техническим заданием на проектирование. Для обеспечения заданного уровня добычи модель по мере необходимости вводила из очереди новые скважины. При этом распределение суммарной добычи газа между скважинами осуществлялось пропорционально их максимальным дебитам (потенциалам) при условии соблюдения ограничений:
- величина дебита не превосходит 700 тыс.м3/сут;
- значение депрессии на пласт не превышает 8,0 МПа.
В таком предварительном расчете определялся темп ввода во времени новых скважин. Затем при составлении графика бурения данные расчетов несколько корректировались с тем, чтобы бурение скважин осуществлялось более равномерно и учитывались возможности буровых установок. Все скважины (как существующие, так и проектные) были ранжированы по глубинам и по длинам НКТ и распределены по 9-ти группам. Для каждой группы рассчитаны таблицы, связывающие дебиты и давления на забое при заданных давлениях на устье.
Так как кусты скважин связаны с УКПГ индивидуальными газопроводами, то режим работы каждого куста определяется клапаном-регулятором, установленным в конце трубопровода.
Технологические режимы работы кустов, а, следовательно, и скважин, задавались ограничением устьевых давлений скважин в зависимости от отобранных запасов и необходимого давления на входе в промысловые сооружения - УКПГ. Предварительно расчетами были определены устьевые давления в зависимости от отобранных запасов по зонам УКПГ.
При расчете технологических показателей разработки для каждого варианта реализована следующая схема.
1. На каждый год задается добыча газа по месторождению. 2. В течение года в эксплуатацию вводятся скважины согласно определенному ранее графику.
3. Суммарная добыча газа распределяется между скважинами, пропорционально их потенциальным возможностям.
4. Дебит газа на скважине ограничивается предельной величиной устьевого давления.
5. Предельная величина устьевого давления определяется, исходя из пропускных возможностей наземных трубопроводов для каждого УКПГ. Эта величина меняется в зависимости от отобранных запасов из зоны УКПГ.
6. По заданной, предельной величине устьевого давления рассчитывается предельная величина забойного давления для каждой скважины. Для этого расчета в математическую модель вводятся таблицы, связывающие дебит газа, устьевое давление, забойное давление и параметры конструкции скважины. Таблицы формируются для 9-ти групп скважин. Принцип разделения скважин на группы и порядок формирования таблиц описаны выше.
7. Если дебит скважины, определенный ей на этапе 3, приводит к тому, что устьевое давление меньше предельной величины, заданной в пункте 5, то устьевое давление в этой скважине приравнивается к ограничению. Затем по таблицам находится соответствующее значение забойного давления и максимальный дебит, удовлетворяющий ограничениям.
8. Суммарная добыча вновь распределяется между скважинами с учетом поправок пункта 7.
9. Если работающие скважины не могут обеспечить заданный уровень добычи, то вводятся новые скважины.
Реализация описанной схемы расчетов позволяет:
- обеспечить на период постоянной добычи уровни годовых отборов, соответствующие исследуемому варианту;
- выполнить условия стабильной работы трубопроводов, связывающих скважины с УКПГ; - обеспечить конечный расчетный коэффициент газоотдачи не ниже 0,8.
Исследовательские работы и доразведка месторождения в период ОПЭ
Главной задачей опытно-промышленной разработки является вскрытие и исследование проблемных вопросов для месторождения, получение информации и уточнение исходных данных, используемых при обосновании проектных решений на период промышленной разработки месторождения.
Главной задачей доразведки Ковыктинского ГКМ в период ОПЭ является уточнение его геологической модели. В соответствии с этим первоочередными задачами ОПЭ и доразведки Ковыктинского ГКМ являются следующие.
1. Определение запасов газа и сопутствующих компонентов, перевод запасов категории С2 в промышленную категорию С 2. Изучение газоносности разреза осадочного чехла.
3. Определение продуктивности интервалов газонасыщенного разреза по выделенным слоям или условно - в верхней, средней и нижней частях разреза.
4. Оценка продуктивности различных зон, выделенных по характеру коллекторов.
5. Определение продуктивности узких интервалов разреза (коллекторов с разными фильтрационными свойствами).
Для решения задач по оценке продуктивности разреза необходимо провести узкоинтервальное опробование и комплекс газогидродинамических исследований в опорных скважинах каждой зоны или выполнить аналогичную оценку в работающих скважинах с использованием промыслово-геофизических исследований.
6. Уточнение геометрии залежи и определение ФЕС методом сейсморазведки (2D, 3D).
7. С целью изучения трещиноватости (раскрытость, направление, густота, проницаемость и т.д.) продуктивного разреза необходимо отобрать ориентированный керн и провести исследование его микросканером. Полученные результаты будут использованы при проектировании траектории горизонтальных скважин.
8. Газогидродинамические исследования скважин, гидропрослушивание, контроль за изменением давлений в соседних скважинах даст возможность изучить анизотропию коллекторских свойств пласта вдоль и поперек напластования.
9. Уточнение гипсометрии ГВК залежи второго пласта парфеновского горизонта (необходимо установить положение ГВК -является ли оно единым для всей залежи или различается на отдельных ее участках, имеет горизонтальное или наклонное положение; наличие на отдельных участках площади нефтяных оторочек).
10. Оконтуривание с севера и востока зоны развития наибольших эффективных газонасыщенных толщин второго пласта парфеновского горизонта. Для решения этой задачи требуется вскрыть приконтурную часть залежи еще минимум двумя скважинами. При относительно простом строении залежи эта задача будет решена бурением скважин 51, 60 (в настоящее время находятся в бурении) и 64 (проектная на 2001 г.).
На первом этапе ОПЭ должны быть подготовлены технико-методические рекомендации для эффективного решения геологических и геолого-промысловых задач следующего этапа доразведки. К ним относятся:
- создание методики изучения надпродуктивных отложений с целью картирования зон вертикальных неоднородностей разреза, являющихся транзитными и для продуктивных отложений;
- выполнение опытных работ с целью расширения комплекса геолого-геофизических методов изучения геологического строения Ковыктинской площади и промысловых характеристик месторождения.
При составлении проекта ОПЭ в основу заложена геолого-геофизическая модель, базирующаяся на данных, полученных в результате опробования разведочных скважин. Модель построена в условиях недостатка информации о геометрических характеристиках продуктивного пласта, фильтрационно-емкостных параметрах коллектора, физико-химических свойствах пластового флюида.
В период опытно-промышленной разработки продуктивного пласта П2 должны быть уточнены или определены следующие параметры.
Геометрические характеристики продуктивного пласта П2 (размеры газоносного резервуара, изменение общей и эффективной толщины пласта по площади и разрезу, границы газоносной залежи, размеры экранов и непроницаемых разностей, положение ГВК и его изменение в процессе разработки).
Коллекторские и фильтрационные характеристики пласта (пористость, проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность, анизотропия коллекторских свойств, сжимаемость пласта, газонасыщенность, пластовые, забойные и устьевые давления и температуры), их изменение по площади и разрезу пласта и по стволу скважины. Исследование возможных деформаций продуктивного коллектора. Определение фазовых проницаемостей для газа, воды, конденсата.
Уточнение коллекторских свойств пласта в объеме залежи по данным эксплуатации скважин, выявление степени сообщаемости коллекторов по площади и разрезу, преобладающее направление трещиноватости, площадная и вертикальная анизотропия коллекторских свойств, наличие и степень проницаемости тектонических нарушений.
Физико-химические свойства газа и жидкостей (вязкость, плотность, коэффициент сжимаемости, влажность газа) и их изменение по площади и по разрезу, условия образования гидратов и их изменение в процессе разработки.
Уточнение режима разработки залежи.
Анализ механизма продвижения вод в разрабатываемую .залежь, получение информации для уточнения параметров водонапорного бассейна и прогнозирования обводнения.
Гидродинамические и термодинамические условия в стволе скважины в процессе эксплуатации.
Изменение фазовых состояний при движении газа в пласте, в стволе скважины и по наземным сооружениям в процессе разработки залежи.
Условия скопления и выноса жидкости и твердых примесей с забоя скважины, эффективность их отделения.
Условия и особенности процесса коррозии, условия и характер ее изменения при исследовании и эксплуатации скважин, в продукции которых содержатся коррозионно-активные компоненты.
Оценка добывных возможностей скважин и выбор наиболее рациональных технологических режимов работы скважин.
Важным условием получения информации о продуктивной залежи, пластовом флюиде и особенностях процессов фильтрации является эффективная система контроля за разработкой в период осуществления ОПЭ, основанная на применении комплекса методов и средств контроля, включающих гидропрослушивание скважин, газогидродинамические, геофизические и лабораторные исследования.
Параметры, определенные лабораторным способом и по результатам геофизических исследований, характеризуют непосредственно примыкающий к скважине участок и не могут быть распространены на все месторождение. Комплексное использование всех трех методов дает возможность получить наиболее достоверную информацию о параметрах, необходимых при подсчете запасов и составлении проекта разработки, а также для обоснования методов предотвращения возможных негативных процессов при добыче пластовых флюидов.
При составлении "Технологической схемы опытно-промышленной эксплуатации Ковыктинского газоконденсатного месторождения", при анализе имеющихся документов по подсчету запасов, результатов анализа физико-химических характеристик углеводородного состава газа и конденсата и термодинамических исследований пластовой системы Ковыктинского ГКМ выявлены некоторые несоответствия между заявленными запасами газа и отдельных компонентов с характеристиками пластового флюида.
Неточности в составе приводят к разногласиям при подсчете запасов компонентов, поэтому в период проведения опытно-промышленной эксплуатации месторождения необходимо определиться в количественных характеристиках пластовой смеси. В условиях значительного этажа газоносности величины давления начала конденсации и содержания С5+ в пластовом газе должны определятся дифференцированно по высоте залежи. С этой целью необходимо провести комплекс лабораторных и газоконденсатных исследований по определению состава и физико-химических свойств пластовой смеси по разрезу залежи.
Для решения перечисленных проблем и в соответствии с "Правилами разработки газовых и газоконденсатных месторождений" на период ОПЭ Ковыктинского ГКМ с участием автора разработана специальная "Программа геолого-промысловых и научно-исследовательских работ в период проведения опытно-промышленной разработки Ковыктинского газоконденсатного месторождения".
В табл. 4.10 и 4.11 приведен перечень рекомендуемых лабораторных, геофизических и газодинамических исследований скважин, по результатам которых должна быть получена по возможности полная характеристика месторождения.
Из приведенных в таблицах скважин для каждого вида исследований рекомендуется выбрать 1-2 скважины в зависимости от их технического состояния. Номера скважин, на которых предполагаются исследования, в процессе проведения ОПЭ могут быть уточнены.
