Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 [ 139 ] 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217

Анализ распределения неколлекторов по разрезу свидетельствует о том, что наиболее выдержанный слой слабопроницаемых пород залегает в 8-12 и в 50 - 64 м от кровли продуктивной толщи. Глинистые породы в основном характеризуются прерывистым характером распространения.

Характерной особенностью распределения фильтрационных свойств по площади является ухудшение их в сторону законтурной области. Зоны повышенных значений проницаемости (0,6-10" - 0,8-Ю м) приурочены, как правило, к зонам повышенного содержания коллекторов. Распределение проницаемости по разрезу носит дифференцированный характер. Повышенные значения характерны для глубин 0 - 8; 18 - 34; 80 - 87; 92 - 96; 110-120 м от кровли. Отмечается улучшение фильтрационной способности продуктивной толщи в нижней части по зонам УКПГ-З, 1 и 4 и ухудшение по зонам УКПГ-2, 5, 7. Интервалы с повышенными значениями проницаемости можно отнести к зонам, где предполагается наиболее раннее продвижение подошвенной воды. При этом темп ее продвижения зависит не только от горизонтальной проницаемости, но и от ее вертикальной составляющей.

Анализ керна (115 образцов), отобранного из сеноманских отложений газовых месторождений севера Тюменской области, показал, что вертикальная проницаемость коллекторов I типа в 1,5 раза ниже горизонтальной, а для коллекторов II -III типов это отношение в среднем составляет 1,8.

Учитывая, что газовая залежь является единой, не разбитой на пачки мощными глинистыми телами, такое соотношение проницаемостей способствует достаточно быстрому продвижению пластовой воды. Особенно это характерно для так называемых "литологических песчаных окон", характеризующихся наибольшим подъемом ГВК. На Медвежьем месторождении к таким зонам относится юго-восточная часть - район скв. 51, 67, районы расположения скв. 66, 68, 73, участки западнее скв. 57, 21, а также сводовая часть Ныдинского поднятия.

Исходя из изложенного, в основу расчета технологических показателей разработки и обводнения залежи была положена зонная газодинамическая модель, основанная на принципе межзоннных перетоков, описываемых общей математической моделью системы газовая залежь - водоносный бассейн.

Исходные данные для технологических расчетов

В первоначальных проектных документах распределение отборов газа по площади газоносности было сделано без учета особенностей геологического строения и характера распределения запасов газа по площади отдельных эксплуатационных участков. В результате на месторождении сформировались две ярко выраженные зоны минимального пластового давления - район УКПГ-2 и УКПГ-6, 7. Поэтому в основу распределения добычи газа по площади газоносности было положено фактическое размещение запасов газа, состояние обводнения и схема переброски потоков газа по поверхностным шлейфам с одних УКПГ на другие.

Зонами повышенных отборов являются районы УКПГ-1, УКПГ-4, УКПГ-8, УКПГ-8а и УКПГ-9, на которые приходится около 60 % начальных запасов газа.

С другой стороны, они же, исключая УКПГ-9, являются источниками

переброски части добываемого газа для его подготовки на ближайшие УКПГ.

Данное обстоятельство предопределяет необходимость постоянного сохранения здесь повышенных устьевых давлений, причем профиль устьевых давлений должен иметь уклон в сторону тех УКПГ, куда подается часть газового потока.

На динамику отборов газа, кроме вышеуказанного, накладывает определенное ограничение внедряющаяся пластовая вода, способствующая снижению прочностных характеристик пород газонасыщенных отложений и значений предельных депрессий на пласт. Характер изменения последних показывает, что текущие значения во времени снижаются пропорционально обводнению порового объема. Соответственно уровни годовой добычи будут ежегодно уменьшаться и определяться значениями пластовых давлений и предельных депрессий в каждом из районов добычи.

С учетом изложенного распределение отборов газа по площади газоносности должно отвечать оптимальным условиям разработки продуктивного пласта и всего комплекса технологического оборудования с учетом объемов дополнительного бурения.

Газодинамические исследования скважин на Медвежьем месторождении проводятся по стандартной методике. Забойные (преимущественно в начальный период) и пластовые давления определяются по барометрической формуле. Точность таких расчетов вполне удовлетворительна, что в совокупности с большим объемом исследовательских работ, выполненных за двадцатичетырехлетний период эксплуатации, позволяет достаточно надежно установить средние значения фильтрационных коэффициентов и получить математическую модель фильтрации, наиболее приближенную к реальной.

Уточнение расчетных моделей по данным истории разработки

Первоначальные проектные документы по разработке Медвежьего месторождения составлялись на утвержденные к тому моменту запасы газа.

В 1987 г. был проведен пересчет запасов объемным методом и по падению пластового давления. В первом случае использовались данные по 173 скважинам, вскрывшим ГВК, и дополнительные геолого-промысловые материалы, полученные в период эксплуатационного разбуривания. Метод падения пластового давления базировался на фактических темпах падения давления и объемах добытого газа. Рассмотрев представленные материалы, б. ГКЗ СССР утвердила начальные запасы.

Корректировка запасов газа объемным методом, выполненная в том же году ТюменНИИгипрогазом с учетом замечаний экспертов по значениям эффективных толщин в скв. 48, 64, 453, 143, 144, 148, дала величину, практически аналогичную полученной по методу падения пластового давления.

В последующий период разбуривание Медвежьего месторождения продолжалось. В результате получен дополнительный геолого-промысловый материал для оценки реальной величины начальных запасов газа, с учетом которого в 1992 г. ТюменНИИгипрогазом выполнен пересчет последних объемным методом с использованием методики, разработанной специалистами Надымгазпрома и ТюменНИИгипрогаза и утвержденной ГКЗ. Полу-

ченная при этом величина запасов газа в целом для месторождения отличается от утвержденной в ГКЗ величины на 10 %.

Особенностью освоения сеноманской залежи Медвежьего месторождения, как ранее отмечалось, является разновременность ввода в эксплуатацию отдельных участков и различный темп их разработки, в частности южной и центральной частей. /\анное обстоятельство приводит к активным массообменным процессам между отдельными эксплуатационными зонами, под которыми подразумеваются районы действующих УКПГ.

При этом, согласно модельным газодинамическим расчетам, по абсолютным величинам перетоки газа между УКПГ достигают 10 - 15 % от объемов соответствующей годовой добычи. В результате запасы газа, определяющие темп падения пластового давления в районах УКПГ, будут отличны от их геологических аналогов. Иначе говоря, расчетная модель должна содержать в себе дренируемые запасы, учитывающие состояние разработки и интенсивность массообменных процессов. Для этих целей на зонной газодинамической модели выполнена серия расчетов и определены текущие дренируемые запасы для каждой эксплуатационной зоны, использованные в дальнейшем в вариантных расчетах показателей разработки. Динамика их изменения говорит о том, что во времени по большинству эксплуатационных зон существенных изменений в запасах не отмечено. Так, относительно 1988 г., когда составлялся проект разработки, изменения в дренируемых запасах на УКПГ-1, УКПГ-2, УКПГ-З. УКПГ-6, УКПГ-8-Ь 8а и УКПГ-9 составляют 1 - 3 и 2 % в целом по месторождению. Более существенно изменились при уточнении запасы газа в районах УКПГ-4, 5 и 7. Так, на УКПГ-7 они возросли на 13 %, на УКПГ-4, 5 уменьшились на 8 - 12 %.

Технологические показатели разработки

Технологические показатели разработки месторождения в целом и для районов отдельных УКПГ рассчитаны при одновременном выполнении следующих условий:

1) поддержание рабочих депрессий на уровне предельных с точки зрения целостности продуктивного пласта;

2) сохранение мощности агрегатов ГТН-6 на ДКС первой очереди и мощности ЦДКС;

3) учет сезонной неравномерности газопотребления и пиковых нагрузок;

4) обеспечение надежной работы агрегатов ГТН-6;

5) учет фактического состояния разработки в соответствии с геолого-промысловой информацией;

6) возможность переброски части газового потока по поверхностным шлейфам;

7) учет ввода в разработку дополнительных скважин и выбытия скважин из-за обводнения.

Первый вариант разработки ориентирован на фактически сложившуюся ситуацию по фонду действующих эксплуатационных скважин, динамику его изменения во времени при внедрении пластовой воды с учетом ввода в разработку новых скважин в районах УКПГ-8, 8а и 9 в течение 1996 - 1997 гг.

Расчеты показателей разработки показали, что в 1996 г. объем годо-