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

Обводненность залежи в зоне эксплуатации по всем вариантам достигает 44,4 %.

Всего к концу разработки обводнится до 88 скважин. Как показали расчеты, до 2000 г. могут выбыть из эксплуатации примерно две скважины. В дальнейшем ежегодно может выбывать из эксплуатации от трех до четырех скважин.

Повышенный темп отбора газа, предусмотренный вариантами 1 и 2, приводит к значительному числу выбывших из эксплуатации скважин из-за снижения их дебитов. В этом случае предпочтение имеет вариант 3, где число выбывших из эксплуатации скважин к концу разработки составит 265, что в 1,5 раза меньше по сравнению с вариантами 1 и 2. В этом случае в период падающей добычи газа годовые отборы будут выше по сравнению с вариантами 1 и 2. В результате это приведет к выравниванию конечных коэффициентов газоотдачи.

Таким образом, с технологической точки зрения вариант 3 остается предпочтительным. Кроме того, снижение суммарной добычи газа до 150 млрд. м в год позволит поддерживать на входе в ГКС давление 5,5 МПа. При существующей степени сжатия 1,33 - 1,35 можно будет создавать в начале магистрального газопровода давление до 7,45 МПа.

Основная доля добычи газа в Западной Сибири обеспечивается за счет эксплуатации Уренгойского и Ямбургского газоконденсатных месторождений. В 1996 г. на долю Ямбургского месторождения (сеноман) пришлось 30,1 % суммарной добычи газа по б. РАО "Газпром" и 32,2 % - по Западной Сибири.

Сеноманская залежь Ямбургского месторождения введена в разработку в 1986 г., и по состоянию на 01.01.97 из нее было отобрано свыше 30 % от начальных запасов газа.

Отставание ввода УКПГ и скважин приводило к максимальному использованию созданных производственных мощностей, а порой и к вовлечению в эксплуатацию технологического резерва. В значительной степени это способствовало кратковременному улучшению экономических показателей по сравнению с их проектным уровнем.

Скважины в кустах бурят наклонно направленными с расстоянием их забоев от вертикали до 300 - 400 м.

Кусты располагаются в основном ближе к периферийной части залежи, что значительно расширяет зону эксплуатации.

С целью предотвращения преждевременного обводнения скважин рекомендуется оставлять забой скважин выше ГВК на 25 м, при наличии выдержанных глинистых экранов в зоне ГВК это расстояние может быть уменьшено до 10 - 15 м.

По варианту 3 число обводнившихся в процессе их эксплуатации скважин составит 87 за весь период разработки сеноманской залежи. В этих скважинах необходимо предусмотреть проведение капитального ремонта с целью изоляции обводнившейся части пласта. В случае невозможности или неэффективности таких работ следует проводить дальнейшую их эксплуатацию, например с одновременным извлечением жидкости или переходить на периодическую добычу, т.е. с остановкой скважин для оттеснения жидкости от их забоев. Скважины, отключенные из-за низких дебитов, в дальнейшем могут быть использованы для извлечения низконапорного газа.

4.3.4

Рекомендации по контролю за разработкой

Как отмечалось выше, рекомендации по контролю за разработкой залежи согласно проекту 1984 г. выполнены не в полном объеме. Эксплуатационный фонд скважин сконцентрирован в центральной части сеноманской залежи. Существующая сетка наблюдательных скважин не позволяет осуществлять контроль за отработкой периферийной части, особенно в районе УКПГ-3, 4, 5, 7. Кроме того, учитывая большую площадь газоносности на периферии, литологическую неоднородность строения залежи, следует полагать, что этого числа скважин для наблюдения за всей площадью недостаточно. В связи с этим специалисты ВНИИГАЗа рекомендовали следующее.

1. Увеличить существующее число наблюдательных скважин за пластовым давлением на 7 и пьезометрических скважин - на 6 единиц. В качестве наблюдательных при контроле за пластовым давлением можно использовать пять скважин: 63, 442, 443, 448, 449, запланированных с целью уточнения геологического строения и расположенных в районе Анерьяхинской площади.

2. Для расширения зоны контроля за продвижением ГВК добурить 13 "глухих" скважин, из них 7 на Анерьяхинской площади, приуроченных к кустам эксплуатационных скважин.

3. Обратить внимание промысловиков на контроль за изменением пластового давления в водоносном бассейне по пьезометрическим скважинам, особенно на качество исследований пьезометров, расположенных за контуром газоносности.

4. Проводить систематическое определение пластового, статического, устьевого давлений по всему фонду наблюдательных и эксплуатационных скважин (не реже 2 раз в год).

5. Осуществлять постоянный контроль за положением забоев скважин, за выносом механических примесей и жидкости, гидрохимический контроль за работой скважин.

6. В процессе опытной эксплуатации Анерьяхинской площади провести качественные исследования по определению продуктивных характеристик кустовых скважин и максимально допустимой депрессии на пласт.

7. Все эксплуатационные скважины, ликвидированные по тем или иным причинам, должны рассматриваться на предмет использования их в качестве наблюдательных за разработкой залежи.

По состоянию на 01.01.97 объем внедрившейся в сеноманскую залежь воды значителен в абсолютных величинах, однако не превышает 5 % начального газонасыщенного порового объема.

При анализе геологического строения водоносной части сеномана с учетом опыта разработки аналогичных месторождений (Медвежье, Уренгой, Вынгапур) отмечено, что процесс разработки газовых залежей сопровождается внедрением пластовых вод в продуктивные отложения. Практика показывает, что если к одной водонапорной системе приурочен ряд залежей, то разработка их происходит в условиях взаимодействия. В течение первых лет разработки (от 3 до 5 лет) на всех газовых месторождениях севера Тюменской области начинает проявляться упруговодонапорный режим работы залежи. На момент ввода Ямбургского месторождения в раз-

работке уже длительное время находились соседние месторождения-гиганты Уренгой и Медвежье, которые приурочены к единой водонапорной системе. В связи с этим специалистами ВНИИГАЗа при участии автора сделана оценка влияния их разработки на Ямбургское месторождение.

Группу сеноманских месторождений севера Тюменской области представили как укрупненные скважины, считая каждое из месторождений элементом большой газогидродинамической системы, затем определили радиусы зон распространения упругой волны вокруг залежей на моменты ввода очередного месторождения из этой группы. На момент пуска Уренгойского месторождения зона возмущения вокруг Медвежьего достигла радиуса 111 км и находилась на расстоянии 85 км от контура круговой залежи. На 01.01.86 (пуск Ямбурга) вокруг Медвежьего и Уренгойского месторождений величина продвижения радиусов возмущения составила около 143 и 99 км соответственно при расстоянии между ними 105 км. Максимальное значение падения пластового давления в водоносном бассейне находится в пределах контура газоносности. Расчеты показали, что на современном этапе группа сеноманских месторождений разрабатывается в условиях взаимовлияния, зоны возмущения вокруг них накладываются в периферийных областях. Вследствие этого под сеноманскими залежами Ямбургского, Северо-Уренгойского и Медвежьего месторождений создалась единая депрессионная воронка, а не просто локальные зоны возмущения. Расчетами по принципу суперпозиции сделана оценка влияния разработки соседних месторождений (Уренгойское, Ен-Яхинское и Северо-Уренгойское). На контуре газоносности сеноманской залежи Ямбургского месторождения отмечено падение пластового давления в пределах 0,2 МПа. С этим фактом необходимо считаться при прогнозировании показателей разработки. Для корректного решения поставленных задач необходима сеть пьезометрических скважин, расположенных между месторождениями. Информация по таким скважинам поможет решению целого ряда задач контроля за разработкой группы месторождений.

На основе анализа материалов промыслово-геофизических исследований по контролю за продвижением ГВК ДАО "Газпромгеофизика" выполнен прогноз времени обводнения эксплуатационных скважин сеноманской залежи Ямбургского месторождения в предположении, что продвижение вод в основном вертикальное.

Были построены графики подъема ГВК. При этом использовались материалы по литологическому строению скважин, учтены время обтекания глинистых пропластков и уровни добычи из участков, а также рассчитан средний темп подъема ГВК. Определены скважины, прогнозный темп подъема ГВК и продолжительность подъема газоводяного контакта до нижних дыр интервала перфорации. В зависимости от условий разработки зоны УКПГ эти величины колеблются в пределах от 0,7 до 3,5 м/год, а сроки обводнения - от О до 44 лет и более. Сделана разбивка обводняющегося фонда скважин УКПГ по годам. Основное число скважин начнет обводняться с 2006 г. (8), и к концу 2025 г. общее число таких скважин составит 53, расположенные в 41 кусте.

Наибольшее число обводняющихся скважин приходится на район УКПГ-6, где уже в настоящее время в продукции ряда скважин есть пластовая вода. Кроме того, в районах УКПГ-1 и 6 раньше начнется процесс обводнения, в том числе и из-за низкого расположения интервалов перфорации относительно ГВК (вследствие отклонений от рекомендаций проекта