Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ проблем проектирования и регулирования систем разработки месторождений с применением моделей эксплуатационных объектов 7
1.1.. Принципы рациональной разработки нефтяных и газовых залежей ... 8
1.2 Опыт моделирования разработки месторождений Западной Сибири... 14
1.3 Особенности подготовки базы данных для моделирования сложных углеводородных залежей 23
1.4 Краткая характеристика известных научно-технических решений по разработке нефтегазоконденсатных месторождений 27
Выводы по разделу 1 32
2 Исследование факторов, влияющих на приток углеводородов к забою скважин
2.1 Изученность параметров продуктивных пластов 33
2.2 Физико-химическая характеристика углеводородов 38'
2.3 Определение состава начального пластового газа 44
2.4 Экспериментальные исследования растворимости конденсата, выделившегося в пласте 48
2.5 Совершенствование технологии PVT-экспериментов по дифференциальной конденсации 54
2.6 Модель притока пластового газа к забою скважины в условиях выпадения конденсата 58
Выводы по разделу 2 74
3 Совершенстовавание системы контроля за разработкой юрхаровского месторождения 76
3.1 Анализ действующей схемы контроля за разработкой 77
3.2 Анализ динамики снижения пластового давления 82
3.3 Текущее состояние обводнения объектов по результатам гидродинамического моделирования 95
3.4 Анализ результатов газодинамических исследований скважин 96
3.5 Анализ результатов специальных исследований скважин 102
Выводы по разделу 3 104
4 Концепция рациональной разработки юрхаровского месторождения 105
4.1 Анализ текущего состояния разработки 105
4.2 Запасы углеводородов 115
4.3 Результаты геолого-технологического моделирования разработки Юрхаровского месторождения 116
4.4 Предложения по организации пробной эксплуатации нефтяных оторочек 126
Выводы по разделу 4 135
Основные выводы и рекомендации 137
Список использованных источников 139
Приложения 150
- Принципы рациональной разработки нефтяных и газовых залежей
- Изученность параметров продуктивных пластов
- Анализ действующей схемы контроля за разработкой
- Анализ текущего состояния разработки
Введение к работе
Актуальность проблемы. Крупные залежи нефти и газа уже значительно истощены и поэтому требуется ввод в эксплуатацию ранее разведанных месторождений, имеющих сложное геологическое строение с трудноизвлекаемыми запасами сложного углеводородного состава. К таким относится Юрхаровское нефтегазоконденсатное месторождение, большая часть запасов углеводородов которого территориально приурочена к акватории Тазовской губы на территории Ямало-Ненецкого автономного округа. Для эффективного освоения подобных месторождений необходимы новые решения, например технологии добычи» с применением горизонтальных скважин (ГС), которые позволяют увеличивать темпы отбора- углеводородного сырья. Однако применение при этом постоянно действующей трехмерной геолого-гидродинамической модели для управления и контроля за разработкой осложняется в процессе наполнения модели фактическими параметрами (значения пластового и забойного давлений, реологических и физико-химических свойств пластовых флюидов и др:). Только-получение достоверных данных о фильтрационно-емкостных и термобарических свойствах дренируемого пласта позволит вовлечь в разработку значительную долю запасов и достичь высоких темпов отбора углеводородного сырья. Поэтому обоснование эффективных проектных и технологических решений на основе математического моделирования необходимо осуществлять в комплексе с изучением промысловых особенностей сложных геолого-технических систем с использованием современных методов термодинамических и гидрогазодинамических исследований и обработки промысловых данных.
Цель работы*
Повышение эффективности выработки запасов углеводородного сырья путем coздaния^ методических приемов в области оперативного> регулирования'разработки горизонтальными скважинами месторождений со сложным геологическим строением и углеводородным составом.
5 Основные задачи исследований
Провести всесторонний анализ существующих методов проектирования, регулирования систем разработки и моделирования сложнопостроенных залежей углеводородов.
Усовершенствовать технологию проведения термодинамических исследований конденсатосодержащего пластового газа на PVT-установках с целью повышения достоверности оценки ресурсов, конденсата и уточнения моделей пластовых флюидов.
Выявить особенности эксплуатации скважин Юрхаровского месторождения, изучить динамические физико-химические характеристики газа, конденсата и нефти-и разработать алгоритм моделирования движения конденсатосодержащего газа к забою скважин.
С целью совершенствования системы контроля за разработкой месторождения провести анализ результатов газодинамических исследований газоконденсатных скважин увеличенного диаметра с горизонтальным окончанием и разработать методы их интерпретации.
Обосновать и апробировать научно-технические решения, по рациональной разработке и обеспечению эффективного контроля за разработкой залежей, обеспечивающие интенсификацию и максимальное извлечение газа и конденсата.
Научная новизна выполненной работы
Установлено для условий Юрхаровского месторождения значение насыщенности порового пространства пласта выделившимся конденсатом (до 5 — 1%) w обоснована технология вторичного извлечения конденсата переводом его «в газовую, фазу.
Научно обоснована модель притока конденсатосодержащего газа к забою скважины в условиях выпадения конденсата в призабойной зоне с учетом интегральных процессов массопереноса, исключением, взаимного влияния подвижностей газа и конденсата, их влияния на характер
распределения давления на пути от забоя моделируемой скважины до границ декартовой ячейки трехмерной газогидродинамической модели.
3. Теоретически обоснована и экспериментально доказана высокая эффективность разработки нефтегазоконденсатных залежей на истощение полукольцевой системой полого-направленных и горизонтальных скважин с балансировкой перетоков между секторами и обязательным условием сохранения нефтяных оторочек в неподвижном состоянии на протяжении начальных стадий разработки газоконденсатных участков месторождения.
Практическая ценность и реализация работы
Результаты аналитических и экспериментальных исследований использованы при реализации системы разработки Юрхаровского месторождения горизонтальными скважинами с отклонением забоя от устья более 4 км с увеличенным диаметром эксплуатационных колонн. Обеспечены вовлечение в разработку удаленных участков продуктивных пластов и увеличение темпа отбора пластового газа более 2 % в год.
Созданная цифровая геолого-технологическая модель Юрхаровского месторождения используется для проектирования, оперативного планирования и управления разработкой в ООО «Новатэк Юрхаровскнефтегаз».
Принципы рациональной разработки нефтяных и газовых залежей
В разные годы проблемами рациональной разработки, месторождений нефти и газа занимались такие крупные ученые, как М:Т. Абасов, З.С Алиев, К.С. Басниев, А.И. Гриценко, Л.Ф. Дементьев, А.Э. Дмитриевский, О.М. Ермилов, С.Н. Закиров, Г.А. Зотов, Ю.П. Желтов, Ю.П. Коротаев, P.M. Кондрат, Е.М. Нанивский, М.М. Сатаров, А.П. Телков, P.M. Тер-Саркисов, П.Т. Шмыгля, В.Н. Щелкачев и др [4, 5, 8, 9, 23, 24, 25, 26, 50, 51].
Считаем, что оптимальное определение дано С.Н. Закировым [24], который под рациональной системой разработки месторождения понимает такую систему, 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. В эволюции технологии рациональной разработки месторождений углеводородов выделяются три относительно самостоятельных этапа. Первый этап развития условно можно назвать этапом примитивной технологии. По сути, это только технология нефте- и газодобычи, сводившаяся к элементарному сбору нефти и газа из природных источников. Процесс добычи осуществлялся по принципу от известного к неизвестному, т.е. новые скважины размещались хаотично, с высокой плотностью вблизи скважин дающих стабильный.приток. Научные решения, проблем разработки-на этом этапе практически не применялись.
Второй этап, - аналитико-интуитивной технологии разработки, начался в связи с применением методов поддержания пластового давления в нефтяных залежах [34, 36]. Для него характерно, уменьшение плотности сетки скважин, переход к геометрически правильным схемам их размещения. Началось интенсивное развитие нефтегазовой науки, изучающей естественные законы, которые действуют в геологических и технических объектах. Были заложены основы общепринятой, стратегии разработки газовых месторождений базирующейся на эксплуатации скважин в соответствии с энергетическим потенциалом продуктивных пластов.
Основываясь на опыте добычи нефти и газа, в 40-х годах было сформулировано понятие продуктивной характеристики скважин, как отношение объема, добычи газа за единицу времени к величине снижения пластового давления (И.Н. Стрижев, 1946; В.П. Савченко, 1944; М. Маскет, 1953). Была отмечена возможность разрушения призабойной зоны пласта и образования песчано-глинистых пробок при высоких депрессиях на пласт, а также факт неравномерного продвижения воды в залежь как по площади так и поразрезу [79].
В 1948г. Б.Б. Лапуком впервые вводится понятие о технологических режимах, эксплуатации скважин. Вместо господствовавшего режима постоянного- темпа отбора, считавшегося единственно правильным для газовых скважин, обоснованы и внедрены в практику проектирования разработки месторождений новые технологические режимы: поддержание максимально допустимого градиента давления на забое скважины при недостаточной устойчивости коллекторов; постоянной депрессии; режим предельного безводного дебита газовых скважин при наличии подошвенной воды и др.
Рациональным считался режим с максимально допустимым рабочим расходом газа, с учетом ограничивающих природных факторов и исходя из технико-экономического анализа обстановки. При этом потери энергии фильтрующегося газа в пласте учитывались лишь приближенно. Это объясняется тем, что полученные решения являлись аналитическими, основанными на применении приближенных методов решения нелинейных дифференциальных уравнений, описывающих фильтрацию газа и упрощенной схематизации реальных промыслово-геологических параметров, определяющих граничные условия. Схематизации подвергались неоднородность пласта, геометрия фильтрационных потоков и т.д.
Во второй половине 70-х годов прошлого века рядом отечественных исследователей [33, 36, 50, 52, 63] был поставлен вопрос о пересмотре подхода к обоснованию величин, дебитов скважин с целью максимального использования энергии продуктивного пласта в течение всего периода разработки месторождения.
К настоящему времени разработано и предложено множество методов и рекомендаций по обоснованию рациональных режимов работы газовых и газоконденсатных скважин в зависимости от геологического строения месторождения, характеристик пористой среды и пластового флюида, конструкций скважин и ряда других- факторов. Они представлены в работах И.Н. Стрижева, В:Н. Щелкачева, Б.Б. Лапука, С.Ні Закирова, Ю.П. Коротаева, З.С. Алиева, ВІВ. Ремизова, Ю.И. Стклянина, А.П. Телкова и др. В целом1 они следуют трем основным тенденциям [1, 2, 3 и др.]: - независимо от геологических особенностей месторождения рабочие дебиты скважин не должны превышать 10-25% от абсолютно свободного дебита; - скважины должны эксплуатироваться при дебитах, обеспечивающих экономию энергии газа в процессе разработки; - режим эксплуатации каждой скважины должен обосновываться с учетом возможности деформации, разрушения призабойной зоны, образования песчано-жидкостной пробки в интервале фильтра, конуса подошвенной воды, гидратов, выпадения и выноса конденсата из призабойной зоны, емкостным и фильтрационным параметрам залежи, конструкции скважинного оборудования, коррозии, обвязки скважин и др.
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. Старые методы проектирования и управления разработкой оказались неэффективными. В первую очередь обнаружилась недостаточность традиционного моноаспектного, а затем и сменившего его комплексного подхода.
В конце 80-х годов начинается третий этап развития технологии разработки месторождений углеводородного1 сырья. Для него характерно внедрение идей и методов системного анализа, системотехники, кибернетики. Все более широкое признание и распространение в естественных и технических науках получает системная методология, как средство изучения и проектирования сложно организованных объектов. Данный этап может быть назван этапом системной технологии разработки. Переход к нему стал возможен во многом благодаря достижениям в области компьютерных технологий, позволивших программно реализовать средства системного анализа (методы обработки информации), и перейти к созданию интегрированных систем автоматизированного проектирования и управления разработкой газовых месторождений [12, 21, 31, 45, 57, 58].
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, и связанные с этим, высокая обводненность продуктивных пластов и добывающих скважин, большой фонд бездействующих скважин, увеличение числа капитальных ремонтов и другие факторы.
Проблемами стадийности обустройства и разработки месторождений в свое время занимались А.П. Крылов. и С.Н. Закиров, 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 [40, 48, 80, 81], где показана целесообразность использования этапа опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ) при освоении месторождений севера Западной Сибири. Причем в трудах О.М. Ермилова, Е.М. Нанивского, В.К. Голубкина [19, 57, 68] показано, что при отборе более 40% от начальных запасов газа, дополнительное бурение экономически неоправданно.
Изученность параметров продуктивных пластов
На Юрхаровском месторождении диапазон глубин продуктивных отложений, составляет 1060-3200 м. Выделены 15 продуктивных пластов, содержащих одну газовую (пласт ПКі), 11" газоконденсатных (пласты ITKig, ПК,9, АУ7, БУ,_2, БУ3, БУ5, БУ5\ БУ62, БУ8, БУ9\ БУ92) и три нефтегазоконденсатных залежи (пласт БУ8\ БУв и БУ8").
Выделение продуктивных пластов основывалось на комплексе геолого-геофизических данных, основными из которых являются наличие в разрезе коллекторов и покрышек и единого гипсометрического положения ГВК или ВНК в случае нефтегазоконденсатной залежи.
Для создания геологической модели по продуктивным пластам Юрхаровского месторождения были использованы материалы по 29 поисково-разведочным и 16 эксплуатационным скважинам.
Керн отобран в 28 скважинах. Суммарная проходка с отбором керна по Юрхаровскому месторождению составила 2451м, линейный вынос керна-1576м, что составляет 64,3% к проходке. За период, прошедший после первого подсчета запасов (1992г.), количество исследованных керном скважин: увеличилось от 23 до 28. Суммарный вынос керна увеличился на 354,8 мили на 29,1%.
Освещенность керном рассматриваемых продуктивных пластов-, неравномерная. Лучше изучены керном отложения пласта БУї , БУ8 , БУ8 , БУ9 . Плохо освещены керном пласты БУ3, БУ82 и БУ92. Керн не отобран с пласта ПК19.
Лабораторные исследования в соответствующих пластах проведены в образцах керна в 24 скважинах. За прошедший период после последнего подсчета запасов, лабораторные исследования керна проведены в скважинах 310 и . 132, количество исследованных образцов на» определение фильтрационно-емкостных свойств увеличилось на 44,7 % (596 образцов). Увязка керна с геофизической характеристикой разреза проведена с использованием программы «Geoffice Solver». Для первичной увязки керна с каротажем в разрезе выбраны прослои пород, однозначно опознаваемых как по керну, так и по каротажу (карбонатные прослои, песчаники и аргиллиты значительной толщины). После увязки этих реперов, керн данного интервала автоматически был смещен на определенное количество метров вверх или вниз по разрезу.
С целью изучения литологического состава пород были использованы материалы по гранулометрическому, минералогическому анализу пород и описание шлейфов.
Коэффициенты пористости коллекторов определялись по образцам керна и результатам ГИС. Сопоставимость результатов определения коэффициентов пористости по данным ГИС и керна хорошая (таблица 2.2).
Образцы керна выборочно и не достаточно равномерно характеризуют коллекторы изучаемых пластов. Материалы каротажа дают более полную характеристику вскрытой скважинами толщины пласта, поэтому при подсчете запасов использовались значения параметра, определенные по ГИС.
Изученность категории Сг практически нулевая, как по площади, так и по разрезу. В связи с этим был применен наиболее надежный способ, основанный на оценке средневзвешенных параметров независимо от категории, т.е. по всей выборке (13 скважин) [32, 35].
Проницаемость коллекторов подсчетных объектов Юрхаровского месторождения определялась по керну, данным испытания (таблица 2.3). Также проницаемость оценивалась по материалам ГИС по зависимости Кпр = ґ(Кпзф).
По данным ГИС была охарактеризована нефте-газонасыщенность большей части продуктивного разреза, по которому есть достоверные определения удельного электрического сопротивления, а образцы керна лишь выборочно характеризуют отдельные пропластки» или даже разности коллектора внутри отдельных пропластков. Иными словами охарактеризованность нефте- и газонасыщенности разреза по данным! ГИС значительно превышает охарактеризованность по керну.
В тех случаях, когда часть залежи оказалась не охарактеризованной (или выборка данных очень, незначительна), то нефте-газонасыщенность принималась по аналогии с изученной частью залежи.
При выделении коллекторов помимо данных ГИС, в обязательном порядке учитывались также результаты опробования, описания керна, данные лабораторных определений физических свойств и гранулометрического состава пород. Предварительно проводилась, увязка керна с каротажными диаграммами- с целью определения его истинного-положения в разрезе. При этом в качестве реперов использовались литологические разности, наиболее однозначно выделяемые в керновом материале и по каротажу (карбонатные и глинистые прослои, мощные слои песчаников и .т.д.). При увязке керна учитывались также результаты его лабораторных исследований.
Обработка результатов исследования керна включала в себя расчет средних значений пористости и проницаемости для интервалов, выделенных в качестве эффективных толщин и охарактеризованных определениями коллекторских свойств, а также в целом по залежи. 2.2 Физико-химическая характеристика углеводородов
Промысловые газоконденсатные исследования впервые проведены в период с 1974 по 1993 годы в 12 разведочных скважинах и в 10 скважинах в период эксплуатации Юрхаровского месторождения. Наиболее полно охвачены исследованиями залежи пластов БУ[_2 и БУ8 . Газоконденсатные исследования по пластам БУ3, БУ5 и БУ51 не проводились. Результаты промысловых газоконденсатных исследований скважин представлены в таблицах 2.5 и 2.6 Результаты определения состава пластового газа приведены в таблице 2.7.
ПКі8. Газоконденсатные исследования залежи пласта ПКі8 проведены в скважине 100. Выход стабильного конденсата составил 66 см /м . Потенциальное содержание в пластовом газе углеводородов С5+ равно 52.8 г/м3.
АУ7. Залежь пласта АУ7 исследована на газоконденсатность в скважине 107 (интервал перфорации 2043-2050м). Выход стабильного конденсата составил на различных режимах от 62.6 до 66.3 см /м . Состав пластовой смеси не рассчитан, так как не определен состав газа сепарации. По результатам промысловой сепарации и лабораторной дегазации рассчитано потенциальное содержание С5+ в пластовом газе 51.2 г/м. В 1992г. проведено еще 1 обследование этой же скважины. Выход стабильного конденсата получен на таком же уровне - 66.5-77.5 см /м . Состав пластового флюида не определялся. Скважина 107 с другим интервалом перфорации (2043-2050м) обследована в 1990 г. Выход стабильного конденсата изменялся в очень широком интервале 78.6-133.1 см3/м3 при разных режимах работы скважины, что снижает достоверность исследований.
Анализ действующей схемы контроля за разработкой
Следует отметить, что комплекс мероприятий по контролю за динамикой пластового давления, предусмотренный «Коррективами ...», в полной мере выполняется только по фонду эксплуатационных скважин. Наблюдения за пластовым давлением и изменением насыщенности на периферийных участках отдельных залежей не проводились в связи с нерешенным недропользователем вопросом об аренде или окончательном выкупе скважин, которые в настоящее время относятся к нераспределенному фонду.
Как видно из таблицы, вариантом контроля) за изменением насыщенности может быть использование эксплуатационных скважин. Однако, требования-большинства методик по интерпретации ГИС-контроля говорят о том, что наблюдательные скважины за ГВК должны быть обсаженными, неперфорированными, заполненные средой, в условиях которой проведен фоновый замер радиоактивными методами. Поэтому использование эксплуатационных скважин для контроля насыщенности через несколько колонн и НКТ крайне не рекомендуется.
В настоящее время планируется бурение пяти разведочных скважин на юрские и ачимовские отложения: 133, 134, 136, 137 (наклонно-направленная), 130 (наклонно-направленная, восточный берег). После бурения и испытания эти скважины, необходимо оставить глухими в интервале неокома и использовать для контроля насыщенности.
Таким образом, даже с использованием новых разведочных скважин (глухих), охваченность контролем останется низкой. А контроль пластового давления вообще будет осуществляется в полной мере только по первому объекту разработки, что явно недостаточно.
В процессе эксплуатации месторождения предусматривается одновременное вскрытие всех пластов внутри объектов БУз-6 и БУ8-9- Как показали расчеты на модели, пласты БУ8.9 отрабатываются неравномерно уже сегодня. В ближайшем будущем возникнет острая необходимость контролировать давление по разрезу, поскольку существует целый ряд негативных моментов, которые сопровождают неравномерную отработку пластов, главным из которых является быстрый темп падения пластового давления.
Оборудование универсальной скважины Необходимо рассмотреть возможность переоборудования разведочных скважин, в которых ранее проведены испытания нескольких объектов. Реализация комплекса таких мероприятий на нескольких скважинах (в том числе разведочных) позволила бы полностью решить вопрос контроля давления.
С учетом введения инновационной технологии, система контроля за разработкой выглядит так: 1. Кроме выше перечисленных пяти новых скважин (на ачимовские отложения) необходимо пробурить дополнительно еще три наблюдательные скважины: 1-Рн (остров, контроль давления все объекты), 2-н (район скважины №100, контроль давления все объекты валанжина). 2. Для контроля за насыщенностью использовать все разведочные скважины 133, 134, 136, 137, а скважину 130-р - оборудовать для контроля за давлением объектов валанжина со стороны восточного берега Тазовской губы. Скважина 132 ранее обозначена как эксплуатационная. 3. Скважины 103, 95, 90, 102 использовать для контроля за давлением одновременно во всех пластах валанжина. Скважины 94,96,89 использовать только для контроля давления в ПКі. 4. В случае успешной апробации технологии, предусмотреть также использование дополнительных скважин 92, 99, 114, 106 для контроля за давлением в удаленных районах четвертого и шестого объектов. 5. В 12-ти эксплуатационных скважинах необходимо вскрыть только определенные пачки (внутри объектов АУ7, БУ ) или пласты (в объектах БУз-б, БУ8.9) для контроля давления по разрезу непосредственно в эксплуатационном поле: АУ7: Модельные расчеты показывают, что объект, возможно, будет отрабатываться неравномерно. На этот пласт планируется еще три скважины (№№272, 273, 274). В одной из них (№272) необходимо вскрыть только нижнюю пачку (верхнюю оставить изолированной). БУ].2 . Прогнозируется равномерная отработка разреза - пласт однородный, выдержанный. В рекомендуемом варианте горизонтальные участки расположены сразу под кровлей. Чтобы убедиться в хорошем дренировании по разрезу для контроля нижней пачки можно использовать скважины 226 и 223 (горизонтальный участок - в нижней пачке, верх -цементируется).
По объектам АУ7, БУ]_2 используются также «универсальные» наблюдательные скважины, в которых наблюдение за давлением нужно вести в каждой пачке (2-3 пачки). БУ3.6: Схема вскрытия в рекомендуемом варианте предусматривает не одновременное вскрытие всех пластов. БУ8.9: В некоторых скважинах объекта необходимо сделать как в БУ3 6, т.е вскрывать только пласт в интервале горизонтального окончания, а верхние пласты цементировать и не перфорировать. Тогда появится возможность отслеживать неравномерность давления по разрезу в эксплуатационном поле. БУ8.0: вскрывается всеми скважинами. БУ8.і: не вскрывается пласт БУ8.0 в скважинах 301, 326. БУ8.2: вышележащие пласты не вскрываются в скважине 306. БУ8.3: вышележащие пласты не вскрываются в скважинах 311, 322. БУ9-і: вышележащие пласты не вскрываются в скважинах 309, 328, 323. БУ9-2- вышележащие пласты не вскрываются в скважине 325. Очевидно, что рассмотренный вариант системы контроля за разработкой Юрхаровского месторождения потребует значительных затрат. В этой связи следует повышать эффективность гидродинамического контроля фильтрационных свойств пласта. 3.2 Анализ динамики снижения пластового давления
На Юрхаровском месторождении выполняется традиционный комплекс мероприятий по контролю за разработкой. Основными задачами контроля являются максимальное изучение месторождения, выявление особенностей его разработки. По результатам контроля разрабатывается комплекс мероприятий по повышению эффективности дальнейшей эксплуатации залежей и рациональному использованию недр.
Основными методами контроля на этапе ОПЭ являются регулярные наблюдения за технологическими режимами работы скважин, текущей газоконденсатной характеристикой эксплуатационных объектов и залежей, входящих в них, вторжением и продвижением пластовой воды, изменением пластового давления по площади и разрезу объектов и изучение характера отработки продуктивных пластов в процессе их эксплуатации.
В качестве эффективного инструмента для контроля за разработкой рекомендуется использовать постоянно-действующую трехмерную газогидродинамическую модель месторождения, максимально учитывающую поступающую геолого-промысловую информацию, которая регистрируется фондом эксплуатационных и разведочных скважин, расположенных внутри эксплуатационного поля и за его пределами. Необходимым условием получения достаточно надежной информации по текущим пластовым давлениям в скважинах является обязательное проведение глубинных замеров.
Следует отметить, что комплекс мероприятий по контролю за динамикой пластового давления, в полной мере выполняется только по фонду эксплуатационных скважин. Наблюдения за пластовым давлением на периферийных участках отдельных залежей предусматривались в нескольких разведочных скважинах, расположенных на территории Юрхаровского лицензионного участка. Однако, замеры не проводились в связи с нерешенным недропользователем вопросом об аренде или окончательном выкупе скважин, которые в настоящее время относятся к нераспределенному имуществу государственной казны Российской Федерации. "
Частичное решение проблемы контроля пластового .давления на периферийных участках месторождения стало возможным с помощью постоянно-действующей газогидродинамической модели, адаптированной по динамике замеров в- эксплуатационном поле: Результаты корректировки фильтрационно-емкостных свойств исходной цифровой геологической модели, полученные в. процессе адаптации, позволяют выявить ряд статистических закономерностей (например, необходимость уменьшения проницаемости в-районе всех эксплуатационных скважин). С определенной степенью точности полученные закономерности можно перенести на удаленные районы пластов.
Анализ текущего состояния разработки
Месторождение введено в разработку в январе 2003 года. Сейчас в опытно-промышленной эксплуатации находятся 8 залежей: БУ8_9 (в т.ч. пласты БУ8, БУ8 , БУ82, БУ8\ БУс,1), БУ,.2, АУ7, и ПК,. Эксплуатационный фонд составляет 19 скважин, в том числе одна скважина (107-р, сеноман) переведена из разведочного бурения.
В разработке находятся 4 объекта (ПКЬ АУ7, БУ]_2, БУ8-9) В целом по Юрхаровскому месторождению фактический накопленный отбор сухого газа составил 25.97 млрд.м , стабильного конденсата -1.996 млн.т.
Газовая залежь пласта ПК] рассматривается как самостоятельный эксплуатационный объект, залегающий в интервале глубин а.о. -1040-1125 м. Эффективная газонасыщенная толщина по разведочным скважинам залежи пласта ПК] изменяется в диапазоне 1.8 + 60.3 м. Начальные проектные дебиты скважин определены на уровне 820 тыс.м/сут. Эксплуатационный фонд скважин - 13 единиц. Все эксплуатационные скважины с горизонтальными окончаниями.
Годовые отборы газа на период с 2004 по 2005 гг. не достигают проектных показателей, главным образом, из-за ограничений внешнего транспорта. Как видно из рисунка 4.1 в период 2004-2005 гг наблюдаются также несоответствия между квартальными отборами газа и дебитами скважин. Это объясняется тем, что фактически снижение отборов достигалось остановкой скважин, в то время как по проекту в летние месяцы должны были работать все скважины, но с меньшими дебитами. В 2006 году ограничения по добыче на эксплуатационных скважинах отсутствовали, поэтому на 1.10.2006 г. фактический годовой отбор газа превысил проектный на 6,10 %, однако проектный уровень накопленного отбора так и не был достигнут.
Объект 3 - пласт А У7 Газоконденсатная залежь пласта АУ7 залегает в интервале глубин абсолютных отметок -1960-2417 м. Эффективные газонасыщенные толщины по пласту АУ7 изменяются от 3.0 до 42.6 м. Начальное пластовое давление 20.84 МПа.
Начальные дебиты скважин определены на уровне 1288 тыс.м/сут. Планируемый эксплуатационный фонд скважин на объект -5 ед. Все проектные эксплуатационные скважины по конструкции горизонтальные.
В рассматриваемый период по газоконденсатному объекту АУ7 отобрано 3.20 млрд.м3 «сухого» газа, 0.207 млн.т жидких УВ.
Газоконденсатная залежь пласта БУі_2 залегает в интервале а.о. -1960-2417 м. Эффективные газонасыщенные толщины по пласту БУі_2- от 5.4 до 86.8 м. Начальное пластовое давление по пласту БУ .2 составляет 23.65 МПа.
За рассматриваемый период по газоконденсатному объекту БУ[_2 отобрано - 20.07 млрд.м3 «сухого» газа, 1.693 млн.т С5+в- Среднегодовые дебиты газа растут и изменяются от 1473 тыс.м3/сут в 2003 году, 1780 тыс.м3/сут в 2004 году, 2007 тыс.м3/сут в 2005 году, до 1972 тыс.м3/сут за 9 месяцев 2006 года. По стабильному конденсату дебиты изменялись от 133т/сут в 2003 году, 153 т/сут в 2004 году, 164т/сут в 2005 году, до 160 т/сут за 9 месяцев 2006 года.
Накопленный отбор «сухого» газа и Cs+в ПО объекту БУі_2 за период ОПЭ составил 101,07 и 105,54% от проекта, соответственно.
В целом, по четвертому эксплуатационному объекту наблюдается практически 100%-е выполнение проектных решений и соответствие основных показателей разработки. Объект БУ8_9 включает в себя нефтегазоконденсатные залежи пластов БУ8 , БУ8 , БУ8 и газоконденсатные залежи пластов БУ8 , БУ9 . Объект залегает в интервале а.о. -2690.0-2905.0 м и вскрываются скважинами одновременно. Эффективные газонасыщенные толщины в скважине 314 по пластам составляют: по БУ8 - 7.4 м, по БУ81 - 26.4 м, по БУ83 - 8.9 м, по БУд1 -20.1м.
Общий планируемый эксплуатационный фонд скважин - 21 ед. На шестой объект пробурены три эксплуатационных скважины № 310, 312, 314. Начальное пластовое давление по объекту БУ8.9 определено в значениях 28.19-29.82 МПа.
Объект эксплуатации БУ8.9 характеризуется ухудшенными коллекторскими свойствами по сравнению с другими объектами. Средний дебит скважин по «сухому» газу за период работы изменялся от 565 тыс.м /сут в 2003 году до 677 тыс.м /сут в 2006 году.
За рассматриваемый период по объекту разработки отобрано 0,91 млрд.м «сухого» газа и 96.16 тыс.т С5+в. Накопленный отбор «сухого» газа по объекту составляет 99 % от проектного, а отбор С5+в составил 116 % от проектного уровня.
В процессе всего периода опытно-промышленной эксплуатации, по шестому объекту наблюдаются расхождения в проектных и фактических значениях отборов С5+в. Это объясняется постоянно уточняющейся газоконденсатной характеристикой пластов БУ . Так, например, в последнем проектном документе для расчета технологических показателей разработки величина потенциального содержания конденсата принята на уровне 98-102 г/м, а по последним газоконденсатным исследованиям потенциал С5+В составляет 120-136 г/м в основных пластах.
Следует отметить существенные расхождения между величинами расчетных (проектных) и фактических пластовых давлений, особенно к текущей дате.
Одним из объяснений этому являются различные интерпретации понятия «пластовое давление». Проектные технологические показатели разработки содержат средние величины давлений в ячейках модели, окружающих работающие скважины, в то время как фактически наблюдаемые давления получены после достаточно длительных остановок скважин. В процессе остановок на статику давление восстанавливается до значений, превышающих давление в околоскважинной зоне в процессе работы. С учетом того, что фильтрационные свойства коллекторов объекта БУ8-9 значительно хуже (депрессионные воронки глубже), нежели по остальным эксплуатационным объектам, данное обстоятельство вносит хорошо прослеживаемую погрешность, зависящую от размеров ячеек, в которых расположены моделируемые скважины.
С другой стороны, причиной расхождения проектных и фактических значений среднего пластового давления может быть неравномерная отработка пластов объекта по вертикали. Все три эксплуатационные скважины вскрывают одновременно пять-шесть пластов (в скважинах 310 и 314 возможен заколонный переток газа из пласта БУ9-2), которые отличаются своими фильтрационными характеристиками. Газодинамические расчеты показывают, что в этом случае падение давления в пластах с низкими коллекторскими свойствами (БУ8.2, БУз-з) происходит медленнее. В результате остановок скважины для замера пластового давления происходит межпластовый переток газа из пластов с более высоким давлением. Соответственно на забое скважины наблюдается более высокое давление, которое принимается как пластовое.
