Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование и разработка технологии выработки остаточных запасов низконапорного газа сеноманских залежей

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследование и разработка технологии выработки остаточных запасов низконапорного газа сеноманских залежей"

005013469

КОЛМАКОВ АЛЕКСЕЙ ВЛАДИСЛАВОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ВЫРАБОТКИ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НИЗКОНАПОРНОГО ГАЗА СЕНОМАНСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 5 мдр 2072

Тюмень-2012

005013469

Работа выполнена в геологическом отделе Общества с ограниченной ответственностью «Газпром добыча Ноябрьск» (ООО «Газпром добыча Ноябрьск»)

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

Грачев Сергей Иванович

Официальные оппоненты: - Нанивский Евстахий Михайлович

доктор технических наук, профессор, директор НТЦ ООО «Газпром промгаз»;

- Юшков Антон Юрьевич

кандидат технических наук, начальник отдела геологии и разработки нефтегазовых пластов ООО «ТННЦ»

Ведущая организация - Общество с ограниченной ответственностью

«Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий» (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Защита состоится 29 марта 2012 года в 09.00 часов на заседании диссертационного совета Д.212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, каб. 32.

Автореферат разослан 29 февраля 2012 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета, доктор технических наук, профессор

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Высокая степень инфраструктурного развития регионов РФ, где расположены месторождения углеводородного сырья, предопределяет возможность продления процесса их разработки с целью увеличения отбора трудноизвлекаемых запасов. Как известно, использование традиционных технологий освоения сеноманских газовых залежей ограничивает конечную газотдачу на уровне 85 %. В результате на уникальных месторождениях Западной Сибири (Медвежье, Уренгойское и Ямбургское и др.) в сеноманских отложениях останется не менее 1500 млрд.м3 газа, из которых более 500 млрд.м3 составит низконапорный газ в свободном состоянии. Извлечению этих запасов препятствуют основные проблемы, возникающие на заключительной стадии разработки: обводнение скважин пластовой водой, накопление жидкости в системе сбора продукции, «самозадавливание» скважин вследствие накопления жидкости на забое и в стволе скважин при низких дебитах газа, снижение устьевых температур, что создаёт условия для образования ледяных и гидратных пробок в наземном оборудовании, разрушение пласта-коллектора, образование песчаных пробок, вынос песка на поверхность, сопровождаемый абразивным износом оборудования, снижение эффективности ввода в эксплуатацию простаивающих скважин в условиях аномально низких пластовых давлений. В этой связи необходима разработка новых технологических подходов к извлечению низконапорного газа сеноманских залежей на основе совершенствования мониторинга процессов их разработки.

Цель работы

Повышение выработки остаточных запасов продуктивных пластов сеноманских отложений за счет совершенствования мониторинга процесса их эксплуатации и разработки технологии добычи низконапорного газа.

Основные задачи исследования

1. Анализ проблем разработки сеноманских залежей на завершающей стадии эксплуатации.

2. Совершенствование системы контроля за разработкой газовых залежей.

3. Разработка методики выбора скважин и обоснования геолого-технологических мероприятий по вводу их в эксплуатацию.

4. Апробация и внедрение разработанных технологических решений по извлечению низконапорного газа сеноманских отложений.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования являются системы разработки на заключительной стадии сеноманских газовых залежей месторождений Севера Западной Сибири, предметом исследования - скважины и системы сбора продукции при добыче низконапорного газа.

Научная новизна выполненной работы

1. Научно обосновано, что на заключительной стадии разработки сеноманских залежей процессы защемления газа и дегазации водоносной области снижают эффективность выработки остаточных запасов низконапорного газа.

2. Научно обосновано, что темп подъема газоводяного контакта сеноманских газовых залежей Вынгапуровского и Медвежьего месторождений во времени связан с литологическими особенностями продуктивного разреза. Продвижение пластовых вод в зоне отбора происходит по вертикали, а на крыльевых и периклинальных частях залежи по напластованию в направление к центральной зоне. При отборе 80 % начальных запасов обводняется 35-38 % от начального газонасыщеного объема. Темпы обводнения залежей близки, что позволяет утверждать о наличии зависимости динамики обводнения залежей от накопленной добычи газа.

3. Разработана методика выбора скважин и обоснования эффективных технологических мероприятий для их восстановления и доизвлечения запасов газа сеноманских залежей в условиях низких дебитов и давлений.

Практическая ценность и реализация

I. Внедрением разработанной методики выбора скважин и обоснования

геолого-технологических мероприятий на 26 % увеличена успешность ввода в эксплуатацию скважин с целью выработки запасов низконапорного газа Вынгапуровского месторождения. В условиях аномально низких пластовых давлений выведено из бездействия 8 скважин Вынгапуровского месторождения, что позволило добыть 1,352 млрд. м3 газа.

2. Внедрение разработанной технологии добычи низконапорного газа с применением устьевого компрессорного оборудования продлена разработка сеноманской залежи Вынгапуровского месторождения, что позволит увеличить конечное извлечение газа на 4,6 млрд.м3.

3. Основные результаты работы вошли в технологические регламенты по проведению геолого-технологических мероприятий и эксплуатации скважин, а также в действующие проектные документы по разработке месторождений ООО «Газпром добыча Ноябрьск».

Основные защищаемые положения

1. Влияние процессов дегазации водоносной области и количества добывающих скважин на величину остаточных запасов газа.

2. На завершающей стадии разработки возможности ДКС и гидравлическая характеристика газосборных сетей (ГСС) определяют технологический режим работы добывающих скважин. Извлечение остаточных запасов осложняется техническим состоянием скважин и ограничениями системы сбора и подготовки газа.

3. Методика выбора бездействующих скважин и обоснования геолого-технологических мероприятий по их восстановлению с целью выработки запасов никзконапорного газа.

4. Технико-технологические решения по добыче низконапорного газа.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Тема диссертации соответствует паспорту заявленной специальности по пункту 3 «Научные аспекты и средства обеспечения системного комплексного (мультидисциплинарного) проектирования и мониторинга процессов разработки месторождений углеводородов, эксплуатации подземных хранилищ

газа, создаваемых в истощенных месторождениях и водонасыщенных пластах с целью рационального недропользования» и пункту 4: «Технологии и технические средства добычи и подготовки скважинной продукции, диагностика оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор и промысловую подготовку нефти и газа к транспорту, на базе разработки научных основ ресурсосбережения и комплексного использования пластовой энергии и компонентов осваиваемых минеральных ресурсов».

Апробация результатов работы

Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на: научно-технических советах ООО «Газпром добыча Ноябрьск» (г. Ноябрьск, 2009-2012 г.г.) и ООО «ТюменНИИгипрогаз» (г. Тюмень, 2009-2012 г.г), семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ (2010-2012 гг.), заседаниях Западно-Сибирской нефтегазовой секции Центральной комиссии по согласованию технических проектов разработки углеводородного сырья Федерального агентства по недропользованию (г. Тюмень, 2011-2012 г.г.) и экспертного совета «Западно-Сибирского инновационного центра» (г. Тюмень, 2011 г.).

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 9 печатных работах, в том числе в 4 изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 170 страницах машинописного текста, содержит 8 таблиц, 96 рисунков. Состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 87 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и задачи исследований, научная новизна и практическая значимость

диссертационной работы, определены основные задачи исследований и защищаемые положения.

В первом разделе представлены результаты анализа состояния разработки месторождений газового комплекса Западной Сибири, приуроченных к алт-сеноманскому горизонту.

Изучены рекомендации по решению проблем разработки газовых месторождений известных ученых: Алиев З.С., Басниев К.С., Дмитриевский А.Н., Ермилов О.М., Желтов Ю.П., Закиров С.Н., Зотов Г.А., Коротаев Ю.П., Кондрат P.M., Лапердин А.Н., Маслов В.Н., Мирзаджанзиде А.Х., Нанивский Е.М., Облеков Г.И., Тер-Саркисов P.M., Телков А.П., и др. Ими установлено, что характерными особенностями освоения являются центрально-групповая схема размещения скважин в присводовой части структуры и дифференцированная схема вскрытия продуктивных отложений, активное внедрение пластовых вод и связанная с этим обводненность добывающих скважин, рост числа бездействующих скважин, необходимость регулирования скважин для оптимальной работы газосборной системы. Они приводят к формированию локальных депрессионных воронок, затрудняют контроль за разработкой, уменьшают степень дренирования запасов залежи. Неравномерность ввода приводит к формированию мощных депрессионных воронок. За счет межзонных перетоков газа увеличивается доля пластовых потерь энергии.

Проблемами стадийности обустройства и разработки месторождений занимались Крылов А.П., Закиров С.Н. и др. Согласно их предложениям скважины первой очереди необходимо бурить 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 газа и повышать конечную газоотдачу. Разновременность ввода месторождений позволяла долгое время сохранять общие уровни добычи.

Таким образом, критический анализ позволил установить, что в результате естественного снижения пластовой энергии обводнения скважин пластовой водой, накопления жидкости в системе сбора продукции, «самозадавливания» скважин вследствие накопления жидкости на забое и в стволе скважин при низких дебитах газа, снижения устьевых температур, образования ледяных и гидратных пробок в наземном оборудовании, разрушения пласта-коллектора, образования песчаных пробок, выноса песка на поверхность, сопровождаемого абразивным износом оборудования, снижения эффективности ввода в эксплуатацию простаивающих скважин в условиях аномально низких пластовых давлений выработка запасов низконапорного газа будет существенно снижаться.

Во втором разделе рассмотрены особенности разработки наиболее выработанных сеноманских газовых залежей на примере Вынгапуровского и Медвежьего месторождений. Выбор объектов исследований обусловлен тем, что сеноманские газовые залежи Севера Западной Сибири характеризуются идентичностью геологического строения, что позволяет обобщить их основные геолого-физические характеристики. Залежи являются массивными, водоплавающими и их объем определяется кровлей пласта и поверхностью газоводяного контакта. Газонасыщенные толщины достигают 250 м, коллекторами для газа являются преимущественно песчаные алеврито-глинистые пачки и пласты различной толщины, часто линзовидной формы, не коррелируемые не только в пределах площади, но и в отдельных кустах эксплуатационных скважин, на расстоянии 50-100 м. В разрезе преобладают породы различных кондиций, различаемые по проницаемости от 0,001 до 7 мкм2, газонасыщенности от 47 до 93 % и открытой пористости от 22 до 44 %.

Сеноманская газовая залежь Вынгапуровского месторождения введена в разработку в 1979 г. После вступления месторождения в период падающих отборов газа заметно ухудшились продуктивные характеристики скважин. Дебиты газа составляли 30-40 % от начальных, а к 2011 г. снизились до 15 %. За время эксплуатации отобрано более 84 % от начальных запасов газа. Более 40

% газонасыщенного объема залежи обводнилось пластовой водой вследствие подъема ГВК. В эксплуатации осталось 64 скважины. Величина пластового давления снизилась на 90 % от первоначального и составляет 0,91 МПа. В результате анализа зависимости приведенного пластового давления от суммарного отбора выявлено существенное уменьшение извлекаемых запасов газа, которое коррелируется с количеством действующих скважин. Если в 1998 г. запасы оценивались в объеме 390 млрд.м3, то к 2004 г. после выбытия 21 скважины оценки уменьшились до 372 млрд.м3. К 2011 г. добывающий фонд сократился еще на 27 единиц и извлекаемые запасы уменьшились до 354 млрд.м3. Таким образом, в результате сокращения фонда скважин на 46 % извлекаемые запасы газа уменьшились на 10 %. В этой связи возрастает значимость научно обоснованных методик и технологий по выводу скважин из бездействия с целью достижения проектного коэффициента газоотдачи.

По состоянию на 01.01.2011г. действующий фонд Медвежьего месторождения составляет 319 эксплуатационных скважин. Накопленная добыча газа по сеноманской газовой залежи Медвежьего месторождения составила 84,3 % от начальных запасов. Величина пластового давления в зоне отбора в среднем составляет 1,82 МПа. Эффективность системы подготовки газа к транспорту снижается в связи с активным выносом песка и жидоксти.

Со времени выхода залежи на падающую добычу количество добывающих скважин уменьшилось на 12 %. Наблюдается уменьшение извлекаемых запасов газа на 5 %, которое в большей степени связано с ухудшением дренирования залежи по причине нестабильной работы скважин.

Повышенное содержание воды в добываемой продукции приводит к самозадавливанию скважин, нестабильной работе системы сбора и подготовки газа. Вопросы прогнозирования динамики подъема газоводяного контакта (ГВК) по скважинам имеет первостепенную важность, так как, например, изменение уровня ГВК сопутствует разработке залежи Вынгапуровского месторождения практически с начала промышленной добычи газа, что говорит о высокой активности подстилающего залежь водоносного бассейна. На

01.01.2011 г. в среднем подъем уровня ГВК составляет 18,5 м. В результате ежегодно в 3-5 скважинах проводились водоизоляционные работы. Каротажный материал по скважинам указывает на защемление газонасыщенных пропластков внедряющейся водой. Максимальная толщина такого пропластка составляет 20 м и наблюдается в скважине № 304. Характер обводнения залежи говорит о наличии в газовой части глинистых слоев, имеющих большую площадь и способных длительное время сдерживать подъем контакта. Это подтверждается различным расположением районов формирования центра депрессионной воронки, наиболее активного внедрения воды и максимального снижения давления в водоносном бассейне.

По результатам проведенного анализа обводнения сеноманских газовых залежей Вынгапуровского и Медвежьего месторождений можно сделать выводы, что темп подъема газоводяного контакта во времени связан с литологическими особенностями продуктивного разреза. Продвижение пластовых вод в зоне отбора происходит по вертикали, а на крыльевых и периклинальных частях залежи по напластованию в направление к центральной зоне. При отборе 80 % начальных запасов обводняется 35-38 % от начального газонасыщеного объема. Темпы обводнения залежей близки, что позволяет утверждать о наличии зависимости динамики обводнения залежей от накопленной добычи газа.

При сопоставимой доле извлеченных запасов наблюдается заметное отличие остаточных запасов свободного газа - 5,5 % по Вынгапуровскому и 11,3 % по Медвежьему месторождениям. Причина различий связана с влиянием защемления запасов газа внедряющейся водой и дегазация пластовых вод сеноманского водонапорного комплекса на величину извлекаемых запасов. Наличие процесса дегазации подтверждается результатами воспроизведения истории разработки на трехмерной газогидродинамической модели, выполненной специалистами ООО «ТюменНИИгипрогаз» В большей степени защемление характерно для восточной части эксплуатационного поля, где происходило латеральное внедрение законтурных пластовых вод. В результате

численных экспериментов величина защемленных запасов составляет 7,8 млрд.м3 или 2 % от начальных запасов Вынгапуровского месторождения. Отмечается расхождение фактических и расчетных значений пластовых давлений по наблюдательным скважинам южной оконечности залежи. Для воссоздания фактической динамики давления необходим приток в данный район 760 млн.м3 газа. Выявлено, что причиной увеличения запасов в южной оконечности залежи является дегазация 1000-700 млн. тонн пластовой воды. По различным оценкам содержание растворенного газа в сеноманской воде составляет 2,0-3,5 м3/м3.

Анализ динамики фильтрационных коэффициентов Вынгапуровского месторождения во времени показывает, что основные причины ухудшения фильтрационных коэффициентов в настоящее время связаны с наличием песчано-жидкостных пробок на забоях и повышенным содержанием жидкости в продукции скважин. В частности в 2010 г. проведено 322 исследований на стационарных режимах коллектором «Надым-1». Вынос жидкости (водный фактор выше 0,4 см3/м3) отмечается в 287 скважинах. Причем в 12 скважинах его величина превышала 10 см3/м3. Наличие механических примесей отмечено в продукции 206 скважин. Вынос конденсационной воды и песчано-глинистого материала с забоя не обеспечивается в 36,2 % скважин - скорости не превышают 5 м/с. Это приводит к увеличению числа «самозадавливающихся» скважин. Для 13 скважин (4,1 % фонда) месторождения скорости превышают 15 м/с, что приводит к абразивному износу лифтовых труб и фонтанной арматуры.

Таким образом, выявлено, что на завершающей стадии разработки возможности ДКС и гидравлическая характеристика газосборных сетей (ГСС) определяют технологический режим работы добывающих скважин. Извлечение остаточных запасов осложняется техническим состоянием скважин и ограничениями системы сбора и подготовки газа.

В третьем разделе представлены результаты совершенствования технологии газодинамических исследований, выполняемых с целью контроля продуктивных характеристик добывающих скважин и газовой залежи.

Предлагается новый дизайн ГДИ, который включает следующие этапы:

1. Продолжительное (3 суток) снятие кривой восстановления давления (КВД) после длительной стабильной работы скважины на технологическом режиме с дебитом 500 тыс.м3/сут.

2. Серия из четырех циклов отбора газа с разными дебитами. Дебит увеличивается от цикла к циклу в следующей последовательности: 125, 250, 375, 500 тыс.м3/сут. Длительность циклов отбора - 1 час. Циклы отбора разделены циклами КВД той же длительности. Таким образом, реализованы исследования модифицированным изохронным методом.

Кривые в циклах КВД приводятся в обобщенном логарифмическом масштабе, которые характеризуют изменение давления во времени в конкретном цикле и имеет четко выраженную асимптоту для большой продолжительности времени. Наклон асимптоты определяется проницаемостью пласта и для всех циклов одинаков. Положение асимптоты относительно оси ординат определяется «интегральным» скин-фактором. В газоносном пласте за счет нелинейной фильтрации величина этого параметра имеет составляющую, пропорциональную дебиту (для КВД это дебит в предшествующем цикле). Чем больше дебит, тем больше указанная составляющая, соответственно выше скин-фактор и больше ордината касательной.

Если определить скин-фактор по каждой из кривых давления, нанести на график точки с абсциссой, равной скин-фактору и с ординатой, равной дебиту для цикла, то эти точки аппроксимируются линейной зависимостью. Тангенс угла наклона данной зависимости - есть величина параметра D. Свободный член определит значение скин-фактора при нулевом дебите (S), скорректированный на влияние нелинейных скоростных потерь (рисунок 1).

На основе рассмотренных выше принципов предложена технология проведения ГДИ в эксплуатационных скважинах - исследования

модифицированным изохронным методом по технологии ИД-КВД, включающие серию циклов работы скважины при различной депрессии и цикл остановки скважины для восстановления давления.

В работе рассмотрена промысловая апробация предлагаемой технологии на скважинах сеноманской залежи Еты-Пуровского месторождения. В связи с высокими коллекторскими свойствами пласта увеличена продолжительность последнего цикла выхода скважины на технологический режим. Эффект от гидропрослушивания в реагирующей скважине получается достаточно рельефным (рисунок 2) при максимальной величине реакции не более 0,006 МПа. Эти значения всего в 2 раза выше флуктуации в работающей на стабильном режиме скважины и на порядок выше флуктуаций в остановленной скважине.

Рисунок 1 - Зависимость Рисунок 2 - Эффект

интегрального скин-фактора в циклах гидропрослушивания в реагирующей КВД от дебита скважины перед скважине, удаленной от возмущающей остановкой. на 300 м

Таким образом, остановка реагирующей скважины необходима в любом случае, особенно при исследовании объектов, где изучение гидродинамической связи является принципиальной задачей (например, при оценке проводимости геологических разломов).

В рамках диссертационной работы выполнен сравнительный анализ информативности синхронных измерений забойного, буферного и затрубного

давлений измерений на устье и на забое эксплуатационных скважин. Выполненные оценочные расчеты забойного давления на основе измеренного устьевого давления, а также последующие сопоставления результатов измерений и расчетов забойного давления (таблица 1) показывают, что точность расчетов высока и может считаться приемлемой для оценок коэффициентов фильтрационных сопротивлений.

Таблица 1 - Сопоставление измеренных и рассчитанных значений забойного давления

Время, час и>уф, °с Рзат> МПа *зат> "С ^заб> °с 5 р , 1 зао расч, МПа РзабИЗМ, МПа Ошибка расчета, МПа

0.7 13.233 6.334 14.42 23.05 0.068931 6.786 6.758 -0.028

0.8 13.084 6.335 14.26 22.43 0.068948 6.787 6.7543 -0.032

0.9 12.976 6.335 13.98 22.42 0.068961 6.787 6.7515 -0.035

1 12.799 6.335 13.86 22.42 0.068982 6.787 6.7496 -0.038

2 10.216 6.330 11.06 22.38 0.069291 6.784 6.7413 -0.043

3 7.605 6.394 8.50 22.52 0.069606 6.854 6.8339 -0.020

5 5.746 6.394 6.47 22.55 0.069833 6.856 6.8335 -0.023

7 5.053 6.394 5.70 22.56 0.069917 6.857 6.8334 -0.024

10 8.586 6.392 8.64 22.57 0.069488 6.852 6.8342 -0.018

15 12.604 6.379 12.63 22.66 0.069005 6.835 6.8187 -0.016

18 12.763 6.393 12.83 22.62 0.068986 6.849 6.8317 -0.018

Этот факт был принят во внимание при интерпретации результатов ранее проведенных ГДИ. Результаты измерений при пуске скважины использовались при оценке установившегося давления на режиме. Основой для изучения переходных процессов являлись исключительно глубинные замеры давления, так как результаты измерений устьевых параметров не могут быть использованы для интерпретации нестационарных газодинамических исследований с целью оценки фильтрационных свойств пласта.

При интерпретации результатов исследований в предлагаемой последовательности сначала анализируется КВД. По первому участку (рисунок 3), выделенному красным цветом, проводим прямую единичного наклона и определяем послеприток (Су). Для оценки проницаемости выделяем участок на билогарифмическом графике, соответствующий радиальному притоку (линия нулевого наклона, выделенная зеленым цветом область). Анализируя

Результаты модели Радиальный еоиоеенный пласт Неограниченная Cs * 0.6654 иЩд/ст2) Cd = 6.049е+019 V = 4.185е*019 иЗ К = 1401.4596 rod kh = 36437.9423 mti.m S = 46.3963

1e~005

билогарифмическую зависимость хорошо прослеживается быстрый выход на радиальную фильтрацию, что является критерием высокого качества

определения параметров пласта. 0.1

(ч £

Ü 0.001

Oí

X

£

£ 2

q 0.0001

0.01 0.1 Эквивалентное время (часы) - Тр=21.8269

Рисунок 3 - Динамический билогарифмический анализ КВД.

По графику радиального течения определяется скин-фактор (8), который характеризует суммарные потери давления, связанные с преодолением сопротивления, возникающего за счет повреждения призабойной зоны скважины и вследствие критических скоростей течения газа при которых происходит отклонение от закона Дарси. Получено абсолютное значение интегрального скин-фактора +50. Сопоставлены диагностический, радиальный и общий графики исследований с учетом полученных значений. На рисунке 4 представлены графики модельных (синяя линия на общем и радиальном графиках, красная на билогарифмическом) и фактических кривых (красные точки на общем и радиальном графиках, синие на билогарифмическом).

Рисунок 4 - Диагностический, радиальный и общий графики исследования с расчетными и фактическими результатами.

Выявлены существенные отличия на циклах индикаторной диаграммы. Это вызвано тем, что не был учтен коэффициент Д так называемый высокоскоростной скин-фактор, зависящий от дебита

о = (1)

Рт ■ г

где г - средний для условий исследования скважины коэффициент сверхсжимаемости газа, д.ед; е-гидропроводность пласта, м"'м/Па-с; В-параметр характеризует гидравлические потери энергии в пласте, связанные с нелинейностью фильтрации газа.

С введением этого параметра уравнение фильтрации для газа приобретает

вид

$ + £>£„ (2)

С уже известной проницаемостью и уточненными значениями скин-фактора и коэффициента О выполнено полное совмещение модельных и фактических кривых Уточненный скин-фактор равен +4.5, что на порядок меньше первоначального (+ 50), а коэффициенте равен 1.3-10"4. Выявлено, что в данном случае основные потери давления возникают за счет высоких скоростей движения газа.

При интерпретации результатов выполненных по разработанной технологии газодинамических исследований можно определить не только фильтрационные свойства пласта и призабойной зоны (гидропроводность, проницаемость, скин-фактор, О-фактор, фильтрационные коэффициенты а и Ь, коэффициенты В и забойное давление, пластовое давление, пластовую температуру), но и уточнить геологическое строение - определить наличие границ, их тип, а также расстояние до границ. Можно также оценить максимальный потенциальный дебит при заданном давлении.

Применение новой технологии газодинамических исследований во всех эксплуатационных скважинах сеноманской газовой залежи Еты-Пуровского месторождения позволило установить, что значение проницаемости изменяется от 0,17 до 5,1 мкм2 и в среднем составляет 1,85 мкм2. При этом в 57 скважинах

проницаемость превышает 1 мкм2 и только в 15 скважинах она меньше 0,5 мкм". Анализируя качество вскрытия скважин, можно отметить, что скин-фактор изменяется от - 4,7 до +60 в среднем составляя +3,5. В 34 скважинах скин-фактор отрицательный. Это является следствием высоких дебитов газа и скоростей потока, что приводит к разрушению призабойной зоны и выносу песка. При этом происходит значительное уменьшение величины скин-фактора.

В четвертом разделе представлены результаты разработки и внедрения методики, позволяющей оперативно контролировать изменение продуктивности скважин, определять причины этого процесса и своевременно предупреждать технологические нарушения нормальной эксплуатации скважин за счет обоснованных ГТМ.

Базовым элементов методики является расчет оптимального дебита скважины, при котором достигается отсутствие песчаио-жидкостной или песчано-глинистой пробки на забое и загрязнений призабойной зоны пласта. Производится сопоставление текущих фактических дебитов скважин с расчетными значениями (таблица 2). Установлено, что скважины №№ 102, 124, 154, 151, 149 имеют наибольшие отклонения в сопоставлении дебитов, поэтому проводится анализ причин низкой продуктивности.

Для оценки изменения продуктивности скважин используется анализ кривых восстановления давления методом Минеева. При расчетах проницаемости учитывались поправки на фазовые соотношения. Если между исследованиями КВД произошли значительные отклонения в параметре проницаемости пласта, то данный факт может являться косвенным признаком изменения водогазового соотношения в пласте.

Для определения причин снижения продуктивности скважины контролировались изменения параметров гидропроводности призабойной и удаленной зоны пласта, сопоставлялись между собой в соседних временных интервалах исследований. Рассчитывалось изменение коэффициентов относительно их изменений в прошлом. Пусть Т- это время, которое прошло с последней оценки коэффициентов гидропроводности и до предыдущего 7°. Т°~'

- предстоящее время 7°, от / зависит с каким периодом наблюдений сравниваются коэффициенты проводимостей с целью выявления характеров их снижения. В результате для оценки параметров необходимы следующие значения

"Ь^иИ^ (3)

К1, К2 - коэффициенты гидропроводности при Т (последнем времени исследований), м2-м/Па-с; К,п, К" - при Т° (предыдущем времени исследований); К/, К2'~ коэффициенты при Г0"' (наблюдаемом периоде сопоставлений).

Таблица 2 - Сопоставление расчетных и фактических дебитов скважин

Скважина, № Фактический дебит, тыс.м3/сут Оптимальный дебит, тыс.м3/сут Разница дебитов, %

160 132 138 4,2

134 131 142 8,2

162 119 129 8,4

133 116 126 8,4

114 115 125 9,0

105 112 125 11,9

148 103 117 13,7

103 101 117 16,3

106 90 106 18,2

119 105 124 18,4

139 89 107 19,7

158 85 102 20,6

110 77 94 22,3

163 72 90 25,3

129 71 83 16,8

149 79 101 27,8

151 86 110 28,2

154 93 122 31,4

124 85 147 72,4

102 102 177 73,8

Если АТ=Т-7", то ДКгКгК? и при &К°=К°-К!.

В результате рассчитывались комплексные коэффициенты ^ - изменение продуктивности состояния призабойной зоны, - изменение состояния удаленной зоны пласта:

(5)

Третьим параметром, который необходим для выявления характера изменения продуктивности является коэффициент изменения водонасыщенности (Квг), который может быть выражен аналогично коэффициентам проводимостей во времени

м3/м3 (6)

V,

где Ув - объем воды выделившийся при отборе проб, потенциальный объем воды, м3; Увп который может выделиться при изменении термобарических условий влагоемкости газа, м3, Уг - объем газа, м3. Тогда

Рг = —(7) ДТ / Т0'1 '

Рассмотренная методика предусматривает сопоставление коэффициентов Ръ ^з в виде вариограммы. Исследуемые скважины заносятся в экспертную базу данных, в которой на момент исследований сопоставляются процентные изменения коэффициентов /ч, Г2, /<з (таблица 3). На следующем шаге каждому коэффициенту присваивается дискретный параметр приоритета, влияющий в дальнейшем на назначение кода ГТМ. Параметр имеет два значения: 1 - важно, 0 - не важно. Присваивание приоритета основывается на практическом опыте проведения ГТМ с учетом особенностей заключительной стадии разработки месторождения. В последующем, по мере формирования экспертной базы, присвоение приоритетности зависит от принятых ранее условий и результатов проведения работ по ним.

Таблица 3 - Назначение приоритетов по скважинам.

Скважина /ч, % Г3, % /*2, % /ч, приор. /з, приор. /"2, приор.

102 21 7 3 1 1 1

154 1 0,4 3 0 0 1

151 6 2,1 12 1 0 1

124 15 0,9 25 1 0 1

Составлена комплексная комбинация кодов ГТМ из трех контролируемых параметров, которые представляют собой трехзначное число вида /м/^Л (таблица 4).

Таблица 4 - Планирование ГТМ по результатам анализа

Код ГТМ Состояние пласта, Влияние жидкости, Ъ Состояние забоя, Возможные причины Решения

1 0 0 0 Стабильная работа

2 0 1 0 Прогнозирование ухудшения дренирования Дополнительный контроль над скважиной

3 0 0 ! Сухая пробка Изменение технологического режима

4 1 0 0 Ухудшение работы пласта, интеференция Перераспределение отборов

5 1 I 0 Прогнозирование образование пробки Дополнительный контроль

6 1 0 I Интеференция скважин, истощение Изменение технологического режима, перераспределение отборов

7 0 1 I Локальное конусообразование Водоизоляционные работы (ВИР)

8 1 1 1 Внедрение воды ВИР, изменение интервала перфорации

Разработанная методика применяется на Вынгапуровском месторождении

с 2009 года, использование которой способствовало корректному определению причин образования пробок, назначению комплексных ГТМ, направленных на устранение и предотвращение причин снижения продуктивности скважин и позволило повысить снизить количество бездействующего скважин с 20 % до 10%.

В работе предложены наиболее эффективные технологические решения по извлечению низконапорного газа. С целью ввода скважин в эксплуатацию внедрена технология установки второй колонны (хвостовика) для ликвидации водопритока и восстановления целостности эксплуатационной колонны в интервале перфорации меньше 30 м, когда нельзя провести селективную закачку водоизолирующей композиции.

В результате ее применения в 2009-2011 г.г. из бездействия выведены 8 скважин Вынгапуровского месторождения. За время эксплуатации введенных скважин дополнительная добыча газа составила 352 млн.м3.

В сложившихся условиях Вынгапуровского месторождения единственным путем продолжения разработки залежи является создание условий для снижения давлений в газосборной системе и повышение давления и расхода газа на входе в ДКС. Для реализации данных условий предлагается установить в узловых точках системы сбора мобильные компрессорные установки (МКУ). МКУ обеспечат сжатие газа до оптимальных значений давления входа в ДКС. При этом появится возможность гибкого регулирования скважин, увеличится добыча газа и улучшится дренирование запасов залежи. Скважины будут работать независимо от давления на входе в ДКС. Разработанная технология позволит продолжать добычу низконапорного газа и достичь максимальную газоотдачу залежи, а МКУ обеспечат эксплуатацию скважин до устьевого давления 0,15 МПа. На постоянно-действующей геолого-технологической модели рассмотрены варианты дальнейшей разработки Вынгапуровского месторождения с учетом реализации решений по установке мобильных компрессорных установок в ГСС и без них. Мобильные компрессорные установки позволяют регулировать технологический режим работы скважин независимо от давления на входе в ДКС, в результате чего будут запущены простаивающие скважины, добыча газа из залежи увеличится на 4,6 млрд.м3 и улучшится дренирование запасов.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Выявлено, что основными проблемами разработки сеноманских залежей на завершающей стадии эксплуатации является защемление газа и дегазация водоносной области. На завершающей стадии разработки возможности ДКС и гидравлическая характеристика газосборных сетей (ГСС) определяют технологический режим работы добывающих скважин. Извлечение остаточных запасов осложняется техническим состоянием скважин и ограничениями системы сбора и подготовки газа.

2. Выявлены эмпирические зависимости динамики обводнения залежей от накопленной добычи газа: при отборе 80 % начальных запасов обводняется 35-38 % от начального газонасыщеного объема, позволяющие повысить точность прогнозирования технологических показателей разработки.

3. Разработана и внедрена технология контроля за эксплуатацией залежи низконапорного газа на базе модифицированного изохорного метода по технологии ИД-КВД и скважин, основание которой выявлено, что в 57 скважинах Еты-Пуровского месторождения проницаемость превышает 1 мкм2, в 15 скважинах меньше 0,5 мкм2, скин-фактор изменяется от - 4,7 до +60 в среднем составляя +3,5, в 34 скважинах отрицательный, что является следствием высоких дебитов газа и скоростей потока, что приводит к разрушению призабойной зоны и выносу песка.

4. Разработана методика выбора скважин для проведения геолого-технических мероприятий в условиях низких дебитов и давлений в результате чего на 26 % увеличена успешность ввода в эксплуатацию скважин с целью выработки запасов низконапорного газа и условиях аномально низких пластовых давлений выведено из бездействия 8 скважин Вынгапуровского месторождения, что позволило добыть 352 млн. м3 газа.

5. Разработана технология проведения водоизоляционных работ в условиях аномально низких пластовых давлений. Разработана технология извлечения низконапорного газа с применением устьевого компрессорного оборудования, позволяющая регулировать режим работы скважины независимо от давления на входе в ДКС и продлить разработку сеноманской залежи Вынгапуровского месторождения и увеличить конечное извлечение газа на 4,6 млрд.м3.

Основные положения диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Жбаков В.А. Геолого-промысловый анализ разработки сеноманских газовых залежей южной части Надым-Пурской нефтегазоносной области / В.А. Жбаков, М.Х, Тугушев, A.B. Колмаков // Горные ведомости. - 2005. - № 4 (11). -С. 96-108.

2. Жбаков В.А. Цифровое моделирование на базе масштабных газодинамических исследований скважин / В.А. Жбаков, М.Х, Тугушев,

A.B. Колмаков // Наука и техника в газовой промышленности. - 2007.- № 2. -С. 98-104.

3. Крекин С.Г. Анализ положения ГВК газовой залежи пласта ПК, Западно-Таркосалинского месторождения / С.Г. Крекин, P.P. Шакуров,

B.Б. Белоус, В.А. Мажар, М.И. Кременецкий, A.B. Колмаков // Газовая промышленность. - 2009. - № 4. - С. 27-29.

4. Дмитрук В.В. Ограничение водопритока на сеноманских газовых залежах / В.В. Дмитрук, Н.В. Рахимов, A.A. Сингуров, A.B. Колмаков // Oil & gas journal Russia. -2010. - № 6 (40). - С. 78-83.

5. Колмаков A.B. Опыт применения модификаторов относительных фазовых проницаемостей для ограничения водопритока газовых скважин Комсомольского месторождения / A.B. Колмаков, В.В. Гурьянов, И.А. Ридель, П.С. Кротов //Территория нефтегаз.-2011.-№ 12.-С. 66-69.

6. Кротов П.С. Влияние циклической добычи на пластовые условия газовой залежи Вынгапуровского месторождения / П.С. Кротов, A.B. Конов, И.М. Давлетшина, A.B. Колмаков // Наука и ТЭК. - 2011. - № 2 . - С. 12-14.

7. Моторин Д.В. Проблемы разработки сеноманской газовой залежи Западно-Таркосалинского месторождения / Д.В. Моторин, А.Е. Кабытова, П.С. Кротов, A.B. Колмаков // Наука и ТЭК. - 2011. - № 7 . - С. 26-29.

8. Колмаков A.B. Комплексный подход к изучению неоднородностей продуктивных горизонтов-обеспечение качественной адаптации цифровых моделей / A.B. Колмаков, И.А. Ридель, P.A. Гарифуллина, A.C. Маргарит, О.В. Квасницына // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 12. - С. 47-50.

9. Грачев С.И. Методика выбора скважин для проведения геолого-технических мероприятий по поддержанию действующего фонда / Грачев С.И, Колмаков A.B.//Наука и ТЭК.-2012.-№ 1.-С. 15-19.

Соискатель A.B. Колмаков

Издательство «Вектор Бук» Лицензия ЛР № 066721 от 06.07.99 г. Подписано в печать 27.02.2012 г. Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Печать Riso. Усл. печ. л. 1,44. Тираж 100 экз. Заказ 111. Отпечатано с готового набора в типографии издательства «Вектор Бук». Лицензия ПД № 17-0003 от 06.07.2000 г. 625004, г. Тюмень, ул. Володарского, 45. Тел. (3452) 46-54-04,46-90-03.

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Колмаков, Алексей Владиславович, Тюмень

61 12-5/3471

Открытое акционерное общество «Газпром» Общество с ограниченной ответственностью «Газпром добыча Ноябрьск»

На правах рукописи

КОЛМАКОВ АЛЕКСЕЙ ВЛАДИСЛАВОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ВЫРАБОТКИ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НИЗКОНАПОРНОГО ГАЗА СЕНОМАНСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор Грачев С.И.

Тюмень -2012

СОДЕРЖАНИЕ

1 ОБЗОР СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ СЕНОМАНСКОГО ГАЗОНОСНОГО КОМПЛЕКСА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ................................7

1.1 Особенности геологического строения сеноманских продуктивных залежей.....................................................................................................................7

1.2 Традиционные принципы разработки сеноманских залежей.................9

1.3 Текущее состояние выработанности запасов сеноманского газа........12

ВЫВОДЫ РАЗДЕЛУ 1.............................................................................................17

2. ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ СЕНОМАНСКИХ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ...............18

2.1 Основные принятые решения по разработке Вынгапуровского и Медвежьего месторождений..............................................................................18

2.2 Анализ основных технологических показателей разработки..............21

2.3. Анализ текущих пластовых условий........................................................27

2.3.1 Энергетическое состояние залежей........................................................27

2.3.2 Анализ обводнения залежей....................................................................36

2.4 Влияние внутрипластовых динамических процессов на величину извлекаемых запасов...........................................................................................52

2.5 Технологический режим работы скважин на завершающей стадии..60 ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2.......................................................................................76

3. РАЗРАБОТКА СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ ПРОДУКТИВНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН И ГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ .....................................................................................................................................78

3.1 Классическая схема проведения газодинамических исследований на скважинах..............................................................................................................78

3.2 Разработка системы контроля фильтрационных параметров пласта и скважин..................................................................................................................80

3.2.1 Дизайн газодинамического исследования в добывающей скважине.. 80

3.2.2 Разработка технологии газодинамических исследований для оценки фильтрационных параметров пласта...............................................................86

3.2.3 Дизайн исследования для изучения межскважинного взаимодействия по технологии гидропрослушивания..............................................................87

3.3 Оценка точности измерений давления на устье и на забое скважины при проведении исследований...........................................................................90

3.4 Разработка методики обработки результатов газодинамических исследований скважин........................................................................................98

3.4.1 Разработка методики обработки комплекса исследований КВД+ИД 98

3.4.2 Методика обработки результатов гидропрослушивания...................110

3.5 Анализ результатов интерпретации исследований..............................111

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3..................................................................................116

4 РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ВЫБОРА СКВАЖИН И ОБОСНОВАНИЯ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ВВОДУ ИХ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ДЛЯ ДОИЗВЛЕЧЕНИЯ НИЗКОНАПОРНОГО ГАЗА

...................................................................................................................................117

4.1 Определение потенциально-оптимального дебита скважин..............117

4.2 Выбор приоритетных скважин для проведения ГТМ..........................122

4.3 Выбор мероприятий по проведению ГТМ..............................................128

4.4 Результаты апробации методики.............................................................135

4.5 Технические решения по эксплуатации скважин.................................137

4.6 Технология проведения водоизоляционных работ со спуском второй колонны................................................................................................................152

4.7 Технология разработки с применением устьевых компрессоров......155

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 4.....................................................................................158

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.............................................159

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ..............................................160

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы

Высокая степень инфраструктурного развития регионов РФ, где расположены месторождения углеводородного сырья, предопределяет возможность продления процесса их разработки с целью увеличения отбора трудноизвлекаемых запасов. Как известно, использование традиционных технологий освоения сеноманских газовых залежей ограничивает конечную газотдачу на уровне 85 %. В результате на уникальных месторождениях Западной Сибири (Медвежье, Уренгойское и Ямбургское и др.) в сеноманских отложениях останется не менее 1500 млрд.м газа, из которых более 500 млрд.м составит низконапорный газ в свободном состоянии. Извлечению этих запасов препятствуют основные проблемы, возникающие на заключительной стадии разработки: обводнение скважин пластовой водой, накопление жидкости в системе сбора продукции, «самозадавливание» скважин вследствие накопления жидкости на забое и в стволе скважин при низких дебитах газа, снижение устьевых температур, что создаёт условия для образования ледяных и гидратных пробок в наземном оборудовании, разрушение пласта-коллектора, образование песчаных пробок, вынос песка на поверхность, сопровождаемый абразивным износом оборудования, снижение эффективности ввода в эксплуатацию простаивающих скважин в условиях аномально низких пластовых давлений. В этой связи необходима разработка новых технологических подходов к извлечению низконапорного газа сеноманских залежей на основе совершенствования мониторинга процессов их разработки.

Цель работы

Повышение выработки остаточных запасов продуктивных пластов сеноманских отложений за счет совершенствования мониторинга процесса их эксплуатации и разработки технологии добычи низконапорного газа.

Основные задачи исследования

1. Анализ проблем разработки сеноманских залежей на завершающей стадии эксплуатации.

2. Совершенствование системы контроля за разработкой газовых залежей.

3. Разработка методики выбора скважин и обоснования геолого-технологических мероприятий по вводу их в эксплуатацию.

4. Апробация и внедрение разработанных технологических решений по извлечению низконапорного газа сеноманских отложений.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования являются системы разработки на заключительной стадии сеноманских газовых залежей месторождений Севера Западной Сибири, предметом исследования - скважины и системы сбора продукции при добыче низконапорного газа.

Научная новизна выполненной работы

1. Научно обосновано, что на заключительной стадии разработки сеноманских залежей процессы защемления газа и дегазации водоносной области снижают эффективность выработки остаточных запасов низконапорного газа.

2. Научно обосновано, что темп подъема газоводяного контакта сеноманских газовых залежей Вынгапуровского и Медвежьего месторождений во времени связан с литологическими особенностями продуктивного разреза. Продвижение пластовых вод в зоне отбора происходит по вертикали, а на крыльевых и периклинальных частях залежи по напластованию в направление к центральной зоне. При отборе 80 % начальных запасов обводняется 35-38 % от начального газонасыщеного объема. Темпы обводнения залежей близки, что позволяет утверждать о наличии зависимости динамики обводнения залежей от накопленной добычи газа.

3. Разработана методика выбора скважин и обоснования эффективных технологических мероприятий для их восстановления и доизвлечения запасов газа сеноманских залежей в условиях низких дебитов и давлений.

Практическая ценность и реализация

1. Внедрением разработанной методики выбора скважин и обоснования

геолого-технологических мероприятий на 26 % увеличена успешность ввода в эксплуатацию скважин с целью выработки запасов низконапорного газа Вынгапуровского месторождения. В условиях аномально низких пластовых давлений выведено из бездействия 8 скважин Вынгапуровского месторождения, что позволило добыть 1,352 млрд. м3 газа.

2. Внедрение разработанной технологии добычи низконапорного газа с применением устьевого компрессорного оборудования продлена разработка сеноманской залежи Вынгапуровского месторождения, что позволит увеличить конечное извлечение газа на 4,6 млрд.м3.

3. Основные результаты работы вошли в технологические регламенты по проведению геолого-технологических мероприятий и эксплуатации скважин, а также в действующие проектные документы по разработке месторождений ООО «Газпром добыча Ноябрьск».

Основные защищаемые положения

1. Влияние процессов дегазации водоносной области и динамики фонда скважин на величину остаточных запасов газа.

2. Зависимость динамики обводнения залежей от накопленной добычи

газа.

3. Методика выбора скважин для проведения геолого-технических мероприятий по поддержанию действующего фонда.

4. Технология добычи низконапорного газа с применением устьевых компрессоров.

1 ОБЗОР СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ СЕНОМАНСКОГО ГАЗОНОСНОГО КОМПЛЕКСА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Основные газовые месторождения Западной Сибири приурочены к апт-сеноманскому газоносному комплексу, перекрытому мощной толщей (до 800 м) глин турон-олигоценового возраста. Продуктивность сеноманских отложений в Западной Сибири установлена на огромной территории, ограниченной на западе Уральским хребтом, на востоке - административной границей Тюменской области, на севере - морским побережьем и на юге широтой, проходящей примерно по северному окончанию Сургутского свода [1, 2]. Сеноманский продуктивный комплекс содержит около двух третей запасов газа промышленных категорий по Западной Сибири [3]. В этих отложениях открыто 77 залежей углеводородов, из них 4 -газонефтяных (Тазовское, Русское, Северо-Комсомольское и Ваньеганское), одна нефтяная (Ай-Яунское месторождение в пределах Каймысовской нефтегазоносной области), остальные - чисто газовые залежи [4].

1.1 Особенности геологического строения сеноманских продуктивных залежей

Сеноманские газовые залежи характеризуются идентичностью геологического строения, что позволяет обобщить основные геолого-физические характеристики. Залежи являются массивными, водоплавающими и их объем определяется кровлей пласта и поверхностью газоводяного контакта. Газонасыщенные толщины достигают 250 м. Коллекторами для газа являются пески и алевролиты в различной степени глинистые. Залегают на сравнительно небольших глубинах (450-1300 м) [5]. Отмечена зависимость коллекторских свойств и плотности пород-коллекторов от глубины залегания. В южных районах Западно-Сибирской нефтегазовой провинции (ЗСНГП) (Вынгапуровское, Вынгаяхинское и др. месторождения) при глубине сеноманских отложений 700 м и более средняя пористость составляет 34-37 %.

На Уренгойском, Медвежьем и Ямбургском месторождениях (северные районы) с глубиной 1100-1250 м она уменьшается до 30-31 % [6].

Строение продуктивной толщи представлено чередованием преимущественно песчаных алеврито-глинистых пачек и пластов различной толщины, часто линзовидной формы, не коррелируемых даже в пределах не только площади, но в отдельных кустах эксплуатационных скважин, на расстоянии 50-100 м [7]. В разрезе преобладают песчано-алевролитовые породы (60-90 %) различных кондиций, различаемые по проницаемости от

-у

0,001 до 7 мкм , газонасыщенности от 47 до 93 % и открытой пористости от 22 до 44 %. Удельные электрические сопротивления газонасыщенных пород изменяются от 4-6 до 300-500 Ом*м и более [8].

Ряд исследователей делали попытки расчленить сеноманскую толщу на несколько пачек. A.B. Ежовой, С.Г. Саркисяном, Г.Н. Комардинкиной в 1971 г. дано двучленное деление этой толщи: континентального генезиса - нижняя часть песчано-алевритового состава и прибрежно-морского - верхняя часть -глинисто-алевритового состава. При этом многими специалистами признается прибрежно-морской генезис покурской свиты. Тем не менее, сильная фациальная изменчивость разреза делает практически невозможным по данным ТИС выделить одновозрастные пачки на всей рассматриваемой территории [9].

Подконтактная водонасыщенная часть сеномана как на крыльях структур так и по площади газоносности, сложена высокопроницаемыми песчано-алевролитовыми породами. Установленна модель строения сеноманского продуктивного комплекса, складывающаяся из сочетания двух закономерностей: повышения ФЕС по разрезу - сверху вниз и по площади - от контура ГВК к центру залежи.

Сеноманский газ сухой и на 98 % состоит из метана. Соответственно не требуется сложной подготовки к дальнему транспорту [10].

1.2 Традиционные принципы разработки сеноманских залежей

В работах С.Н. Закирова [11, 12] приводится обоснование принципов рациональной разработки, подразумевающих получение максимальной доходности и обеспечение наименьшего ущерба недрам, окружающей среде, при условиях неукоснительного соблюдения действующего законодательства. В разные годы проблемами разработки газовых месторождений занимались такие известные ученые, как З.С. Алиев [13], К.С. Басниев [14], А.Н. Дмитриевский [15], О.М. Ермилов [16, 17], С.Н. Закиров [11, 12], Г.А. Зотов [18], Ю.П. Желтов, Ю.П. Коротаев, Р.М. Кондрат [19], Е.М. Нанивский [15, 16], А.Х. Мирзаджанзаде [20], Р.М. Тер-Саркисов [21], А.П. Телков [22], А.Н. Лапердин [23, 24, 25, 26], В.Н. Маслов [27, 28], Г.И. Облеков [29, 30] и др. Ими установлено, что разработка сеноманских газовых залежей месторождений севера Западной Сибири связана с рядом особенностей. К ним относятся: поэтапный ввод в эксплуатацию отдельных участков, кустовое размещение вертикальных или наклонно-направленных скважин в купольной части залежи, активное внедрение пластовых вод и связанная с этим обводненность продуктивных пластов и добывающих скважин, рост числа бездействующих скважин и увеличение количества капитальных ремонтов, регулирование скважин для оптимальной работы газосборной системы, промысловая подготовка газа для дальнего транспорта и другие факторы [31, 32, 33, 34].

Добываемый газ от скважин поступает по газосборным коллекторам на газовый промысел. На промысле газ обрабатывают на установке комплексной подготовки (УКПГ) для обеспечения условий его дальнего транспортирования [35, 36]. Повышение давления до давления магистрали выполняется дожимной компрессорной станцией [37].

По мнению С.А. Кирсанова [38] основным принципом регулирования разработки газовых залежей является условие достижения минимума непроизводительных потерь давления в системе "пласт - скважина -газосборные сети (шлейфы) -УКПГ". Это позволяет продлить период

бескомпрессорной эксплуатации или снизить темп увеличения мощностей существующей ДКС.

Рассматриваемая задача сводится к определению таких дебитов скважин, которые находились бы в пределах допустимых значений и обеспечивали плановые отборы газа в течение планируемого периода при минимальных потерях давления на пути от пласта до входа в коллектор сбора газа. При математической постановке сформулированной задачи необходимо учитывать ряд ограничений технологического характера: ограничения по пропускной способности оборудования, скважин и системы газосбора; ограничения, вызванные возможностью разрушения призабойной зоны пласта (например допустимый дебит и депрессия на пласт); ограничения, вызванные возможностью подтягивания конуса подошвенной воды (безводный дебит); ограничения, обусловленные возможностью гидратообразования в скважинах и шлейфах (минимально допустимый дебит); ограничения технического характера, связанные с давлениями во входном коллекторе УКПГ (максимальное по соображениям безопасности, минимальное исходя из возможностей компрессорных агрегатов).

Характерными особенностями освоения газовых месторождений на севере Западной Сибири являются центрально-групповая схема размещения скважин в присводовой части структуры и дифференцированная схема вскрытия продуктивных отложений [39]. Вопросы эффективной отработки запасов газа по площади и разрезу освящены в работах Г.И. Облекова [40], О.М. Ермилова [41] и др. С одной стороны такие технические решения положительно сказываются на технико-экономических показателях работы газовых промыслов и экологической обстановке в районе работ. С другой -приводят к формированию локальных депрессионных воронок, затрудняют контроль за разработкой, уменьшают степень дренирования запасов залежи.

Типовая схема обустройства газовых месторождений предусматривает их разбивку на несколько эксплуатационных зон (по числу УКПГ) [42, 43]. Площадь и запасы газа этих зон различны, поэтому в процессе управления

разработкой важно таким образом распределить отбор между скважинами эксплуатационного фонда, чтобы обеспе