Разработка методов прогноза обводнения газовых залежей и скважин на базе композиционных гидродинамических моделей Усачев Владислав Дмитриевич

Содержание к диссертации

Введение

Глава 1. Геологические и гидрогеологические условия разработки уникальных месторождений севера Западной Сибири 11

1.1. Общие сведения о районе 11

1.2. Краткий геологический обзор 14

1.3. Гидрогеологическое строение Западно-Сибирской синеклизы 18

1.4. Литологическое строение апт-сеноманского водоносного комплекса 20

1.5. Начальный гидродинамический фон апт-сеноманского водоносного комплекса .33

1.6. Гидрохимическая зональность пластовых вод сеноманского водоносного горизонта 39

1.7. Водорастворенный газ и его роль при разработке уникальных Месторождений Западной Сибири .42

Глава 2. Композиционное гидродинамическое моделирование разработки газовой залежи водоплавающего типа 49

2.1. Анализ факторов, влияющих на обводнение газовых залежей 49

2.2. Построение геологической основы композиционной гидродинамической модели .51

2.3. Математический алгоритм композиционной гидродинамической модели .53

2.4. Адаптация композиционной гидродинамической модели и определение проницаемости сеноманского водоносного горизонта на примере эксплуатации Ямбургского НГКМ 61

2.5. Прогноз обводнения сеноманской залежи Ямбургского НГКМ 67

Глава 3. Исследование закономерностей обводнения сеноманской газовой залежи .72

3.1. Определение характера обводнения эксплуатационных скважин по результатам гидрохимического контроля 72

3.2. Корреляционные зависимости подъема газоводяного контакта по наблюдательным скважинам залежи ПК1 (сеноман) Ямбургского НГКМ 79

Глава 4. Проблемы очистки эксплуатационных скважин от технических и конденсационных вод на Бованенковском НГКМ .86

4.1. Анализ существующих методик расчета скоростей движения двухфазных потоков 91

4.2. Построение композиционной гидродинамической модели одновременной совместной эксплуатации неоднородных пластов. 93

4.3 Анализ результатов композиционного гидродинамического моделирования 99

Заключение 106

Список литературы 108

• Литологическое строение апт-сеноманского водоносного комплекса
• Математический алгоритм композиционной гидродинамической модели
• Определение характера обводнения эксплуатационных скважин по результатам гидрохимического контроля
• Анализ результатов композиционного гидродинамического моделирования

Введение к работе

Актуальность темы.

Уникальные верхнемеловые залежи Западной Сибири на протяжении долгих лет обеспечивают основной объем добычи природного газа в Российской Федерации. Длительная эксплуатация месторождений-гигантов тесно связана с естественным процессом обводнения сеноманских залежей в процессе их разработки. Внедрение воды в залежь приводит к обводнению эксплуатационных скважин и оказывает негативное влияние на технологию подготовки газа к транспорту, что осложняет и удорожает процесс добычи газа. Поэтому повышение обоснованности прогноза внедрения пластовых вод в разрабатываемую залежь и эксплуатационные скважины является актуальной и практически важной задачей.

В настоящее время универсальные надежные методы прогнозирования обводнения отсутствуют, так как большинство исследователей делают акцент на газовой составляющей разработки месторождения, в меньшей степени уделяя внимание состоянию водоносной части пласта. В диссертационном исследовании подробно рассматриваются гидрогеологические особенности разработки газовых залежей водоплавающего типа и определяются фильтрационные свойства пород в обводненной части продуктивного пласта.

Наличие жидкости на забое эксплуатационных скважин объясняется не только природными геолого-гидрогеологическими факторами, но и обусловлено техногенным воздействием, что также необходимо учитывать при разработке продуктивных залежей. В процессе проведенных исследований обоснованы новые методические подходы к прогнозированию обводнения залежей и отдельных скважин на основе построения композиционных геолого-гидродинамических моделей, которые показали высокую сходимость с фактическими показателями разработки уникальных месторождений Надым-Пур-Тазовского региона и полуострова Ямал.

Степень разработанности темы.

Проблемам гидродинамического моделирования разработки газовых залежей водоплавающего типа на месторождениях Западной Сибири посвящены труды известных российских и зарубежных авторов: Бузинова С.Н., Ван Эвердингена А.Ф., Васильева Ю.Н., Гереша П.А., Ермилова О.М., Закирова С.Н., Ильченко В.П., Картера Р., Корценштейна В.Н., Малыха А.С., Маслова В.Н., Перемышцева Ю.А., Перепеличенко В.Ф., Пономарева А.И., Степанова Н.Г., Трейси Г., Фетковича М., Хейна А.Л., Херста В., Шеберстова Е.В., Щелкачева В.Н., Ширковского А.И. и др. Изучение и анализ литературы показывают, что на сегодняшний день ученые не обладают требуемым количеством и качеством фактического материала о геологическом строении и фильтрационно-емкостных свойствах аквифера , что осложняет процесс подготовки исходных данных для выполнения долгосрочных прогнозов внедрения пластовых вод при разработке газовых залежей. Построение композиционных геолого-гидродинамических моделей разработки газовых залежей впервые позволяет определить фильтрационные свойства сеноманского

аквифер - водоносная толща горных пород, подстилающая газовую залежь и гидродинамически связанная с ней

водоносного горизонта на примере эксплуатации Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения (далее НГКМ), используя решение обратных задач гидродинамики.

Обводнение газовых скважин связано не только с подтягиванием краевых и подошвенных вод, но и со скоплением техногенных жидкостей на забое скважин. Вопросы теории и практики расчета скоростей движения газа, необходимых для выноса жидкости, разработаны в трудах отечественных и зарубежных исследователей: Алескерова С.С., Алиева З.С., Белова В.И., Великовского А.С., Власенко А.П., Гусейн-Заде З.И., Даклера А., Джонса П., Длана Д., Дурицкого Н.Н., Игнатенко Ю.К., Ильковского К.Б, Кожевникова Б.Н., Лютомского С.М., Тэрнера Р., Хаббарда М., Чашкина Ю.Г., Ширковского А.И., Эмануилова Р.Б., Юшкина В.В. Анализ существующих методов определения минимальной необходимой скорости показал, что разработанные формулы справедливы для конкретных месторождений и в ограниченных диапазонах изменения параметров (термобарических условий, расхода газа и жидкости, типов жидкости и т.д. Для условий разработки продуктивных залежей ТП_1-6 Бованенковского НГКМ впервые проведена оценка скоростей движения газа, необходимых для выноса техногенной жидкости, на базе создания композиционных геолого-гидродинамических моделей одновременной совместной эксплуатации продуктивных пластов.

Цель работы.

Повышение эффективности разработки газовых залежей водоплавающего типа путем предупреждения раннего обводнения эксплуатационных скважин, основанного на прогнозе появления жидкости на забое скважин, с помощью композиционных гидродинамических моделей.

Основные задачи исследований.

Для достижения цели были поставлены и решены следующие задачи:

1. Анализ гидрогеологического строения апт-сеноманского водоносного комплекса Западной Сибири.

2. Моделирование влияния водонапорной системы апт-сеноманского водоносного комплекса на разработку сеноманской газовой залежи по данным геофизических и гидродинамических исследований.

3. Разработка метода определения фильтрационных свойств водоносной сеноманской толщи на примере Ямбургского НГКМ.

4. Оценка влияния количества и толщины глинистых прослоев на подъем газоводяного контакта (далее ГВК) сеноманской залежи на примере Ямбургского НГКМ.

5. Анализ текущего состояния разработки залежей ТП_1-6 Бованенковского НГКМ.

6. Определение добычных возможностей интервалов перфорации наклонно-направленных скважин при одновременной совместной эксплуатации продуктивных пластов ТП_1-6 Бованенковского НГКМ.

7. Разработка метода оценки скоростей движения газа, необходимых для
выноса жидкости из забоя в наклонно-направленных эксплуатационных скважинах
Бованенковского НГКМ.

Научная новизна работы.

Разработана композиционная геолого-гидродинамическая модель разработки газовой залежи водоплавающего типа в целях борьбы с обводнением эксплуатационных скважин. На основе этой модели впервые определены фильтрационные свойства аквифера по всей площади газовой залежи. Полученные интегральные параметры (пьезопроводность, проницаемость) позволяют выполнить долгосрочный прогноз внедрения пластовых вод в газовую залежь, с учетом геологической неоднородности пород-коллекторов, технологического режима разработки залежи, влияния водорастворенного газа и других факторов, влияющих на подъем ГВК.

Разработана композиционная геолого-гидродинамическая модель одновременной совместной эксплуатации неоднородных пластов и апробирована на эксплуатационных скважинах Бованенковского НГКМ. По результатам моделирования рассчитаны добычные возможности (дебиты) вскрытых перфорацией продуктивных пластов.

Дана оценка скоростей газового потока залежей ТП_1-6 в интервалах перфорации наклонно-направленных скважин Бованенковского НГКМ и определены скорости движения газа, необходимые для выноса жидкости с забоя скважин, на основе результатов композиционного гидродинамического моделирования.

Теоретическая и практическая значимость.

Результаты диссертационной работы могут быть использованы для прогноза внедрения пластовой воды при разработке газовых залежей водоплавающего типа. По результатам композиционного моделирования и решения обратных задач гидродинамики построены номограммы распределения фазовой проницаемости сеноманского водоносного горизонта на Ямбургском НГКМ.

Даны рекомендации по удалению жидкости из забоя эксплуатационных скважин Бованенковского НГКМ, пробуренных на основную залежь ТП_1-6. Рекомендации направлены в ООО «Газпром добыча Надым» и вошли в итоговый отчет в рамках выполнения договора «Авторский надзор за реализацией "Коррективы к проекту разработки сеноман-аптских залежей Бованенковского НГКМ" в 2016 году.

Методы исследования.

В диссертационной работе при решении поставленных задач использовались методы статистической обработки данных по эксплуатационным скважинам, теоретические основы газогидродинамики, методы обработки и интерпретации промыслово-геофизического и гидрохимического контроля, результаты гидродинамических исследований скважин, а также методы математического моделирования.

Защищаемые положения.

1. Композиционная гидродинамическая модель разработки газовой залежи водоплавающего типа, позволяющая выполнить прогноз внедрения пластовых вод при эксплуатации залежи.

2. Метод определения фильтрационных свойств (пьезопроводность, проницаемость) пород сеноманского водоносного горизонта по всей площади месторождения.

3. Композиционная гидродинамическая модель одновременной совместной эксплуатации продуктивных пластов, позволяющая рассчитать добычные возможности каждого продуктивного пласта скважины.

4. Метод оценки скоростей движения газа в эксплуатационной колонне, необходимых для выноса техногенной жидкости с забоя скважин.

Степень достоверности и апробация результатов.

Достоверность проводимых в работе расчетов обеспечивалась современными методами математического анализа. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались:

1. На V открытой научно-технической конференции молодых специалистов и работников «Инновации молодежи – потенциал развития нефтегазовой отрасли», ООО «Газпром добыча Астрахань», г. Астрахань, 2013 г.

2. На III Научно-техническом семинаре «Актуальные вопросы разработки месторождений углеводородов», ООО «Газпром ВНИИГАЗ», г. Москва, 2013 г.

3. На Юбилейной 70-й международной молодежной научной конференции «Нефть и газ 2016», приуроченной к III Национальному нефтегазовому форуму, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2016 г.

4. Внутренней молодежной научно-практической конференции ООО «Газпром ВНИИГАЗ» «Инновации сегодня и завтра – миссия молодых ученых», ООО «Газпром ВНИИГАЗ», г. Москва, 2016 г.

5. На 71-й международной молодежной научной конференции «Нефть и газ 2017», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2017 г.

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 10 научных работ, из них: 3 статьи – в рецензируемых научных изданиях, входящих в перечень ВАК. Основные результаты исследований и положения диссертационной работы докладывались на конференциях и семинарах различного уровня.

Объем и структура диссертации.

Литологическое строение апт-сеноманского водоносного комплекса

Объем активных подземных вод, имеющих гидродинамическую связь с залежами углеводородов, определяется мощностью (толщиной) водоносного комплекса, в который входят газопродуктивные отложения, и его площадью распространения. Выделение верхнего водоупора (водоупорного комплекса), ограничивающего водоносный комплекс сверху, как отмечалось, не вызывает затруднений, так как он представлен мощной толщей глин турон-олигоценового возраста (800 м). Вторым явным, хотя и менее мощным (300-600 м) водоупорным комплексом в разрезе осадочного чехла синеклизвы является толща глин верхнеюрского-нижневаланжинского возраста. Между этими двумя региональными водоупорными комплексами выделяются еще две менее мощные и выдержанные водоупорные толщи. Это – толща глин нижнеаптского возраста (K1a) и толща глин хантымансийской свиты (K1al) мощностью 100-150 м. На севере Западно-Сибирской синеклизы нижнеаптский водоупор четко не прослеживается [12]. Что же касается глин хантымансийской свиты (K1al), то в Надым-Тазовском междуречье и более северных районах, в отличие от южных, они опесчаниваются и сокращаются в мощности до 20-30 м, в результате чего эта толща теряет свои флюидоупорные свойства. Все это вместе взятое позволяет рассматривать отложения неокома и апт-сеномана на севере синеклизы, и, в частности, в районе крупнейших газовых месторождений: Медвежьего, Ямбургского и Уренгойского в качестве единого водонапорного комплекса, верхним ограничением которого является толща турон-нижнеолигоценовых глин мощностью до 800 м (турон-палеогеновый водоупорный комплекс), а нижним – толща преимущественно глинистых отложений нижнего мела и верхней юры мощностью до 300-600 м (верхнеюрско-нижневаланжинский водоупорный комплекс).

В отличие от исследователей [12], проводивших региональное изучение гидрогеологии Западно-сибирского нефтегазоносного бассейна, включая гидрогеологическую стратификацию разреза осадочного чехла, авторы подсчета запасов газа Уренгойского месторождения [64] при детальном изучении его геологического строения приходят к несколько иному выводу. По их мнению, в районе Уренгойского и соседних месторождений, в отличие от более опесчаненных разрезов Тазовского района, водонапорный комплекс, в который входят газопродуктивные отложения сеноманского яруса, может быть ограничен апт-альбскими отложениями включительно, хотя на отдельных участках эта наиболее песчаная и проницаемая часть нижнемелового разреза может иметь гидродинамическую сообщаемость с нижележащими проницаемыми пластами верхнего валанжина-баррема.

В пользу такого заключения обычно приводятся отличия в гидрохимической характеристике и характере нефтегазоносности апт-сеноманской и неокомской частей разреза. Учитывая изложенное, в качестве рабочей схемы принимается гидрогеологическая стратификация разреза, предложенная авторами подсчета запасов газа [64], согласно которой сеноманские газопродуктивные отложения являются составной частью апт-сеноманского водонапорного комплекса.

В северных районах синеклизы этому комплексу стратиграфически соответствуют отложения покурской свиты (K1a-K2с), которые накапливались в континентальных условиях и представлены чередованием песков, песчаников, алевролитов и глин. Пески и песчаники светло-серые и серые, алевритистые, песчанистые. Пласты песчаников и глин не выдержаны как по мощности, так и простиранию. Общая мощность комплекса составляет 700-850 м, кровля его залегает на глубинах от 40-50 до 1300 м.

При анализе исходной геологической информации выявлено, что в наибольшей степени изучена литолого-физическая характеристика пород верхней газопродуктивной части комплекса (K2с), причем интервал досконального изучения определялся высотой газовых залежей. Так, например, на Уренгойском месторождении этаж газоносности в сводовой части газовой залежи охватывает осадки сеноманского яруса почти полностью и составляет в разведочных скв. 28 – 220,9 м, скв. 84 – 227,8 м, а в присводовых эксплуатационных скважинах 205-215 м. В то же время по периферии месторождения он снижается до 96,6 м на Ен-Яхинской площади и до 82 м на Песцовой площади. Сходная картина наблюдается и на Ямбургском месторождении: в своде складки этаж газоносности равен 195,4 м (скв.1), а на периферии – 58,4 м (Харвутинская площадь, скв.22).

Согласно [62] породы верхней (газопродуктивной) части изучались как по керну, так и геофизическими методами. Образцы керна подвергались гранулометрическому, минералогическому и петрографическому изучению, в них определялась открытая пористость, проницаемость, остаточная водонасыщенность. Для большей представительности полученных результатов были пробурены специальные скважины на не фильтрующемся растворе, керн из которых подвергался особо тщательному доскональному изучению, а затем результаты такого изучения с соответствующими поправочными коэффициентами переносились на керн, полученный из скважин, пробуренных на глинистом растворе.

Для собственно сеноманских отложений также как и для отложений всего апт-сеноманского комплекса характерна значительная неоднородность. Разрез продуктивной толщи представляет собой переслаивание мощных песчано-алевритовых пластов с пачками алеврито-глинистых пород при подчиненной роли глин и линзовидном залегании их. В разрезах сеноманской продуктивной толщи Уренгойского месторождения мощность (толщина) пластов газонасыщенных коллекторов колеблется от 0,4 до 10-40 м, а слоев глинистых и карбонатных (плотных) пород, не внесенных в эффективные мощности (толщины), измеряется от 0,4 до 5-8 м, достигая в единичных скважинах – 11,4 м (скв.38). В целом же по Уренгойской газовой залежи, включая Ен-Яхинскую и Песцовую площади, доля коллекторов в разрезах отдельных скважин составляет 60-100% от общей газонасыщенной мощности (толщины) и только в скважинах 116 и 117 она снижается до 29-31%. Совпадение общей и эффективной газонасыщенных мощностей (100%) характерно для скважин, в которых вскрыта незначительная часть разреза (до 10 м) сеноманских отложений. В среднем же по залежи проницаемые породы составляют 81,4% от общей мощности продуктивного разреза вскрытого скважинами. Песчанистость разреза продуктивных отложений сеномана на Уренгойском месторождении увеличивается от крыльев к своду складки, причем изолинии песчанистости конформны изогипсам кровли и контуру ГВК (при исключении из построенной скважины со 100% эффективной мощностью).

На Ямбургском месторождении мощность (толщина) газонасыщенных коллекторов изменяется от 0,4 до 45,0 м, а глинистых разностей от 0,4 до 18,0 м. В разрезах отдельных скважин на долю газонасыщенных коллекторов приходится от 57 до 100%, а в скв. 23 – 43,5%. Как и на Уренгойском месторождении 100% газонасыщенная мощность характерна для периферийных скважин, вскрывших лишь незначительную часть сеноманских отложений (до 10 м). В среднем проницаемые породы составляют 77,7% от общей мощности продуктивного разреза, вскрытого скважинами на Ямбургском месторождении. Так же как и на Уренгойском месторождении общая глинизация разреза возрастает вниз по падению пластов [62].

На Уренгойском и Ямбургском месторождениях в разрезе сеноманской продуктивной толщи прослеживается цикличность (ритмичность). Разными исследователями выделяется от трех до четырех циклов седиментации [28, 29, 63]. В каждом цикле отмечается уменьшение зернистости осадочного материала снизу вверх по разрезу [64]. Цикличность осадконакопления отражает чередование фаз относительно мелководной седиментации (песчаники и крупнозернистые алевролиты) с фазами углубления бассейна (глины, мелкозернистые алевролиты). Нижняя часть каждого цикла сложена преимущественно песчано-алевролитовыми породами, верхняя – глинисто-алевролитовыми. Вместе с тем, литологические разделы между циклами отнюдь не являются фильтрационными разделами.

Мощность отдельных газонасыщенных пластов, как отмечалось, на Уренгойском и Ямбургском месторождениях достигает соответственно 10-40 и 31-42 м. Несмотря на то, что эти пласты полностью газонасыщены, они не являются монолитными по литологической характеристике и отличаются по зернистости и отсортированности обломочного материала. Другими словами эти пласты, в свою очередь, представляют собой переслаивание песчаников, алевролитов, алевролитовых песчаников (алевропесчаников), глинистых алевролитов, песчанистых алевролитов, разнозернистых алевролитов и т.д. Для этих пород характерна слабая цементация, а при отсутствии таковой они переходят естественно в пески, алевриты, алевро-пески. Учитывая вышеизложенное, остановимся кратко на типах пород, слагающих разрезы сеноманской продуктивной толщи в районе крупнейших газовых залежей. По результатам исследований керна отмечается, что разрез толщи представлен практически полностью терригенными образованиями, причем в наибольшей степени песчаниками (песками) и алевролитами (алевритами), а в разрезе Уренгойского месторождения встречены, кроме того, крупнообломочные породы (конгломераты и гравелиты), имеющие спорадический характер распространения.

Математический алгоритм композиционной гидродинамической модели

Анализ приведенных в Главе 1 данных позволил установить закономерности о геометрических размерах и геологическом строении апт-сеноманского водоносного комплекса. В частности, учитывая его большую мощность и колоссальные размеры по протяженности по сравнению с газовой залежью, правомерно использовать модель бесконечного аквифера при расчете внедрения пластовых вод в газовую залежь.

Математически параметр проницаемости пород водоносного сеноманского горизонта определяется решением обратной задачи гидродинамики, с помощью адаптации композиционной гидродинамической модели к реальным данным по разработке газовой залежи. Речь идет об определении активности пластовых вод, которую можно оценить по параметру проницаемости пород водоносного пласта и его изменения по площади месторождения. Адекватность (а точнее достоверность) полученных данных будет проверяться сопоставлением расчетных высот подъема воды с замерами ГВК по данным промысловой геофизики. Поставленная задача композиционного гидродинамического моделирования решена в двумерной постановке на примере массивной сеноманской залежи газа Ямбургского месторождения. Для получения корректных результатов необходимо было смоделировать матрицу усредненных значений проницаемости пород сеноманского водоносного горизонта с учетом проницаемости пород в газовом пласте и предыстории разработки месторождения.

Стоит отметить, что подобное моделирование с решением обратной задачи гидродинамики не имеет строгого математического решения при трехмерном моделировании и на сегодняшний день не имеет аналогов среди подобных экспериментальных исследований.

Теоретические предпосылки для построения двумерной гидродинамической модели основываются на поэтапной реализации решения задачи. На первом этапе производится расчет распределения пластового давления в неоднородном по площади газовом пласте (газовый режим).

Для осуществления расчета при газовом режиме были приняты следующие граничные условия:

- продуктивный пласт неоднороден по фильтрационно-емкостным свойствам пласта;

- считаются известными распределения по площади газонасыщенных толщин пласта, коэффициентов пористости, проницаемости и газонасыщенности пород-коллекторов [81, 82];

- пласт дренируется системой произвольно расположенных скважин с известными координатами и заданными во времени зависимостями дебитов.

Поставленная математическая задача описывается следующей формулой, в основе которой лежит известное дифференциальное уравнение неустановившейся фильтрации газа (2.1), полученное С.Н. Закировым с соавторами [33]:

Дополнением к соответствующим граничным условиям приняты t=0 Р(х,у,0)=Рн, характеризуя начальные условия разработки месторождения и принадлежность вычисляемых значений х и у в пределах контура залежи. Отношение пластового давления к нормали, принятое равным нулю, характеризует газовый режим и указывает на непроницаемость внешней границы Г пласта.

Решение уравнения (2.1) было получено на основе численных методов с применением известной конечно-разностной аппроксимации Письмена -Ричфорда и метода потоковой прогонки.

На втором этапе проводится расчет пластового давления с учетом продвижения пластовой воды в газовую залежь на основе решения, полученного A.F. Van Everdingen и W.Hurst [119]. Подробно методика расчета внедрения пластовой воды, изложена в работе [33]. В отличии от [33] в данной работе рассматривается моделирование не единого газового «колодца» для всей залежи, а системы газовых колодцев, гидродинамически связанных между собой. То есть каждый элементарный объем ячейки сеточной модели, имеющий в двумерной постановке размеры х-у, заменяется «колодцем» радиусом Яколодца, равным (2.2).

Схематизация задачи в двумерной постановке представлена на рисунках 2.1 и 2.2.

Таким образом, площадь параллелепипеда модельной сетки является эквивалентной площади цилиндрической колонны (колодца), тем самым сумма площадей всех колонн сохраняет общую площадь сеточной модели и материальный баланс порового объема.

Далее, на основе решения дифференциального уравнения теории упругого режима фильтрации рассчитывается приток воды в ячейку с радиусом R (рисунок 2.2)(2.3):

Уравнение (2.3) описывает изменение давления в любой точке водоносного горизонта в любой момент времени. Начальное условие (2.4) характеризует невозмущенность водоносного горизонта до начала разработки залежи. Граничное условие на стенке укрупненной скважины (2.5) показывает, что она эксплуатируется при постоянном во времени перепаде давления Ар. Так как реальные газовые «колодцы» эксплуатируются с переменным во времени пла-стовым давлением, то весь расчетный временной интервал (t) разбивается на п участков (фактически в расчетах взят шаг 1 год), где Ар = const. На внешней границе водоносного горизонта задается условие, что он рассматривается как бесконечный пласт (2.6) [33].

В начале расчета задаются исходные данные. Далее осуществляется расчет пластовых давлений в двумерной постановке по газовому режиму. После этого полученная матрица пластовых давлений передается в подпрограмму для расчета продвижения воды, в которой в качестве первого приближения задаются значения средних проницаемостей пород по скважинам (проницаемости по газу) и производится расчет пластовых давлений с учетом внедрения пластовой воды. Далее по объему поступившей воды рассчитывается высота подъема ГВК в ячейке с учетом эффективного порового объема и остаточной воды. Конечные результаты оцениваются в сравнении с фактическими подъемами контактов, после чего либо процедура расчета возвращается к шагу нового задания проницаемости в случае, когда H1,5 метра. При достижении условия H1,5 принимается последнее значение проницаемости. Сравнение расчетных и фактических подъемов ГВК с величиной 1,5 метра обуславливается погрешностью измерений при проведении геофизических исследований скважин [86].

В результате композиционного гидродинамического моделирования каждая ячейка рассматривается как мини-залежь. Пластовые давления с учетом притока воды в целом по залежи рассчитываются по материальному балансу.

Проверка сопряжения полученных давлений с давлениями по газовому режиму осуществляется на каждом временном шаге и в каждой ячейке. Кроме того по известным формулам оценивается баланс в целом по залежи.

Определение характера обводнения эксплуатационных скважин по результатам гидрохимического контроля

Обводнение месторождения – вторжение пластовой воды в залежь углеводородов в результате снижения давления в процессе ее разработки [39]. При обводнении месторождения из эксплуатационных скважин выносится газожидкостный флюид, в составе которого находится смесь пластовой и конденсационной воды в разных соотношениях [54]. При этом минерализация и состав выносимой жидкости меняется от маломинерализованных конденсационных вод (М1 г/дм3) до пластовых (М=16-18 г/дм3). Для выяснения степени обводнения месторождения применяется гидрохимический контроль [85, 118], осуществляемый путем наблюдения за составом жидкостей, выносимых из эксплуатационных скважин, и сопоставлением их с эталонными (фоновыми) водами (пластовыми, конденсационными) с целью выяснения процентного содержания типов выносимых вод.

Гидрохимический метод контроля используется, в определенной мере, как дополняющий геофизические методы, применяемые для контроля за обводнением залежи. Благодаря гидрохимическому контролю становится возможным разделить эксплуатационный фонд скважин на [39]:

а) скважины, работающие с конденсационной водой;

б) скважины, работающие со следами конденсационной и пластовой воды;

в) скважины, работающие с пластовой водой;

г) скважины, работающие со смесью конденсационной воды и технических растворов;

д) скважины, работающие со смесью конденсационной, пластовой и технической воды.

Гидрохимический контроль является одним из основных методов наблюдения за процессом обводнения скважин и залежи. Изучение химического состава вод, выносимых из эксплуатационных скважин, сопоставление его с известными коррелятивами пластовых вод позволяет своевременно реагировать на развитие процессов обводнения [Отчет по геологии и разработке месторождений ООО «Газпром добыча Ямбург» за 2012 год, Книга 1, 2013г.].

В соответствии с проектом разработки на Ямбургском месторождении регулярно проводится отбор проб и анализ жидкости, выносимой эксплуатационными скважинами.

Промысловыми службами с начала разработки ЯНГКМ из эксплуатационного фонда, состоящего из 1054 скважин по состоянию на 01.01.2013, гидрохимическим контролем были опробованы практически все скважины. По полученной гидрохимической информации можно сделать заключение о наличии пластовой воды (в процентах) в продукции этих скважин.

Для характеристики состава и свойств воды все пробы подвергаются оперативному сокращенному химическому анализу, включающему определение плотности, рН, Cl, НСОз, Са , Mg , расчет Na +К , общей жесткости и общей 2- + - - минерализации. Ионы SO4 , NH4 , Br, J не определяются. Результаты исследований отобранных проб воды по эксплуатационным сеноманским скважинам для анализа предоставлены геологической службой ООО «Газпром добыча Ямбург» [Отчет по геологии и разработке месторождений ООО «Газпром добыча Ямбург» за 2012 год, Книга 1, 2013г.].

В целях подтверждения достоверности результатов гидрохимического опробования все данные, полученные при выполнении химических анализов, были проверены на химическое равновесие [49] по следующим критериям:

- сумма всех элементов в мг/л (Ca, Mg, Cl, HCOз, Na+K) сравнивалась с величиной общей минерализации в мг/л;

- сумма масс эквивалентов катионов Ca и Mg рассчитывалась по формуле 3.1 и приравнивалась к общей жесткости отобранной пробы воды:

По результатам проверки большинство химических анализов показали высокую точность, в части результатов погрешность измерений составила меньше 1%. Пробы, в которых расхождение результатов составило более 5%, были отбракованы. Далее, используя методику интерпретации гидрохимических данных [39], учитывая информацию о ремонтных работах в скважинах, результаты газодинамических исследований и замеры текущего положения ГВК, исследованные попутные воды распределялись в следующие традиционно выделяемые типы.

В большинстве своем продукция скважин содержала конденсационные маломинерализованные воды. При адаптации водонапорной системы газовой залежи с учетом длительной эксплуатации Ямбургского НГКМ и последующем прогнозировании обводнения сеноманской газовой залежи в Главах 2.2 - 2.3, в том числе, был проведен расчет добычи конденсационной воды на месторождении, результаты которого отражены в таблице 3.1. Исходя из полученных результатов расчета добычи конденсационной воды, количество водяного пара, растворенного в пластовом газе, в среднем равно 0,3 см3/м3. Авторами [39, 78] также отмечено, что общее содержание конденсационных вод в продукции скважин увеличивается в процессе эксплуатации, что связано с падением пластового давления в продуктивной залежи.

Жидкости с минерализацией более 1 г/л могут содержать в себе как пластовую воду, так и примесь техногенных растворов. Скважины, в которых по результатам гидрохимического контроля выявляется более 70% пластовой воды, практически можно отнести к разряду обводнившихся (Рис.3.1.).

Примерно треть всех проанализированных проб содержит в различных количествах технические жидкости (хлористый кальций, хлористый натрий, метанол и др.) и представляет собой сложные смеси вод: конденсационных и технических; пластовых и технических; конденсационных, пластовых и технических.

В некоторых скважинах минерализация выносимых вод повышена вследствие примеси только технических жидкостей. Такие воды имеют в своем составе технические растворы и конденсационную влагу.

Проведенный анализ материалов гидрохимических исследований показывает, что во многих скважинах, выносящих воду с высокой минерализацией, удается выявить присутствие смеси пластовой воды и технических растворов. В то же время в отдельных пробах с высокой минерализацией, существенно превышающей минерализацию пластовых вод, заключения о присутствии в жидкостях пластовой воды не верны. В случае анализа рассолов применяемый метод вычислений по сокращенному комплексу определяемых компонентов химического состава всегда дает ошибку. Принимая во внимание даты проведения ремонтных работ в скважинах и даты отбора проб, следует относить эти пробы к техническим растворам без пластовых вод.

Заметно упрощается диагностирование смеси при малой минерализации. Так, например, в скважинах при значениях минерализации более 1000 мг/дм3 дается ошибочное, по мнению авторов [39], заключение о присутствии пластовой воды в количестве 15-20%. Крайне низкие концентрации кальция и магния, в пределах первого десятка мг/дм3, явно указывают на конденсационную воду без признаков пластовой. Повышенные концентрации хлора и натрия свидетельствуют о примеси технической воды.

Неполный охват действующего фонда скважин гидрохимическим контролем не позволяет объективно и своевременно оценить состояние обводнения скважин, предупреждать водопроявления, контролировать продвижение ГВК [17]. Отбор проб влаги из эксплуатационных скважин в подавляющем большинстве случаев проводится при высоком водном факторе, когда скважины практически обводнены.

В итоге, как правило, результаты гидрохимического контроля могут лишь указать на проблему обводнения эксплуатационных скважин и в редких случаях имеют возможность оповестить о грядущем подъеме пластовой жидкости к нижней части интервала перфорации.

Анализ результатов композиционного гидродинамического моделирования

Рассчитанные результаты гидродинамических характеристик продуктивных пластов по скважине Бованенковского месторождения представлены в таблице 4.2. Значение суммарного дебита скважины определялось по результатам геофизических исследований, проведенных на месторождении. Также определены фильтрационно-емкостные параметры каждого пропластка интервала перфорации, фильтрационные коэффициенты A и B, дебит каждого продуктивного пропластка и нарастающий дебит по стволу скважины, скорость газа в интервале перфорации.

Установлено, что основными газопоставляющими пластами являются залежи ТП1-4. Суммарный дебит пласта ТП1-3 составляет 360,4 тыс. м3/сут, а скорость газа в колонне варьируется от 3,28 до 4,69 м/с. Пласт ТП4 характеризуется дебитом в 597,0 тыс. м3/сут и скоростью газа от 1,79 до 2,92 м/с (табл. 4.2.). В свою очередь, пласты ТП5 и ТП6 практически не работают (находятся в режиме барботажа). По результатам исследований скорости газа между пластами ТП4 и ТП5 заметно снижаются (с 1,79 до 1,16 м/с), что свидетельствует о негативном влиянии столба скопившейся жидкости в стволе скважины. Вместе с тем, потенциальная продуктивность неработающих интервалов перфорации остается высокой (256,7 тыс. м3/сут). Сходимость расчетных и полученных при проведении ГИС данных на скважине №10 Бованенковского НГКМ весьма точная [70, 91]. Расхождение в них незначительно, так, дебит, депрессия на пласт, проницаемость и высота столба жидкости имеют минимальную погрешность, что подтверждает оправданность использования выбранного автором метода (табл. 4.3.).

По результатам промысловых геофизических исследований скважины №10 также диагностируется подтверждение ухудшение фильтрационных свойств пластов ТП5 и ТП6. На рисунке 4.5 представлено изменение проницаемости перфорированных пластов по данным стандартного каротажа вновь с резким перепадом фильтрационных свойств между пластами ТП4 и ТП5. Красным цветом выделены работающие интервалы, синим цветом выделены барботирующие интервалы, работающие через жидкость.

Результаты распределения продуктивных интервалов по предлагаемой методике представлены на рис. 4.6. Красной штриховкой выделена работающая зона перфорации, синей, соответственно, барботирующая зона перфорации.

Анализ полученных данных показал, что величина критической скорости для выноса жидкости составляет 2,8 м/с. Неработающая зона перфорации при этом характеризуется резким падением скорости газа до 1,2 м/с и, соответственно, приводит к общему снижению дебита газа.

Проведение аналогичных исследований по другим эксплуатационным скважинам Бованенковского месторождения также показало, что критическими для выноса жидкости являются скорости от 1,8 до 2,9 м/с (для эксплуатационных колонн с наружным диаметром 168 мм., внутренним – 153 мм.)(табл. 4.4.). Потенциальный дебит неработающих интервалов перфорации эксплуатационных скважин №№9, 10, 11, полученный расчетным методом, колеблется возле отметки 250–255 тыс.м3/сут. Исключением, пожалуй, является скважина №15, в которой диагностируется сравнительно небольшой потенциал (94,3 тыс.м3/сут).

Для повышения производительности скважин с большим содержанием жидкости на забое рекомендуется проводить мероприятия по ее удалению с применением колтюбинговой техники и подачи поверхностно-активных веществ на забой [23, 60, 116].

По итогам проведенных исследований автором предложена композиционная геолого-гидродинамическая модель одновременной совместной эксплуатации неоднородных пластов, которая в совокупности с данными о скоростях газа на забое и результатами гидрохимического контроля позволяет провести анализ эффективности работы нижней части интервалов перфорации, а также установить причины скопления жидкости на забое эксплуатационных скважин. Также рассмотрены основные результаты опытной апробации предложенных расчетных алгоритмов на примере эксплуатационных скважин Бованенковского НГКМ.

В заключение приводятся следующие выводы: В рамках гидрохимического контроля за разработкой Бованенковского НГКМ обобщена статистика по содержанию жидкости (конденсационная, техногенная и пластовая воды) на забое эксплуатационных скважин (замеры 2014-2015 гг). Установлено, что основной причиной снижения эффективности работы газовых скважин являются малые скорости газа в эксплуатационных колоннах, недостаточные для выноса капельной жидкости. Разработан математический аппарат для расчета газоотдающих интервалов в зоне перфорации, что с учетом скоростей газа на забое и гидрохимическим контролем позволяет провести анализ причин скопления жидкости на забое скважин и наметить мероприятия по ее удалению; Для повышения производительности скважин с большим содержанием жидкости на забое необходимо провести мероприятия по ее удалению с применением колтюбинговой техники и подачи ПАВ на забой.