Аналитика



Использование аналитических решений для анализа интерференции скважин после гидроразрыва при различных системах их расстановки

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ АНАЛИТИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ДЛЯ АНАЛИЗА ИНТЕРФЕРЕНЦИИ СКВАЖИН ПОСЛЕ ГИДРОРАЗРЫВА ПРИ РАЗЛИЧНЫХ СИСТЕМАХ ИХ РАССТАНОВКИ

4.1. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

На основе аналитических решений задачи о притоке к трещине конечной проводимости, полученных в предыдущей главе, анализируется эффективность гидроразрыва в периодических системах расстановки добывающих и нагнетательных скважин [43, 44]. Рассматривается плоская стационарная фильтрация однородной жидкости в неограниченном пласте, обусловленная взаимодействием добывающих и нагнетательных скважин, расположенных в виде периодической сетки. Некоторые скважины пересечены симметричными вертикальными трещинами гидроразрыва эллиптической формы. Предполагается, что пласт имеет постоянную толщину h и проницаемость к\. Включения, моделирующие трещины гидроразрыва, характеризуются проницаемостью к2 и полуосями l и W, соответствующими полудлине и полуширине трещин. Движение жидкости в пласте и в трещинах подчиняется линейному закону фильтрации. Поэтому распределение потенциала определяется уравнением Лапласа.

В разделе 3.3 получены формулы притока к одиночной трещине конечной проводимости от удаленного контура в однородном пласте, а также при наличии в окрестности трещины области, отличающейся по проницаемости от остального пласта, которая, в частности, может моделировать загрязненную зону. Показано, что потенциал поля ф, создаваемого трещиной на расстоянии R >> l от ее центра, совпадает с потенциалом точечного источника такой же интенсивности Q, расположенного в центре трещины:

ф(к)« k1B0 + — lnR ; p(R)^^B° +     ^ lnR.    (4.1)

2n    h    2nk1h

Значения потенциала и давления на контуре скважины радиуса rw при rw << l определяются выражениями

фГ,)« к3в0 +    inzj; р(гл)~^ВВ° +    inr.    (4-2)

2п к1    h    2nk1h

Здесь к3 - проницаемость призабойной зоны, re - эффективный радиус скважины, пересеченной трещиной гидроразрыва. Эффективный радиус определяется длиной и раскрытием трещины и соотношением проницаемостей пласта, трещины и загрязненной зоны (3.22). Если гидроразрыв не проводился, то re = rw.

Интерференция скважин, пересеченных трещинами гидроразрыва, может быть проанализирована с помощью формул (4.1), (4.2) для потенциала и принципа суперпозиции [92]. Для простоты рассматривается случай, когда половина длины трещины l существенно меньше расстояния между скважинами. Тогда потенциал поля, создаваемого трещиной в точке расположения любой другой скважины или трещины, определяется по формуле (4.1) и совпадает с потенциалом точечного источника, находящегося в центре трещины [43]. В соответствии с принципом суперпозиции результирующее распределение потенциала группы скважин вычисляется как сумма потенциалов отдельных источников. Таким образом, давление на контуре скважины, пересеченной трещиной гидроразрыва и находящейся в начале координат, может быть определено в результате суммирования выражения вида (4.2) и слагаемых Qi^lnRi/2nk1h, где Qi - дебит или расход скважины, находящейся на расстоянии Ri от начала координат.

4.2. ПЯТИТОЧЕЧНАЯ СИСТЕМА РАССТАНОВКИ СКВАЖИН

Пусть нагнетательные скважины находятся в точках с координатами (mR, nR), добывающие скважины - в точках ((т + 1/2)R, (п + 1/2)R), где т, п - целые числа; R - расстояние между скважинами в ряду; Ti - эффективный радиус скважины; индекс i = 0 соответствует нагнетательным скважинам, i = 1 и i = 2 - добывающим скважинам, расположенным в шахматном порядке (рис. 4.1). Расход на нагнетательной скважине -О, дебит добывающих скважин

qi, qi + q2 = 2 О.

Перепад давления между нагнетательной и добывающей скважинами определяется выражениями

( \

Оц


R    R

l^— + a l^--S1 + aS2 + 2 - a)S3

Ро - Pi =


2nk1h


V2i0    \2r

Оц


Ро - P2 =


2nk1h


RR

l^— +2 - a)l^--S1 + 2 - a)S2 + aS3

V2I0    V 2r


51 = Z Z {lr(m 2 + n2)2 - Ht++T-+T+-T--)} ;

m = 0 n=1

52    =    Z    Z{2lnT---1П(m2    + n )( m    -1)2    + n-1)2)}-

m =1    n=1

m + n> 2 (m + n): 2

„ „ ,    _^    (4-3)

- ln2 + 2 Z    Z {lnT - lnl(m2 + n - 1)2)};

m =1 n =1

(m + ri)l 2

53 = Z    Z {2 lnT--- l nl (m2 + n2)( m - 1)2 + n - 1)2)}+

m =1 n =1

(m +n) 2

+ 2 Z    Z {lnT--- lnl (m2 + n - 1)2)} ;

m =1 n =1 (m +n):2

Рис. 4.1. Пятиточечная система расстановки скважин.

Скважины: 1 - нагнетательные (1 = 0), 2 - добывающие (1 = 1), 3 - добывающие (1 = 2)

T±+ =yj(m    ± 12)2    + (n + 12)2    ;    -    =yj(m    ±    12)2    + (n - ]/2)2    ;

a = •

Суммируя соответствующие ряды, имеем    ?1 = -016 8;

?2 = -08368 s3 = -0566.

При фиксированном перепаде давления между добывающими

и нагнетательными скважинами р0 - р1 = р0--р2 = Ар формула

притока (4.3) принимает вид

R


Ар =


l^^- - 02708 V2r


--0964+ 2

V2i0


2nk1h


-1

1


l^--02708

(4.4)


V2r

100

Выражение (4.4) позволяет проанализировать влияние гидроразрыва в тех или иных скважинах на продуктивность системы в целом. Пусть параметры трещин гидроразрыва во всех скважинах одинаковые и re - эффективный радиус скважины, определяемый формулой (3.22). Если гидроразрыв в скважине не проводился, то ее радиус rw. Обозначим через О0 дебит добывающей скважины в пятиточечной системе до гидроразрывов (r1 = rw, i = 0, 1, 2), О1 -средний дебит в случае, когда гидроразрывы проведены только в половине добывающих скважин (r1 = re, r0 = = r2 = rw), О2 и Оз -дебиты, соответствующие случаям, когда гидроразрывы проведены во всех добывающих скважинах (r1 = r2 = re, r0 = rw) или только в нагнетательных скважинах (r1 = r2 = rw, r0 = re), О4 - средний дебит в случае, когда гидроразрывы проведены во всех нагнетательных и в половине добывающих скважин (r1 = rw, r0 = r2 = re), и О5 -дебит в случае, когда гидроразрывы проведены во всех скважинах (r0 = r1 = r2 = re). При пятиточечной системе расстановки скважин

О2 = Оз.

Выражение для О0 совпадает с результатом, полученным в работе [71]:

Ар =    2 1^^--1 235 .

2^k1hl    V2rw    J

Из (4.4) имеем

1 = 1 ( 1 1 ^

Q 2    2 ( 0 5    0    0    J

Отсюда следует, что при пятиточечной системе заводнения проведение гидроразрывов только в добывающих или только в нагнетательных скважинах дает прирост дебита Q2/Q0 не более чем в 2 раза. Этот результат хорошо согласуется с полученным в [74].

Рассмотрим несколько конкретных примеров. Пусть r/V2 = 5 0 0м, rw = 0,05 м, re < 15 и 50 м. Эти значения эффектив-

re, м

О1 / О0

О2 / О0

О4 /О0

О5 / О0

15

1,32

1,50

2,36

2,97

50

1,49

1,67

3,70

5,11

ного радиуса могут, в частности, соответствовать следующим параметрам трещин гидроразрыва: l = 130 м, w = 4 мм, к2 = 90 мкм2, к1 = к3 = 0,01; 0,001 мкм2. В табл. 4.1 приведены значения безразмерного дебита системы для различных вариантов проведения гидроразрыва.

Сопоставление величин О1 и О2 показывает нецелесообразность проведения гидроразрыва во всех добывающих или нагнетательных скважинах, так как при этом прирост дебита системы по сравнению со случаем, когда обработана лишь половина скважин, составляет всего 12-13 %. Согласно расчетам, кратное увеличение дебита системы в результате гидроразрыва происходит лишь при одновременной обработке добывающих и нагнетательных скважин.

4.3. СЕМИТОЧЕЧНАЯ СИСТЕМА РАССТАНОВКИ СКВАЖИН

Рассматривается обращенная семиточечная система, когда нагнетательная скважина находится в центре элемента и окружена добывающими (рис. 4.2). Нагнетательные скважины расположены в точках с координатами (3mR, 43 nR) и (3(m - 0,5)R, V3 (п -0,5)R), добывающие скважины - в точках ((3m ± 1)R, V3 nR) и ([3(m - 0,5) ± 1]R, S (п - 0,5)R), где m, п - целые числа; R - расстояние между скважинами; ri - эффективный радиус скважины; индекс i = 0 соответствует нагнетательным скважинам, i = 1 и i =

2 - добывающим скважинам, расположенным через одну. Расход на нагнетательной скважине -О, дебит добывающих скважин qlt

q1 + q2 = О.

Перепад давления между нагнетательной и добывающими скважинами с соответствующим индексом определяется выражениями

Рис. 4.2. Семиточечная система расстановки скважин.

Условные обозначения см. на рис. 4.1

QV


R    R

ln + a ln ?1 + a?2 + 1 - а)?з

v Г    r1


Р0 - Р1 =


2nk1 h


QV


RR ln + 1- a)ln--?1 + 1 - a?2 + а?з


Р0 - Р2 =


2nk1h


да да

?1 = ZZ {4 ln^00 - HT++ ¦ T-+ ¦ T+- ¦T—)} +

m=1n=1

да да

+ ZE {4 lnv 1- - lV ¦ vxl ¦ v20 ¦ v21)} +

m=1n=1

+ ? |ln3n2 - lnj(з(п - 05)2 + 025)(з(п + 05)2 + 025)j+

n=1

+ ? I ln9n2 - lnj({3n - 05)2 + 0,75)((3n + 05)2 + 0,75)j;

n=1

103


?2 = 2 ? ? I lV ¦ V20) - lr(v 1+ ¦ w 1- )j +

+ ?    ?1 2 lr(w 0- ¦ W 2-) - ^V^ ¦ V01 ¦ V30 ¦ V31)j +

m =1 n=1

да да


=1 2)> 2

m =1 n =1

(m + n)> 2


? I 1г1 3n - 1) + IiI3n - 2) - lr(on - 1 5)2 + 0 ,75) j ;

18


n=1

дада

?3 = ? ?1 2lnV10 ¦ V2 0) - lr(v0+^ W^ W 2+ ¦ W 2-)j + m=1n=1

дада

+ ? ?1 2 ll(v 0- ¦ W 2-) - lV ¦ V11 ¦ V20 ¦ V21)j +

m =1 n=1

да Г

+ ? 1 lII3n -1) + ll3n - 2) -

n=1

- lnj[3n - 0 5)2 + 0 ,75)((3n - 2 5)2 + 0 ,75)j ;

75) (С

T±+ = V(3m ± 12)2 + 3(n + 12)2 ;

- = V(3m ± 12)2 + 3(n - 12)2 ; a = g^Q ;

Vkj = V(3m - k)2 + 3(n - j2 ;

W k± =    3m - k - 12)2 + 3(n ± 12)2 ; jk = 0, 1, 2, 3.

Суммируя ряды, получим S1 = -0,1363; S2 = -1,3744; S3 = -0,6046.

При p1 = p2 формула притока имеет вид

QV


Ар =


ln-- 0,4 6 8 3+


2nk1 h


ln-- 0,76981    +

Г


-1


При rt = rw, i = 0, 1, 2, выражение (4.5) совпадает с формулой, полученной в [71]:

G0M 3


R


Ар =


-lr


¦- 08532


2nk1h{ 2    JW


Анализ различных вариантов проведения гидроразрывов в семиточечной системе дает

QiM

f

R

1

R

li

- 0,46831—

¦

cn

VD

[4

О

1

R 1—1

2nk_ h

V

rW

2

_ rw _

R

1


Ар = ¦


R

l^ - 0,7698 . Г


ln


- 0,76 9?


VrWr;


R 1 R    J

ln--\— ln-- 08532 ;

rw 2 re    J


Ар = Ар = Ар =


2лк1 h


°эМ-


R 1 R l^ +-ln-- 08532 ;


2Tikih^ jj    2    rW

2лк1 h

Г R

1

R

l^ -

0,4 6 8 3!—

li

n-- 0,76 9?

V r

2

Г, _

R

1


R


ln- - 0,7698

. r


ln


- 0,76 9?


VrWrJ


Ар= °5^ [ 3ln^ - 0853

(4.6)


2nk1h'y 2    r

Здесь использованы те же обозначения, что и при анализе пятиточечной системы.

Из приведенных формул, в частности, следует, что в обращенной семиточечной системе гидроразрывы в нагнетательных скважинах эффективнее, чем в добывающих: Q3/Q2 > 1 при любых параметрах трещин, причем количество проведенных гидроразрывов в первом случае вдвое меньше, чем во втором.

Ге, м

О1 / Q0

Q2/Q0

Оз / Q0

О4 / О0

О5 /О0

15

1,20

1,28

1,78

2,54

2,94

50

1,29

1,36

2,14

4,15

4,98

Из (4.6) имеем:

1 = 21 + 11    1    =    11 + 21

О2    3Q0    3 О5    О3    3 О0    3 О5

Отсюда следует, что при семиточечном размещении скважин проведение гидроразрывов только в добывающих скважинах дает прирост дебита Q2/Q0 не более чем в 1,5 раза, а только в нагнетательных скважинах - Q3/Q0 - не более чем в 3 раза.

Рассмотрим несколько конкретных примеров. Пусть R = = 500 м, rw = 0,05 м, ге <    15 м, 50    м.    В табл. 4.2 представлены    значения

безразмерного дебита системы    для различных    вариантов    проведе

ния гидроразрыва.

Как и в случае пятиточечной системы, сопоставление величин

01 и О2 показывает нецелесообразность проведения гидроразрыва во всех добывающих скважинах, поскольку при этом прирост дебита системы по сравнению со случаем, когда обработана лишь половина скважин, составляет всего 5-7 %.

Кратное увеличение дебита системы в результате гидроразрыва происходит лишь при одновременной обработке добывающих и нагнетательных скважин. Значения О2 и О4 соответствуют одному и тому же количеству гидроразрывов в системе: в первом случае обрабатываются все добывающие скважины, а во втором -половина добывающих и все нагнетательные. При этом дебит системы, согласно расчетам, может различаться в 2-3,5 раза в зависимости от параметров создаваемых трещин.

4.4. ДЕВЯТИТОЧЕЧНАЯ СИСТЕМА РАССТАНОВКИ СКВАЖИН

Рис. 4.3. Девятиточечная система расстановки скважин.

Условные обозначения см. на рис. 4.1

Рассматривается обращенная девятиточечная система:    наг

F“

0 0 0 *0


нетательная скважина, расположенная в центре элемента, окружена добывающими (рис. 4.3). Нагнетательные скважины находятся в точках с координатами (mR, nR), добывающие скважины - в точках ((m + 0,5)R, nR), ((m + 0,5)R, (n + 0,5)R) и (mR, (n + 0,5)R), где m, n - целые числа; R - расстояние между скважинами; ri- эффективный радиус скважины; индекс i = 0 соответствует нагнетательным скважинам, i = 1 - добывающим скважинам, расположенным в точках ((m + 0,5)R, (n + 0,5)R), i = 2 - остальным добывающим скважинам. Расход на нагнетательной скважине -О, дебит добывающих скважин q, q1 + 2 q2 = О.

Перепад давления между нагнетательной и добывающими скважинами определяется соотношениями

107

qu ( r42    „    r42    „    ,    ^

ln-+ 1 - 2a)ln--S1 + aS2 + 1 - 2a)S3

Ро - Pi =


2nk1 h


r    r

Qu (    R    R    „    ,

p0 p2 = I “ I ln ^ a ln    ^11 + aS22 + 1 2a)S3 3 | ;

2reki h { r    Г

TO TO

51 = ZZ { 4 lnVoo — lnTV+T+T+T— )} +

m=1n=1

+ 2?{ 2lm— l!(n — 05)2 + 02e)(n+ 05)2 + 02^)};

n=1

TO TO

52 = 2 ZZ {4 lnT— о — l^(To+To— • T1+T1—)) +

m=1n=1

+ 2 Z {2 lnn — 05) — ln(n2 + 02б)( n — 1)2 + 025)};

n=1

TOTO

53 = Z Z{ 4 lnT—— — lrToo • T01 • T10 • T11)} — 2 ln2 ;

m =1 n=1

m + n>2

TO TO    TO f    /    V4

Sl1 = Z Z{4 lnVoo — 2 lr(To+ • To—)} +Z \4lnn — lr(n4 — 00625};

m =1 n=1    n=1

TOTO

S22 = 2 Z Z {4 lnT— 0 — lKT00 • T10 • T—+ • T—— )} +

m =1 n=1

+ Z{ 4 lnn — 05)— lr{( n — 05)2 + 025)n n — 1)]} — 2 ln2 ;

n=2

TOTO

S33 = 2 Z Z {2 lnT— — liT— 0 • T—1)} ;

m=1n=1

T±+ =J(m ±12)2 + (n + 12)2 ; T±— = ^(m ±12)2 + (n—12)2 ;

Tc± =J(m — k)2 + (n±12)2 ; ; j = J(m ±p)2 + (n— j2 ;

Vk^mkRn—f; jk= 01; a = qjQ .

Здесь 51 = -0,1680; 52 = -1,5708; 53 = -1,4028; 511 = = 0,0514; 522 = -1,4028; 533 = -0,2194.

Ге, м

Q11 / Q 0

Q12 /Q0

Q2/Q0

Q3 /Q0

Q41./Q0

Q42/ Q 0

Q5 /Q 0

15

1,09

1,17

1,19

1,94

2,33

2,70

2,83

50

1,14

1,23

1,25

2,42

3,47

4,44

4,65

При постоянном перепаде давления между нагнетательной и добывающей скважинами дебит определяется выражением

Ap =    QU


2nk1h


+ 21 ln-^ — 0,964 r

-11

1


.    (4.7)

Анализ формулы (4.7) при различных значениях ri показывает, что в обращенной девятиточечной системе гидроразрывы в нагнетательных скважинах эффективнее, чем в добывающих: Q3/Q2 > 1 при любых параметрах трещин, причем количество проведенных гидроразрывов в первом случае в 3 раза меньше, чем во втором. Гидроразрывы в добывающих скважинах (i = 1), расположенных в вершинах квадрата, образующего элемент системы разработки, менее эффективны, чем в скважинах (i = 2), находящихся на сторонах квадрата: Qi2/Qh > 1. Здесь Qu - дебит элемента системы в случае, когда гидроразрывы проведены только в добывающих скважинах i'-го типа. При девятиточечном размещении скважин проведение гидроразрывов только в добывающих скважинах дает прирост дебита Q2/Q0 не более чем в 4/3 раза, а только в нагнетательных скважинах - Q3/Q0 не более чем в 4 раза.

В табл. 4.3 приведены результаты расчетов безразмерного дебита для различных вариантов проведения гидроразрыва при принятых выше значениях исходных параметров.

Сопоставление величин Q12, Q2 и Q42, Q5 показало нецелесообразность проведения гидроразрыва во всех добывающих скважинах, так как прирост дебита системы по сравнению со случаем, когда обработаны лишь скважины, расположенные в середине сторон элемента (i = 2), составляет менее 5 %. Показана высокая эффективность увеличения приемистости нагнетательных скважин: в девятиточечной системе гидроразрыв только в нагнетательных скважинах позволяет увеличить дебит в 2 раза. Кратное увеличение дебита системы в результате гидроразрыва происходит при одновременной обработке добывающих и нагнетательных скважин. Значения Q2 и Q42 соответствуют одному и тому же количеству гидроразрывов, но в первом случае обрабатываются все добывающие скважины, а во втором - две трети добывающих и все нагнетательные. При этом средний дебит, согласно расчетам, может различаться в 2,3-3,6 раза в зависимости от параметров создаваемых трещин.

4.5. РЯДНАЯ СИСТЕМА РАССТАНОВКИ СКВАЖИН

Рассматривается трехрядная система: скважины расположены в шахматном порядке, ряд нагнетательных скважин чередуется с тремя рядами добывающих (рис. 4.4). Координаты нагнетательных скважин (mR, 2л/3 nR), добывающих скважин (mR,    (2n

+ 1)R), ((m + 0,5)R, V3 (n +    + 0,5)R), где m, n - целые числа; R

-    расстояние между скважинами; ri - эффективный радиус скважины; индекс i < 0 соответствует нагнетательным скважинам, i = 1

-    добывающим скважинам, расположенным в точках (mR,    (2n

+ 1)R), i = 2 - добывающим скважинам ((m +    + 0,5)R, V3 (n +

0,5)R). Расход на нагнетательной скважине -Q, дебит добывающих скважин q, qx + 2q2 = Q.

Перепад давления между нагнетательной и добывающими скважинами определяется выражениями

Оц


Po P1 =


2я^1 h

Оц


1 —a


Po P2 =


2я^1 h


2


n rV3

n rV3

ln-

+ a ln-

Г

r

R

1 — a R

ln +

ln

2 r

1 — a

?1 + aS2 +--S3

11 22


5 = I I{4lnVoo — 2lr(Vo1 • Wo)} +

m=1n=1

+ I {4lnn — 1Пп2 — О,25) — 1Пп2 + з)};

n=1

S2 = 2 I I {2 1rVo1 — 1r(Voo • V01)} +

m=1n=1

Рис. 4.4. Трехрядная система расстановки скважин.

Условные обозначения см. на рис. 4.1

UU

+ I{ 2 lnn — o5) — ^n(n — 1)] } — ln2 ;

n= 2

111


то то

5з = 2 I I{2 lnG—1 — ln(G—o • G — 2)} +

m =1 n=1

тото

+ 2 I I{2 lnT— — li(T— + • G—1)} ;

m =1 n=1

тото

S11 = I I {4 lnVoo lr(T++ • T— + • T+— • T)} +

m=1n=1

+ I {2 lnn — lnj((n — o 5)2 + o,75)(n + o 5)2 + o ,75)}+

n=1

+ I {2 l^Vin) — lnj (32n — o 5)2 + o 25)(3(2n + o 5)2 + o 25)};

n=1

тото

S22 = 2 I I{4 lnV01 — li(G+o • G—o • G+1 • G—1)} +

m =1 n=1

то

+ 2 I { 2 ln2n — 1)+ 2 ln3 —

n=1

lnj(3(2n — o5)2 + o25)(3 2n — 15)2 + o25) };

тото

S33 = I I{ 4 lnG—1 — li(Vo1 • Vo2 • V11 • V12)} — ln2V3 +

m =1    n =1

m +n>2

тото

+ I I {4 lnT- — lifoo • Vo1 • Ую • Vn)} ;

m =1 n=1

Т±+=у

/(m ± 12)2 + 3(2n + 12)2 ;

Т±-=У

/(m ± 12)2 + 3(2n - 12)2 ;

Vkj = ‘

J( m - k)2 + 3( 2n - j2 ;

W к

/(m - k)2 + 3( 2n + 1)2 ;

G± j = yj(m ± 12)2 + 3(2n - 12 - j2 ; jk = 0,1,2; a = qjQ .

Здесь 51 = -0,8202; 52 = -0,1534; 53 = -0,9735; 5„ = = -0,5148; 522 = 0,3679; 533 = -1,0845.

Полагая p0 - p1 = p0 - p2 = Ap, получим

Q|i


Ap =


l^ + 0883 +

r


2nk1 h


R

ln--+ 088 31    +


1

1


+ 21 ln^ - 182 r

(4.8)


Сопоставление формул (4.7) и (4.8) показывает, что при прочих равных условиях средний дебит при трехрядной системе расстановки скважин оказывается ниже, чем при девятиточечной, хотя соотношение количества добывающих и нагнетательных скважин в этих системах совпа- дает.

Анализ среднего дебита при различных вариантах проведения гидроразрывов в трехрядной системе, выполненный на основе формулы притока (4.8), показывает, что обработка нагнетательных скважинах эффективнее, чем добывающих: Q3/Q2 > 1 при любых параметрах трещин, причем количество проведенных гидроразрывов в первом случае в 3 раза меньше, чем во втором. Г идро-разрывы в добывающих скважинах стягивающего ряда (i = 1) менее эффективны, чем в скважинах первого и третьего рядов (i = 2): Q12/Q11 > 1. Здесь 01i - дебит элемента системы в случае, когда гидроразрывы выполнены только в добывающих скважинах i-го типа.

Ге, м

O11 /0 0

O12 /0 0

02 0 0

03 /0 0

041./0 0

0а2 0 0

05 /0 0

15

1,06

1,18

1,18

1,80

2,00

2,47

2,51

50

1,08

1,24

1,24

2,18

2,62

3,75

3,76

Результаты расчетов среднего безразмерного дебита трехрядной системы для различных вариантов проведения гидроразрыва приведены в табл. 4.4.

Сопоставление величин 0i2, 02 и 042, 05 показало нецелесообразность проведения гидроразрыва во всех добывающих скважинах, так как в этом случае средний дебит практически совпадает с дебитом, получаемым при обработке только скважин первого и третьего рядов (i < 2). Показана высокая эффективность увеличения приемистости нагнетательных скважин: в трехрядной системе гидроразрыв только в нагнетательных скважинах позволяет увеличить дебит приблизительно в 2 раза. Кратное увеличение дебита системы в результате гидроразрыва происходит при одновременной обработке добывающих и нагнетательных скважин. Значения 02 и 042 соответствуют одному и тому же количеству гидроразрывов в системе: в первом случае обрабатываются все добывающие скважины, а во втором - две трети добывающих и все нагнетательные. При этом дебит системы может различаться в 2-3 раза.

Проведенные расчеты показали, что гидроразрыв пласта только в части добывающих скважин позволяет достичь почти такого же среднего дебита системы, как и при обработке всех скважин. Поэтому необходимо надлежащим образом осуществлять подбор скважин для ГРП. Показана высокая эффективность гидроразрыва в нагнетательных скважинах для обращенных семи-, девятиточечной и трехрядной систем заводнения. Гидроразрывы в добывающих скважинах не приводят к ожидаемому приросту добычи нефти, если они не обеспечиваются необходимым объемом закачки или энергетической поддержкой со стороны пластовой системы. Кратное увеличение дебита системы в результате ГРП происходит лишь при одновременной обработке добывающих и нагнетательных скважин. Эти рекомендации могут быть использованы при подборе скважин не только для ГРП, но и для других способов стимулирования скважин, например, таких как кислотные обработки.

Все приведенные выше результаты получены для однородного пласта, однако они были качественно подтверждены многочисленными расчетами, выполненными для конкретных объектов, характеризующихся неоднородным строением. Таким образом, при оценке технологической эффективности ГРП на каждом объекте необходимо учитывать реализуемую на нем систему разработки, определяющую взаимное расположение скважин.

ёЛаШа    еёёаоёаё^ё-

oOiQOeioa ЁОёаёЁаоОёааа

аё^1ёёай аА ёЛаёЛАё^аёа

aAaQUQa gQila а ЁАаА

Глава XII КОНТРОЛЬ ДОБЫЧИ НЕФТИ, ГАЗА, ПОПУТНОЙ ВОДЫ

§ 1. ДИНАМИКА ДОБЫЧИ НЕФТИ, ГАЗА,

ПОПУТНОЙ ВОДЫ

ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ

ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ НЕФТИ ВОДОЙ

Состояние разработки эксплуатационного объекта или его части (пласта, блока, участка) характеризуется такими основными показателями, как текущая годовая (квартальная, месячная) и накопленная добыча нефти, газа, попутной воды. Изменение в процессе эксплуатации объекта основных (и других) текущих показателей разработки во времени или в зависимости от нефтеизвлечения (газоизвлечения), а также от степени использования извлекаемых запасов принято называть динамикой соответствующих показателей разработки. При анализе разработки эксплуатационных объектов и при обобщении опыта разработки групп эксплуатационных объектов обычно используют годовые показатели.

Основные показатели разработки выражают в абсолютных единицах измерения (добыча нефти, воды, жидкости в тыс. т, добыча газа в млн. м3). Для сравнительного анализа результатов разработки разных эксплуатационных объектов используют выражение этих показателей в относительных единицах: годовую добычу нефти, газа характеризуют темпом разработки, выражая ее в процентах начальных извлекаемых запасов. Годовой отбор жидкости из нефтяных объектов также выражают в процентах начальных извлекаемых запа-

сов нефти. Годовую добычу нефти, газа характеризуют, к р оме того, темпом отбора остаточных (текущих) извлекаемых запасов, выражая его в процентах остаточных (текущих) запасов.

Относительные отборы добываемой вместе с нефтью воды характеризуются показателем обводненности продукции, оценивающим содержание воды в процентах в отобранном за определенный период количестве жидкости (нефть + вода). Полученную с начала разработки на определенную дату добычу нефти, газа выражают в процентах начальных балансовых запасов (текущее нефтегазоизвлечение) и в процентах начальных извлекаемых запасов (степень использования извлекаемых запасов).

Динамику указанных показателей разработки целесообразно анализировать по стадиям, выделяемым в общем периоде эксплуатации объекта.

Весь период разработки нефтяного эксплуатационного объекта подразделяют на четыре стадии (рис. 74):

I стадия — стадия освоения эксплуатационного объекта — характеризуется ростом годовой добычи нефти; на этой стадии разбуривают и вводят в эксплуатацию основной фонд скважин (или его большую часть), осваивают предусмотренную систему воздействия на пласты;

II    стадия — стадия сохранения достигнутого наибольшего годового уровня добычи нефти, который принято называть максимальным уровнем добычи (максимальным темпом разработки); на этой стадии бурят и вводят в эксплуатацию оставшиеся скважины основного фонда и значительную часть резервных скважин, развивают систему воздействия на пласты, выполняют комплекс геолого-технологических мероприятий по регулированию процесса разработки (см. главу XVI);

III    стадия — стадия падения добычи нефти вследствие извлечения из недр большой части запасов; на этой стадии с целью замедления падения добычи осуществляют дальнейшее

Время разработки, годы

Рис. 74. Стадии разработки эксплуатационного объекта

развитие системы воздействия, продолжают бурение резервных скважин, изоляционные работы в скважинах, расширяют комплекс мероприятий по управлению процессом разработки;

IV стадия завершает период разработки; характеризуется дальнейшим снижением добычи нефти при низких темпах разработки; на этой стадии продолжают работы по регулированию разработки и проведению комплекса технологических мероприятий по достижению запроектированного коэффициента нефтеизвлечения.

Границы между стадиями разработки устанавливаются следующим образом. К II стадии относят годы разработки с максимальным уровнем добычи нефти и примыкающие к ним годы, в которые добыча отличалась от максимальной не более чем на 10 %. Предшествующие годы относят к I стадии разработки. Следующие за II стадией годы относят к III стадии. Границу между III и IV стадиями определяет точка на участке кривой динамики добычи нефти, отражающем ее падение, в которой темп разработки равен 2 %. Первые три стадии составляют основной период разработки, четвертую называют завершающим периодом. В литературе нередко I и II стадии объединяют в ранний, а III и IV — в поздний периоды разработки.

Характер динамики основных показателей разработки эксплуатационных объектов многообразен и в первую очередь зависит от промыслово-геологических особенностей залежей. Внедрение соответствующих систем разработки и проведение работ по ее регулированию позволяют несколько нивелировать разницу в динамике основных показателей по объектам с неодинаковой геологической характеристикой.

Характерные различия в динамике основных показателей разработки залежей нефти выявляются путем обобщения опыта разработки. При обобщении опыта проводится укрупненный сравнительный анализ истории разработки по залежам с разными геологическими характеристиками. Сравнение проводят по одноименным стадиям разработки.

Сравнивают кривые, отражающие годовую добычу нефти и жидкости, динамику обводнения продукции, нефтеизвлечения и др.

Для удобства сравнения и обеспечения надежности выводов придерживаются следующих правил:

годовые показатели добычи нефти и жидкости выражают в процентах от начальных извлекаемых запасов, т.е. в виде темпов добычи;

динамику всех годовых показателей рассматривают в относительном времени — на оси абсцисс показывают не годы разработки, а начальные извлекаемые запасы, принятые по каждому из анализируемых объектов за 100 %;

для обобщения опыта отбирают залежи, находящиеся в завершающем периоде разработки, из которых получено более 80 % начальных извлекаемых запасов; это обеспечивает надежность определяемых годовых темпов разработки, поскольку обычно к этому времени запасы можно считать достоверными; к тому же к этому времени уже формируются представительные кривые показателей разработки за три стадии и за начало четвертой.

Ниже приведены некоторые результаты обобщения опыта по залежам нефти, введенным в разработку в 50-х годах, в основном в Волго-Уральском нефтяном регионе, по отдельным залежам Северного Кавказа и других регионов.

Это объекты, как правило, с большими запасами нефти, относительно благоприятными геологическими условиями — со средней проницаемостью пластов более 0,1 мкм2, вязкостью пластовой нефти до 30 мПа-с, с высокой нефтенасыщен-ностью пластов (0,75 — 0,9), с разной степенью неоднородности продуктивных пластов.

Динамика основных показателей разработки по этим объектам рассмотрена ниже.

Добыча нефти. I стадию разработки характеризуют главным образом темпы роста добычи нефти, обусловливающие ее продолжительность. На этой стадии они медленнее, и стадия более продолжительна на объектах с большой площадью нефтеносности и с усложненными геологическими условиями бурения скважин. Продолжительность I стадии можно существенно сократить за счет активизации деятельности буровых и строительных подразделений, осваивающих объект. По разным объектам продолжительность I стадии изменяется от одного года до 7 — 8 лет и более. Практически по всем объектам за I стадию отбиралось около 20 % начальных извлекаемых запасов.

II стадия характеризуется максимальным темпом разработки, продолжительностью, долей отбора извлекаемых запасов ко времени ее окончания. Максимальные темпы разработки разных объектов зависят от их геолого-промысловой характеристики и изменяются в широких пределах — от 4 до 16 — 20 % начальных извлекаемых запасов в год. С увеличением продуктивности объекта при прочих равных условиях достигаются более высокие уровни добычи. Геологические факторы, обусловливающие увеличение продолжительности I стадии разработки, приводят к снижению максимальных темпов разработки. Так, при большой площади нефтеносности в связи с большой продолжительностью I стадии II стадия начинается, когда разбурено лишь 60 — 70 % площади эксплуатационного объекта, т.е. когда не все запасы вовлечены в разработку. К этому времени уже начинается снижение добычи в разбуренной части объекта вследствие обводнения скважин. Дальнейшее разбуривание и ввод новых скважин позволяют лишь компенсировать падение добычи по ранее пробуренным скважинам, т.е. обеспечивают увеличение продолжительности II стадии разработки. Таким образом, продолжительность I стадии и темпы добычи нефти на II стадии тесно взаимосвязаны. Следовательно, увеличение максимальных темпов добычи, так же как и сокращение продолжительности I стадии, может быть достигнуто путем активизации работ по освоению месторождения. Важна также правильная последовательность выполнения проектных технологических мероприятий. На I стадии разработки следует сосредоточивать внимание на той части проектных мероприятий, которые необходимы для обеспечения максимальных темпов разработки и сокращения продолжительности I стадии.

Продолжительность II стадии по объектам с разными характеристиками находится в пределах от 1—2 до 5 — 8 лет. Малая продолжительность характерна:

для залежей с повышенной относительной вязкостью пластовой нефти (более 5), по которым максимальные темпы разработки, обычно не превышающие 7 — 8 %, не удается удерживать в течение продолжительного времени из-за прогрессирующего обводнения скважин;

для высокопродуктивных залежей небольшого размера, по которым достигнут весьма высокий темп добычи нефти.

Доля извлекаемых запасов, отбираемая к концу II стадии, во многом определяется относительной вязкостью нефти. При ц0 менее 5 она составляет 50 %, а при более высоких значениях — 25 — 30 %. Называя эти ориентировочные цифры, следует отметить следующее.

1. Для предотвращения преждевременного падения добычи нефти на нефтяных эксплуатационных объектах необходимо в течение II стадии проводить большой комплекс геологотехнологических мероприятий по совершенствованию системы разработки и ее регулированию. При преждевременном снижении добычи, происходящем несмотря на активную работу по регулированию разработки, можно предполагать за-вышенность извлекаемых запасов.

2. Если к концу II стадии без особых усилий по регулированию разработки из объекта отобрано 65 — 70 % и более извлекаемых запасов, можно предполагать, что фактические извлекаемые запасы объекта больше подсчитанных.

Весьма сложной является III стадия разработки, в которой из-за истощения запасов происходит неизбежное падение добычи нефти. На этой стадии из разных объектов отбирается 30 — 50 % извлекаемых запасов нефти. Нарастающая обводненность продукции усложняет работу по извлечению нефти из пластов. Резко возрастает объем мероприятий по регулированию разработки, осуществляемых с целью замедления падения добычи и ограничения отборов попутной воды, уже не выполняющей полезной работы по вытеснению нефти из пластов.

Для III стадии весьма показателен среднегодовой темп падения добычи. Обобщение опыта разработки при вытеснении нефти водой показало, что темпы падения добычи нефти на III стадии зависят от показателей добычи на предшествующих стадиях — от максимального темпа добычи нефти и от доли отбора извлекаемых запасов к началу падения добычи (а следовательно, и от тех геологических и других факторов, которые влияют на эти показатели).

С целью одновременного учета влияния этих двух показателей на темпы падения добычи на III стадии разработки можно использовать комплексный показатель, названный интенсивностью разработки до начала падения добычи. Этот показатель представляет собой произведение значения максимального темпа разработки объекта Чтах/0извл в процентах на долю извлекаемых запасов нефти, отобранных к концу II стадии разработки:

-100,    (XII. 1)

I 'I+II %

)ч, j /Q


1 = (ч max/Q™)


где qmax — максимальная годовая добыча нефти; 0извл — начальные извлекаемые запасы нефти; q, — добыча нефти за ,-й год первых двух стадий; fI+II — продолжительность первых двух стадий разработки.

Средний темп падения добычи на III стадии Aq определяют как среднее арифметическое значение темпов падения за годы этой стадии (годовые темпы падения (в %) выражают

отношением годового снижения добычи нефти к добыче предыдущего года):

(-1 - 4t    -i lW/t iii.

(XII.2)


где д{ — добыча нефти за г-й год III стадии; дг-1 — добыча нефти за год, предшествующий i-му; tIII — продолжительность трех стадий; ?I+II — продолжительность разработки до начала падения добычи нефти.

В результате анализа фактических данных по большой группе объектов, длительно разрабатывавшихся с вытеснением нефти водой, получена прямолинейная зависимость

Ад(I), описываемая формулой

Aq = 2,85 + 3,45I.

(XII.3)


Из рис. 75 видно, что в зависимости от интенсивности разработки объектов до начала падения добычи среднегодовое падение добычи на III стадии изменяется от 3 до 30 — 35 %. Небольшие темпы падения добычи обычно характерны для залежей с повышенной вязкостью нефти. Для залежей маловязкой нефти темпы падения выше и достигают

Рис. 75. Зависимость среднегодовых темпов падения добычи Aq из эксплуатационных объектов на III стадии разработки от интенсивности II+II использования запасов в предшествующий период разработки.

Эксплуатационные объекты, завершаемые разработкой, с продуктивностью: 1 — небольшой и средней, 2 — высокой

наибольших значений при сочетании высокой проницаемости пород и других геологических факторов, обеспечивающих высокую интенсивность разработки до начала падения добычи.

Большие темпы падения добычи на III стадии разработки, обусловленные очень высоким максимальным темпом разработки, не всегда желательны. Поэтому при проектировании разработки объектов с благоприятной геологической характеристикой максимальный темп добычи нефти устанавливают несколько ниже геологически возможного. Это позволяет увеличить продолжительность II стадии, сделать менее ощутимым падение добычи на III стадии, создать благоприятные условия для проведения работ по контролю и совершенствованию разработки.

По небольшим залежам, особенно расположенным в пределах многопластового месторождения или одной площади, для которых создана единая система сбора и подготовки нефти и предусмотрен последовательный их ввод в разработку, темпы разработки каждой из них могут не ограничиваться. При этом по группе залежей в целом будет продолжительное время обеспечиваться устойчивый уровень добычи. По малопродуктивным залежам существенных ограничений максимальных темпов разработки, и без того невысоких, обычно не вводят.

В условиях вытеснения нефти водой при должном совершенствовании систем разработки к концу III стадии, т.е. за основной период разработки, отбирают из объектов 75 — 90 % извлекаемых запасов нефти. Нижний предел этого интервала показателен для залежей с повышенной вязкостью пластовой нефти. При малой вязкости нефти и хороших фильтрационных свойствах пород-коллекторов использование запасов за основной период разработки может составлять 80 — 90 %.

На IV стадии темпы разработки снижаются с 2 % до 0 (средние за стадию темпы менее 1 %). За стадию необходимо отбирать 10 — 25 % извлекаемых запасов нефти. Продолжительность стадии обычно велика и нередко соразмерна с продолжительностью всего основного периода.

Обводнение продукции нефтяных эксплуатационных объектов. При разработке объектов путем вытеснения нефти из пластов водой возрастает содержание воды в продукции скважин и объекта в целом.

Обводненность B (%) продукции, добытой за определенный период, определяется по формуле

где qв — количество попутной воды, полученной за период; дж — количество жидкости (нефть + вода), добытой за тот же период. На каждом объекте в процессе его разработки обводненность продукции возрастает от нуля или от нескольких процентов до 95 — 99 %. Однако динамика обводнения по объектам с разной геолого-промысловой характеристикой неодинакова (рис. 76).

Кривые для объектов с малой относительной вязкостью

В, %

Рис. 76. Динамика обводнения продукции в процессе разработки эксплуатационных объектов с различной вязкостью пластовой нефти:

В — обводненность продукции; 0извл — начальные извлекаемые запасы нефти; II — II, III — III — границы завершения соответственно II и III стадий разработки; шифр кривых — значения относительной вязкости пластовой нефти

пластовой нефти (ц0 до 5)* располагаются в правой части рис. 76. Из этих объектов на I стадии разработки отбирают практически безводную нефть. Значительный рост обводнения продукции начинается в конце II или на III стадии. На IV стадии рост обводнения замедляется. В целом кривые, соответствующие залежам маловязкой нефти, обычно вогнуты относительно оси "обводненность продукции", реже — близки к прямым линиям. В период высокого обводнения продукции (более 80 — 85 %) из таких залежей отбирают не более 10 — 20 % извлекаемых запасов нефти. Расхождение в положении этих кривых обусловлено различием геологических особенностей залежей, а также технологии их разработки. Кривые, занимающие более высокое положение, отражающее ускоренный рост обводнения продукции, соответствуют объектам с большими неоднородностью продуктивных пластов, относительными размерами водонефтяных зон, относительной вязкостью нефти (в диапазоне ее значений, соответствующем маловязким нефтям, т.е. до 5), поскольку в этих условиях усложняется процесс вытеснения нефти водой.

По объектам с маловязкой нефтью III стадия разработки завершается с самой различной обводненностью продукции — от 30-40 до 80 %.

Кривые обводнения продукции объектов с повышенной относительной вязкостью нефти (более 5) располагаются в левой части рис. 76. На таких объектах обводнение продукции начинается с первых лет разработки и нарастает быстро вплоть до 80-85 %. После этого кривые выполаживаются. В период разработки залежей при высокой обводненности (более 80-85 %) из недр добывается половина и более извлекаемых запасов нефти. III стадия завершается при высокой обводненности продукции (более 85 %). Кривые залежей с вязкими нефтями в отличие от кривых залежей маловязких нефтей выпуклы в сторону оси "обводненность продукции". Они располагаются довольно тесно, что указывает на превалирующую роль повышенной вязкости нефти, которая затушевывает влияние других геолого-промысловых факторов.

Следует отметить, что бесконтрольная эксплуатация скважин и пластов может приводить к неоправданному повышению темпов роста обводнения продукции. Поэтому необходимо четкое выполнение соответствующей конкретным условиям программы работ по ограничению отборов той воды,

Относительная вязкость — это отношение вязкости нефти к вязкости вытесняющей воды в пластовых условиях.

которая не выполняет работы по вытеснению нефти из пластов. В то же время проведение необоснованных мероприятий по ограничению отборов попутной воды (путем вывода из эксплуатации скважин с невысокой обводненностью, изоляции обводняющихся пластов с незакончившимся процессом вытеснения нефти и др.) может приводить к повышенным потерям нефти в недрах.

Темпы отбора жидкости. В условиях роста обводнения добываемой продукции заданная динамика добычи нефти обеспечивается лишь при достаточных темпах годовых отборов жидкости Иж, %:

Z* = (дшах/Оизвл)-100,    (XII.5)

где — темп отбора жидкости; дтах — годовой отбор жидкости; 0извл — начальные извлекаемые запасы нефти объекта.

Оптимальная динамика годовых отборов жидкости тесно связана с динамикой добычи нефти и обводнения продукции и, следовательно, с теми промыслово-геологическими факторами, которые на них влияют.

Для залежей маловязкой нефти основное значение имеет характер динамики отбора жидкости на III стадии разработки. Обобщение опыта разработки таких залежей позволяет выделить три разновидности динамики годовых отборов жидкости в течение III стадии:    а) постоянное снижение;

б) сохранение годовых отборов на уровне II стадии разработки; в) постепенное наращивание с превышением в конце стадии уровня, достигнутого на II стадии, в 1,5 — 2,5 раза.

Снижение отборов жидкости на III стадии (рис. 77, а) характерно главным образом для высокопродуктивных эксплуатационных объектов небольших размеров, которым свойственны высокий максимальный темп добычи нефти (8—10 % и выше) и низкая обводненность продукции (40 — 50 %) к концу основного периода.

Сохранение на III стадии разработки постоянных отборов жидкости на уровне отборов II стадии (рис. 77, 6) присуще высокопродуктивным объектам значительных размеров, на которых обводненность продукции к концу III стадии несколько выше — обычно составляет 50 — 70 % (в связи с большими размерами водонефтяных зон) и темпы добычи нефти на II стадии достигают 6 — 7 % начальных извлекаемых запасов.

Постепенное повышение отборов жидкости на III стадии (рис. 77, ,) характерно для залежей маловязкой нефти, приуроченных к продуктивным пластам с весьма неоднородным строением или пониженной проницаемостью пород-коллек-270

Рис. 77. Разновидности динамики добычи нефти (1) и отбора жидкости (2) из залежей:

а—„ — залежи с различными геолого-промысловыми характеристиками. I — IV — стадии разработки; Z — темпы добычи нефти и отбора жидкости; 0извл — начальные извлекаемые запасы нефти

лекторов, особенно при больших размерах площадей нефтеносности и водонефтяных зон. В этих условиях необходимость повышения отборов жидкости предопределяется относительно низкими темпами добычи нефти и жидкости на II стадии и высокой обводненностью продукции в конце III стадии (70 — 80 %, иногда и более).

На залежах нефти с повышенной вязкостью (рис. 76, „)

обводненность продукции уже к концу II стадии возрастает до 40 — 50%, а к концу III стадии достигает 90 — 95%. В связи с этим годовые отборы жидкости из таких залежей резко наращиваются уже с конца I стадии и к концу III стадии могут превышать годовую добычу нефти на II стадии в 4 — 6 раз и более.

На IV стадии разработки темпы отбора жидкости из объ -ектов сохраняются примерно на уровне отбора в конце III стадии.

Количество проходящей через залежь воды и конечное нефтеизвлечение. Процесс вытеснения нефти водой из пласта существенно отличается от поршневого вследствие диспергирования нефти. В связи с этим отбираемый из залежи объем нефти вытесняется значительно большим количеством воды. Количество проходящей через залежь (промывающей пласт) воды — один из факторов, влияющих на коэффициент извлечения нефти, причем значение этого параметра возрастает с ухудшением геолого-физических показателей объекта.

Для изучения зависимости коэффициента извлечения нефти от количества прошедшей через залежь (внедрившейся в залежь) воды строят график, называемый характеристикой вытеснения. На оси абсцисс графика откладывают количество прошедшей через залежь воды, на оси ординат — коэффициент извлечения нефти. Количество воды выражают через количество объемов пор пласта, первоначально занятых нефтью. За величину нефтенасыщенного объема пор принимают объем начальных балансовых запасов нефти в пластовых условиях. На рис. 78 приведены характеристики вытеснения, примерно соответствующие разновидностям ди-

к извл.н

О 1    2    3    4    5    6    7    VB

Рис. 78. Характеристики вытеснения нефти водой при разработке залежей.

Залежи: а, б, , — маловязкой нефти (от а к „ геолого-промысловая характеристика залежи ухудшается), „ — в язкой нефти; кизвл.н — коэффициент извлечения нефти; V, — объемы внедрившейся воды

намики отбора жидкости, показанным на рис. 76. Начальные участки кривых, представленные прямолинейными отрезками, соответствуют периоду безводной эксплуатации. С появлением воды в продукции кривые отклоняются от прямой. Видно, что с усложнением геолого-физической характеристики объектов количество объемов воды, внедряющихся в залежь, возрастает с 1,5 — 2 до 6 — 7 и более. Из высокопродуктивных залежей основная часть запасов нефти извлечена в результате прохождения первого объема воды, с внедрением второго объема связан относительно небольшой прирост коэффициента извлечения. Чем хуже характеристика залежей, тем более снижается эффективность внедрения первого объема воды и возрастает эффективность внедрения следующих объемов. Несмотря на промывку пластов большим количеством воды, на залежах с менее благоприятной характеристикой достигается меньшее значение коэффициента извлечения. Если по наиболее высокопродуктивным залежам он может достигать 0,6, то на залежах маловязкой нефти в неоднородных пластах не превышает 0,5 — 0,55. При повышенной вязкости нефти внедрение в залежь 7 — 8 объемов воды обусловливает коэффициент извлечения нефти не больше 0,4.

Из изложенного видно, что для каждой залежи особенности изменения разных показателей разработки тесно связаны между собой и во многом определяются ее характеристикой.

Приведенные особенности динамики основных показателей разработки при вытеснении нефти из пластов водой, выявленные в результате обобщения опыта разработки, могут быть использованы при обосновании возможных показателей разработки новых залежей, с подобным диапазоном значений промыслово-геологических параметров, для критической оценки проектных показателей, полученных в результате гидродинамических расчетов, при регулировании эксплуатации залежей.

Таким образом, обобщение опыта разработки залежей с названными средними диапазонами параметров пластов позволило подразделить их на четыре группы с разной динамикой основных показателей разработки из-за различий в промыслово-геологической характеристике и в применяемых системах разработки. Выделение этих групп предопределяет начало составления схемы промыслово-геологического группирования нефтяных залежей (см. главу XVIII).

Очевидно, что по залежам с низкой продуктивностью, вводимым в последние годы в разработку, динамика показателей будет иной — максимальные темпы добычи нефти будут ниже, обводненность будет нарастать интенсивнее, меньшими будут коэффициенты нефтеизвлечения. Тенденции динамики показателей разработки по таким залежам предстоит определять, обобщая опыт их продолжительной разработки.

На газовых эксплуатационных объектах весь период разработки одни специалисты подразделяют на три стадии, другие — на четыре. В первом случае III стадия отвечает III + IV стадиям разработки нефтяных объектов. Исходя из целесообразности унификации понятий, следует период разработки газовых залежей, так же как и нефтяных, делить на четыре стадии.

I стадия — период бурения первой очереди добывающих скважин и наращивания добычи газа.

II стадия — период относительно постоянной высокой добычи, поддерживаемой дополнительным бурением скважин и при возможности — увеличением депрессии в скважинах.

III    стадия — период интенсивного падения добычи.

IV    стадия — завершающий период разработки, характеризующийся низкими отборами газа.

Обобщение опыта разработки газовых залежей, выполненное А.Л. Козловым, П.Г. Шмыглей, М.Л. Фишем, И.Л. Леонтьевым, Е.Н. Храменковым и другими исследователями, свидетельствует о том, что для небольших залежей с запасами до 3 млрд. м3 основные показатели динамики добычи газа (продолжительность стадий, степень использования запасов за стадию и др.) изменяются в широком диапазоне значений. Это обусловлено различиями в их продуктивности, в количестве добывающих скважин, в темпах освоения залежей. С увеличением размеров залежей диапазон значений показателей сужается, особенно для крупных по запасам залежей, служащих источниками снабжения газом удаленных потребителей, заинтересованных в продолжительных устойчивых поставках газа. Задачи газоснабжения обусловливают необходимость продления II стадии разработки и, следовательно, некоторого ограничения темпов разработки в этом периоде.

Продолжительность I стадии на залежах с запасами газа до 3 млрд. м3 часто не превышает одного года, иногда эта стадия совсем отсутствует, но нередко она продолжается 10 лет и более. На объектах с запасами 20 — 50 млрд. м3 она длится от

2 до 10 лет, а на более крупных объектах — от 4 до 10 лет.

Продолжительность II стадии по залежам с запасами до 50 млрд. м3 в большинстве случаев находится в пределах от 274 одного года до 10 лет, по более крупным залежам — от 4 до 10 лет. Среднегодовые темпы добычи на II стадии на залежах с запасами до 3 млрд. м3 изменяются в пределах от 5 до 30 %, с запасами 3 — 50 млрд. м3 обычно от 5 до 13 %, на более крупных залежах примерно от 5 до 8 %.

К концу II стадии, т.е. к началу интенсивного падения добычи, из большинства объектов отбирается 40 — 70 % балансовых запасов газа. Вполне реально на всех крупных залежах ставить задачу отбора к концу этого периода 60 — 70 % балансовых запасов. Это существенно отличает динамику добычи газа от динамики добычи нефти. Как уже отмечалось, из нефтяных эксплуатационных объектов к началу падения добычи отбирается 25 — 50 % извлекаемых запасов, что соответствует всего 15 — 35 % балансовых запасов. Таким образом, на газовых объектах к концу II стадии достигается намного более высокое текущее газоизвлечение.

На III стадии из газовых объектов отбирают 20 — 30 % запасов газа. Количество действующих скважин на этой стадии остается неизменным (при газовом режиме) или уменьшается в связи с постепенным прекращением эксплуатации обводненных скважин (при упруговодонапорном режиме). Продолжительность III стадии и соответственно скорость падения добычи газа в этот период, как и на нефтяных объектах, определяются характером динамики добычи газа на первых двух стадиях.

IV стадия, завершаемая при приближении к минимальной рентабельной добыче из объекта, так же, как и на нефтяных объектах, по продолжительности соразмерна с первыми тремя стадиями, вместе взятыми.

На газоконденсатных залежах, разрабатываемых с использованием природных видов энергии, выделяют те же стадии разработки, что и на газовых. При разработке газоконденсатных месторождений с реализацией сайклинг-процесса часть газа, закачиваемого после выделения из него конденсата обратно в пласт, в товарной продукции не учитывается. Вследствие этого динамика годовой добычи газа носит иной характер.

Вопросы поиска закономерностей в динамике показателей, характеризующих отборы попутной воды, для газовых залежей менее актуальны, поскольку при газовом режиме поступление воды в залежь и в скважины отсутствует или невелико, а при водонапорном режиме отбор попутной воды ограничивают путем изоляционных работ и выключения скважин, дающих воду.

§ 2. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ЗА ДОБЫЧЕЙ НЕФТИ, ГАЗА, ОБВОДНЕННОСТЬЮ ПРОДУКЦИИ, ЗАКАЧКОЙ ВОДЫ

Контроль за дебитами и приемистостью скважин, обводненностью продукции, газовым фактором.

При разработке месторождений нефти и газа обязателен высокий уровень организации контроля за дебитами скважин по нефти, газу и жидкости, их продуктивностью, обводненностью скважин, газовым фактором (по нефтяным скважинам), приемистостью нагнетательных скважин.

Дебит скважины по жидкости (безводной — по нефти, обводненной — по нефти и воде) измеряется в т/сут с помощью автоматизированных групповых установок типа "Спутник". Пользование такими установками позволяет устанавливать отдельно количество нефти и попутной воды в общем дебите скважины по жидкости. В результате определяют обводненность продукции скважины, т.е. содержание воды в процентах во всей жидкости.

При недостаточно надежной работе системы "Спутник" обводненность продукции скважин определяют по пробам жидкости, отобранным из выкидных линий скважины, с помощью аппарата Дина и Старка, центрифугированием или другими методами.

Дебит попутного газа измеряют на групповых установках турбинным газовым счетчиком типа "Агат-1", а при использовании индивидуальной замерной установки — турбинным счетчиком или дифференциальным манометром с дроссельным устройством, устанавливаемым на выходе из трапа.

Промысловый газовый фактор (в м3/т) вычисляют как отношение дебита попутного газа к дебиту сепарированной нефти.

Приемистость водонагнетательной скважины (в м3/сут) измеряют счетчиком или расходомером диафрагменного типа, установленным на кустовой насосной станции. Поскольку один разводящий водовод часто обеспечивает водой две-три скважины, замер приемистости скважины следует производить при остановке других скважин, питающихся из того же водовода. При использовании индивидуальных насосов для нагнетательных скважин их приемистость определяют индивидуально.

Дебиты скважин при добыче природного газа измеряют на групповых или централизованных газосборных пунктах с 276 помощью расходомеров разных конструкций, часто называемых дифманометрами, — поплавковыми, мембранными, сильфонными. Для разведочных скважин, не подключенных к газопроводу, а также для скважин с устьевым давлением, меньшим, чем давление в промысловом газопроводе после узла измерения дебита, часто используют метод критического истечения с использованием соответствующего диафрагменного измерителя (ДИКТ).

При разработке многопластовых эксплуатационных объектов или объектов большой толщины большое значение имеет определение рассмотренных показателей раздельно по пластам и интервалам пласта. В добывающих и нагнетательных скважинах эту задачу решают, главным образом применяя аппарат для глубинной потокометрии и термометрии.

Вопросы техники, технологии контроля за рассмотренными показателями работы скважин и пластов в них, а также приемы интерпретации получаемых замеров излагаются в инструкциях по исследованию скважин и пластов.

Для каждого объекта с учетом характера изменчивости показателей работы скважин должна быть установлена периодичность их замеров таким образом, чтобы количество определений было достаточным для получения в результате их статистической обработки надежных средних значений за отчетные периоды времени (месяц, квартал).

Учет показателей работы скважин. Документация. Каждая скважина представляет собой дорогостоящее сооружение, поэтому полноценное использование ее — одно из важных требований разработки. Его выполнение обеспечивается правильным выбором конструкции скважины, интервалов перфорации, способа эксплуатации, подбором типа и режима оборудования для подъема жидкости, своевременным выполнением ремонтно-изоляционных работ, установлением режима отбора жидкости (газа) и др. В течение продолжительного периода использования скважины в ее техническое состояние и режим работы вносятся изменения: может быть изменено и само назначение скважины, может быть осуществлен перевод ее на другой горизонт и т.д.

Все стороны процесса эксплуатации каждой скважины систематически отражаются в документах. Эти документы:

эксплуатационная карточка (карточка добывающей скважины);

карточка нагнетательной скважины; карточка по исследованию скважины; паспорт скважины.

В эксплуатационной карточке отмечаются ежедневные дебиты скважины по нефти (газу) и попутной воде, газовый фактор, часы работы и простоя скважины, причины простоя, изменения способа эксплуатации, характеристики оборудования или режима его работы. За каждый месяц подводятся итоги: фиксируются добыча нефти, добыча воды, обводненность месячной продукции, число часов работы и простоя, среднесуточные дебиты скважины по жидкости и нефти, значения среднего газового фактора.

В карточке нагнетательной скважины записывают ежедневно приемистость скважины, давление нагнетания воды (или другого агента), число часов работы и простоя, причины простоя. Фиксируют показатели работы скважины за месяц: количество закачанной воды, число часов работы и простоя, среднесуточную приемистость, среднее давление на устье скважины.

В карточку по исследованию скважины вносят: дату и вид исследования (замеров), данные о режиме работы скважины и внутрискважинного оборудования в период исследования, глубину и продолжительность замера, тип прибора, результаты проведенных замеров.

Паспорт скважины — основной документ, отражающий всю историю скважины с начала ее бурения до ликвидации и содержащий следующие данные:

общие сведения (назначение скважины, ее местоположение (координаты), альтитуда устья, даты начала и окончания бурения, способ бурения, глубина забоя, целевой горизонт, дата ввода в эксплуатацию);

геолого-технический разрез скважины (литолого-стра-тиграфическая колонка, основные кривые геофизического комплекса исследований скважины, схема ее конструкции, характеристика кривизны);

характеристику продуктивных пластов и фильтра (глубина кровли и подошвы пластов, интервалы перфорации, характеристика открытого забоя или тип перфорации и ее плотность);

результаты освоения скважины (вскрытый пласт, начало освоения, среднесуточные показатели за первые 30 дней работы: способ эксплуатации, дебиты по нефти, газу, жидкости, воде, показатели давления, коэффициент продуктивности);

физическую характеристику пластов эксплуатационного объекта (описание пород, коэффициенты пористости, проницаемости, нефтегазоводонасыщенности, неоднородности, положение ВНК (ГНК, ГВК));

результаты исследования пластовой и поверхностной нефти (плотность, вязкость, объемный коэффициент, содержание парафина, серы, смол и асфальтенов, место взятия проб);

характеристику газа (содержание метана, этана, пропана, бутана, высших УВ, углекислого газа, сероводорода, азота, кислорода, плотность при стандартных условиях);

характеристику способов эксплуатации (способ эксплуатации, период его применения, тип и техническая характеристика оборудования, его теоретическая производительность и режим работы);

аварийные и ремонтно-изоляционные работы в скважине (данные о технических дефектах скважины, характеристика проведенных ремонтных работ, изменения в конструкции скважины, в интервалах перфорации, в положении искусственного забоя).

Паспорт содержит сводную таблицу работы скважины, месячные и годовые показатели (из карточки скважины), а также суммарные показатели с начала эксплуатации скважины.

Наряду с документацией каждой скважины геологопромысловая служба обобщает результаты эксплуатации всей совокупности пробуренных скважин объекта разработки. Для этого составляются следующие документы: геологический отчет по эксплуатации скважин; карта текущего состояния разработки; карта суммарных отборов и закачки по скважинам; технологический режим работы скважин.

Названные документы используют для обоснования мероприятий по регулированию разработки.

Геологический отчет по эксплуатации скважин составляют ежемесячно. Отчет состоит из двух частей — по добывающим и по нагнетательным скважинам. Скважины группируют по объектам и способам эксплуатации. По каждой скважине в отчете показывают месячную добычу нефти, газа, воды, объем закачанной воды, среднесуточные дебиты (приемистость), число часов работы и простоя скважины, причины простоя. В конце отчета приводят итоговые данные по объекту в целом.

Карту текущего состояния разработки обычно строят ежеквартально. Для построения карты используют план расположения точек пересечения скважин с кровлей объекта. Точка, обозначающая добывающую скважину, служит центром круга, площадь которого отвечает среднесуточному дебиту скважины по жидкости (газу) за последний месяц квартала. В круге выделяется сектор, соответствующий обводненности продукции (1 % обводненности — 3,6°). Для наглядности части круга закрашивают разными цветами: нефть и газ обычно показывают в желто-коричневых тонах с дифференциацией окраски по способам эксплуатации, попутную и нагнетательную воду — в сине-зеленых тонах с дифференциацией окраски по характеру воды (пластовая, нагнетаемая, чужая). На карте показывают местоположение начальных и текущих контуров нефтегазоносности, выделяя различными условными обозначениями участки объекта, заводненные полностью и частично пластовой и нагнетаемой водой. При объединении в объект разработки нескольких пластов карты составляют для объекта в целом и раздельно для каждого пласта.

Карту суммарных отборов и закачки по скважинам составляют обычно один раз в год (на конец года). На карте в виде кругов отражают добычу жидкости (газа), накопленную с начала эксплуатации скважины. Условные обозначения применяют те же, что и на карте текущего состояния разработки, но в кругах выделяют секторы, соответствующие добыче, накопленной при разных способах эксплуатации. В сочетании с картой, отражающей распределение удельных запасов нефти на единицу площади (или на одну скважину), карта суммарных отборов и закачки позволяет оценить степень выработанности запасов в разных частях объекта.

Технологический режим работы скважин составляют с учетом задач по развитию добычи нефти (газа) и регулированию процесса разработки (см. главу XVI). В этом документе по каждой из действующих скважин приводятся среднесуточные показатели фактической работы скважин и показатели, рекомендуемые на предстоящий период. По новым и бездействующим скважинам, планируемым к вводу в эксплуатацию, приводятся намечаемые показатели.

Геолого-промысловая документация по объектам разработки в целом. Показатели добычи нефти и газа по объекту в целом отражаются в двух главных документах — в паспорте объекта разработки и на графике разработки.

В паспорте объекта разработки приводятся сведения, отражающие промыслово-геологическую характеристику эксплуатационного объекта, проектные и фактические показатели разработки.

Геологическая характеристика включает тот же набор сведений, что и по отдельным скважинам, но в среднем для объекта:

средние параметры объекта до начала разработки; свойства нефти в пластовых условиях и на поверхности. Наряду с этим приводятся: свойства газа;

свойства пластовой воды (плотность, вязкость, щелочность, жесткость, содержание анионов и катионов);

данные о начальных запасах нефти (балансовые, извлекаемые, конечный коэффициент извлечения нефти, дата утверждения запасов);

данные об остаточных запасах нефти на начало каждого года (балансовые, извлекаемые запасы, текущий коэффициент извлечения нефти).

Проектные показатели разработки приводятся в паспорте объекта по последнему утвержденному проектному документу. С принятием нового проекта проектные показатели на последующие годы корректируются. При этом приводятся: максимальная годовая добыча нефти (газа), жидкости и годы их достижения; максимальный объем закачки воды или других агентов и год его достижения; основной фонд скважин добывающих, нагнетательных и специальных; количество резервных скважин; количество пробуренных добывающих скважин в год достижения максимальной добычи нефти (газа); средняя плотность сетки скважин добывающих и нагнетательных во внешнем контуре нефтегазоносности и в зоне разбуривания; плотность сетки в зоне размещения добывающих скважин; средний дебит одной добывающей скважины в год выхода на максимальную добычу; средняя приемистость нагнетательной скважины при максимальной закачке воды; удельные извлекаемые запасы нефти (газа) на одну скважину; разновидность заводнения или другого метода воздействия; основной способ эксплуатации скважин.

Фактические показатели разработки объекта по годам (на конец года) для нефтяных эксплуатационных объектов приводятся в виде таблицы, в которой отражаются: добыча нефти за год в тоннах и в процентах начальных извлекаемых запасов; добыча нефти с начала разработки в тоннах и в процентах начальных извлекаемых запасов; текущий коэффициент извлечения нефти; добыча воды за год и с начала разработки в т; среднегодовая обводненность продукции в процентах; добыча жидкости за год и с начала разработки в

33

м3 в переводе на пластовые условия; закачка воды за год в м3 и в процентах годового отбора жидкости в пластовых условиях; закачка воды с начала разработки в м3 и в процентах накопленной с начала разработки жидкости в пластовых условиях; добыча попутного газа за год в м3; средний газовый фактор; фонд добывающих скважин (в соответствии с главой XI); фонд нагнетательных скважин (всего пробурено, в том числе: под закачкой, в эксплуатации на нефть, в бездействии и консервации); число скважин, введенных за год в эксплуатацию после бурения, — добывающих, нагнетательных; число добывающих скважин, выбывших из действующего фонда; число специальных скважин; средний дебит одной новой добывающей скважины; среднее пластовое давление на конец года в начальном контуре нефтеносности и в зоне отбора. Кроме того, в этой таблице дается информация о фонде добывающих скважин и среднем дебите одной скважины при разных способах эксплуатации (фонтанный, газлифтный, ЭЦИ, ШГН и др.), а также о числе скважин, работающих с содержанием воды в продукции до 2; 2 — 20; 20 — 50; 50 — 90; более 90 %.

Аналогичный паспорт ведется и по газовому эксплуатационному объекту.

График разработки (рис. 79) составляется для эксплуатационного объекта и представляет собой комплекс кривых,

j_I__I__I__L

Рис. 79. График разработки нефтяного эксплуатационного объекта:

Он — добыча нефти; Ож — отбор жидкости; В — обводненность продукции; Ув — объем закачки воды; рпл — пластовое давление; Ыд, Ын — фонд действующих соответственно добывающих и нагнетательных скважин; I, II, III, IV — стадии разработки


1955    1960    1965    1970    1975    1980    Годы


отражающих в масштабе динамику основных годовых (квартальных, месячных) показателей разработки. На графике должны быть приведены кривые изменения: добычи нефти, добычи жидкости, обводнения продукции, действующего фонда добывающих скважин, количества нагнетательных скважин, находящихся под закачкой воды (или другого агента), закачки воды за год в процентах годового отбора жидкости, пластового давления.

В зависимости от решаемой задачи и геолого-промыс-ловых особенностей залежи график разработки может дополняться кривыми изменения других показателей, приводимых в паспорте объекта разработки.

При необходимости сравнения графиков разработки различных объектов годовую добычу нефти и жидкости приводят в виде темпов разработки. При этом на оси абсцисс откладывают не время (годы), а коэффициент извлечения нефти или отношение (в %) накопленной добычи к начальным извлекаемым запасам. На графике разработки каждого объекта отмечают границы между стадиями разработки.

Анализ графика разработки и сравнение фактических показателей разработки с проектными дают возможность на любом этапе эксплуатации объекта оценивать эффективность реализуемой системы разработки и обосновывать при необходимости меры по ее совершенствованию.

Глава XIII КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ

§ 1. ПЛАСТОВОЕ И ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖЕЙ

Энергетические ресурсы залежи на каждом этапе ее разработки характеризуются значением пластового давления рплтек. С началом эксплуатации залежи в результате отбора из нее нефти (газа) в зоне отбора происходит снижение пластового давления. В последующем в зависимости от режима работы залежи, годовых объемов добычи и т.д. в

283

изменении пластового давления могут наблюдаться различные тенденции.

Пластовое давление в продуктивном горизонте на какую-либо дату, устанавливающееся при работе практически всего фонда скважин, называют текущим или динамическим пластовым давлением. Получение и анализ данных о текущем пластовом давлении в различных точках залежи и по залежи в среднем — важнейшая часть контроля за разработкой залежи. Использовать для контроля за изменением пластового давления абсолютные его значения неудобно, особенно при большой высоте залежи, поскольку значение начального пластового давления тесно связано с глубиной залегания пласта — оно увеличивается с возрастанием глубины. В процессе разработки на одних участках залежи давление может снижаться, на других — стабилизироваться, на третьих — возрастать. Рост давления после некоторого периода его снижения может быть обусловлен уменьшением отбора жидкости из пластов или искусственным воздействием на пласты. Выявление этих, иногда противоположных тенденций на фоне различных, обусловленных глубинами залегания горизонта значений начального давления в разных частях залежи, встречает значительные трудности. Поэтому при контроле за энергетическим состоянием залежи обычно пользуются значениями приведенного пластового давления.

Как уже отмечалось в главе VII, приведенное пластовое давление — это давление, замеренное в скважине и пересчитанное на условно принятую горизонтальную плоскость. Обычно это плоскость, соответствующая значению средней абсолютной отметки начального ВНК или ГВК. В некоторых случаях могут быть использованы и другие горизонтальные плоскости, например, при большой высоте залежи — плоскость, делящая объем залежи пополам. Положение поверхности приведения сохраняется постоянным до завершения разработки.

Приведенное давление рплпр вычисляют по формуле

Рпл.пр = Рпл.з ± ЛЛр/102,    (XIII.    1)

где рпл.з — замеренное в скважине пластовое давление; hn — расстояние между точкой замера и условной плоскостью; р — плотность воды, нефти или газа (в зависимости от того, в какой скважине — нагнетательной, добывающей нефтяной или газовой — сделан замер).

Поправку hnp/102 вычитают при положении точки замера давления ниже условной плоскости и прибавляют при ее по-

284 ложении выше этой плоскости. На рис. 80 в законтурных водяных скв. 1 и 2 замеры давления произведены ниже условной плоскости, поэтому поправка должна вычитаться из замеренной величины. В водяной законтурной скв. 3 замер по техническим причинам выполнен выше условной плоскости, поэтому поправка прибавляется к значению замеренного давления. В этих трех скважинах поправку определяют с учетом плотности пластовой воды. По всем остальным скважинам замеры выполнены выше условной плоскости, поэтому поправку прибавляют к замеренным значениям, при этом учитывают плотность: по скв. 4, где пласт обводнен в п р о-цессе разработки, — воды, по скв. 5 — нефти.

Характер распределения приведенного текущего пластового давления в пределах залежи можно показать в виде схематического профиля. На рис. 81 горизонтальная линия 1 соответствует приведенному начальному пластовому давлению, имеющему одинаковые значения по площади залежи. При вводе в эксплуатацию первой скважины в пласте происходит радиальное движение жидкости или газа к ней, и вокруг

Скв.6 5 Г ^

Рис. 80. Схема приведения пластового давления по глубине:

1 — газ; 2 — нефть; 3 — вода; 4 — зона пласта, заводненная при разработке нефтяной части залежи; 5 — точка замера давления в скважине; h — расстояние от точки замера до условной плоскости

Рис. 81. Схематический профиль приведенного пластового давления залежи при естественном водонапорном режиме:

а — залежь; б — интервал перфорации. Давление: 1 — начальное пластовое (приведенное), 2 — в пласте возле первых, введенных в разработку скважин, 3 — приведенное динамическое пластовое (после ввода многих скважин); рзаб — забойное давление; К — контур питания

скважины образуется локальная (местная) воронка депрессии давления. В пределах воронки давление изменяется по логарифмической кривой 2. При этом начальное пластовое давление остается практически постоянным. Линия 2 в сочетании с линией 1 отражает распределение давления в пласте после ввода первой скважины.

Давление в пласте у забоя скважины при ее работе называют забойным давлением рзаб.

По мере разбуривания залежи, дальнейшего ввода скважин в эксплуатацию и увеличения таким путем общего отбора жидкости из залежи воронки депрессии давления на забоях скважин сближаются, одновременно происходит постепенное снижение пластового давления в залежи в целом. Образуется общая для залежи воронка депрессии давления, осложненная локальными воронками скважин.

Повышенное положение точек на кривой давления между действующими скважинами соответствует значению текущего (динамического) пластового давления. Кривая 3 на рис. 81, проходящая через эти точки, характеризует текущее пластовое давление в залежи. Видно, что приведенное текущее пластовое давление снижается от контура питания к центральной части залежи.

Характер распределения в пласте давления при внутрикон-турном нагнетании в пласт воды или другого рабочего агента (в приведенном случае — при разрезании залежи на блоки) 286 показан на рис. 82. Локальные воронки действующих нагнетательных скважин обращены вершинами вверх.

Динамическое пластовое давление вблизи нагнетательных скважин обычно превышает начальное пластовое давление на 15 — 20%, а иногда и более. Положение каждого разрешающего ряда соответствует искусственному контуру питания.

Динамическое пластовое давление в различных частях залежи можно определить путем замера его в имеющихся отдельных простаивающих скважинах и в специально останавливаемых единичных скважинах (при сохранении фонда ближайших к ним скважин в работе). Замеренное в остановленной скважине давление будет соответствовать динамическому при условии, что замер выполнен после прекращения движения жидкости в прискважинной зоне и стволе скважины.

Значения забойного давления в скважине определяют в период установившегося режима ее работы, пластового — после продолжительной остановки скважин (от нескольких часов до суток и более). Для получения данных о забойном и пластовом давлении глубинный манометр спускают в скважину к середине пласта и в течение 20 мин фиксируют забойное давление. Затем скважину останавливают, после чего пе-

Рис. 82. Схематический профиль    приведенного

^заб.наг


пластового давления залежи при внутриконтурном нагнетании воды. Скважины: 1    —    нагнета

тельные, 2 — добывающие; части пласта: 3 — нефтенасыщенные, 4 — п ромытые водой; 5 — динамическое пластовое давление (общие воронки депрессии давления); 6 — локальные воронки депрессии (репрессии):    Рпл.нач - начаЛЬН°е

пластовое    (приведенное)

Cl

цц* еееез®


давление; забойное давление:    Рзаб.наг - В нагнета

тельной скважине, рзабд — в добывающей скважине

Рис. 83. Кривая восстановления даления в остановленной скважине:

а — добывающей; б — нагнетательной. Давление: р плд — пластовое динамическое, рзаб — забойное

ро манометра регистрирует выполаживающуюся кривую восстановления давления (КВД) от забойного до динамического пластового. Характер КВД в добывающей и нагнетательной скважинах показан на рис. 83. По окончании исследования скважину вводят в эксплуатацию. При наличии достаточного опыта, когда становится известной необходимая в конкретных геологических условиях продолжительность остановки скважины для восстановления давления, замер динамического пластового давления можно проводить, спуская манометр в конце остановки, без снятия КВД.

Динамическое пластовое давление залежи в целом освещается замерами его в скважинах, останавливаемых в последовательности, обеспечивающей неизменность условий дренирования залежи в районе исследуемой скважины. Не следует допускать одновременной остановки близко расположенных друг к другу скважин, поскольку при этом давление на исследуемом участке залежи восстановится до значений выше динамического, сформировавшегося при работе всех скважин. В то же время для оценки состояния пластового давления залежи на определенную дату данные о нем должны быть получены в возможно большем количестве скважин в короткий срок.

§ 2. КАРТЫ ИЗОБАР

Контроль за изменением пластового давления в продуктивном пласте в целом в процессе разработки залежи проводят с помощью карт изобар.

288

Картой изобар называют нанесенную на план расположения забоев скважин систему линий (изобар) с равными значениями динамического пластового давления на определенную дату. Эта карта отображает особенности общего распределения динамического пластового давления в залежи, без учета локальных воронок депрессии каждой скважины.

Карты изобар составляют обычно на конец каждого квартала. В периоды продолжительной стабилизации давления их можно составлять раз в полугодие. Полугодовой интервал может быть установлен также в исключительно сложных для исследования скважин условиях — при резкой пересеченности рельефа, заболоченности местности, в условиях шельфа и др.

При построении карты используют данные о приведенном пластовом давлении. Для решения некоторых специальных задач могут быть построены карты абсолютного (замеренного у пласта) динамического пластового давления. При построении карты на установленную дату следует использовать замеры давления в скважинах, максимально приближенные во времени к этой дате. Однако на практике в связи с необходимостью поочередной остановки скважин для замера выполнение нужного количества измерений требует значительного времени — до одного-двух месяцев, а иногда и более. При использовании данных о давлении, полученных значительно раньше даты составления карты, необходимо в замеренные значения давления вносить поправку на время. Это можно приближенно выполнить с учетом общей тенденции снижения давления, выявленной по данным прошлых карт изобар (рис. 84, сплошная линия) и проявляющейся в периоде накопления последних данных (штрихпунктирная линия). Интервал между изобарами на карте выбирают исходя из общего диапазона значений давления в пределах залежи.

Карта изобар (рис. 85) служит основой для определения среднего динамического пластового давления на определенную дату по залежи (или отдельным ее частям). Среднее динамическое пластовое давление в залежи можно представить как давление, которое установилось бы в ней после прекращения эксплуатации залежи и полного его перераспределения и выравнивания (в условиях изоляции залежи от окружающей среды).

Среднее динамическое пластовое давление залежи определяют с помощью карты изобар как среднее взвешенное по ее площади или объему.

Рис. 84. Схема приведения замеренных значений рпл в скв. 1 и 2 к дате построения карты изобар:

1 — средние значения пластового давления по площади по последним картам изобар; 2 — значения пластового давления по площади, полученные по скважинам в последнем квартале; 3 — приведенные во времени значения пластового давления в скв. 1 и 2 (аналогично приводятся по всем другим скважинам)

Рис. 85. Карта изобар:

1 — внешний контур нефтеносности; скважины: 2 — добывающие, 3 — законтурные (пьезометрические); 4 — изобары, м; 5 — элемент залежи между соседними изобарами

Среднее взвешенное давление по площади рпл/ находят по формуле

290 площадь залежи; n — количество элементов площади залежи с разными средними значениями давления.

Для определения среднего взвешенного давления по объему залежи рпкУ последовательно выполняют следующие операции.

1. Строят карту равных значений нефте(газо)насыщенной толщины пласта h и по ней определяют значения f и    для элементов площади между отдельными изопахитами.

2. Строят карту равных значений произведения ph, где р — приведенное пластовое давление. Значения этого произведения в разных точках пласта могут быть получены одним из двух способов: путем совмещения карты нефтегазонасыщенной толщины с картой изобар и определения значений ph в точках пересечения изолиний этих карт; по данным замеренных значений р и h по скважинам.

3. По карте равных значений произведения ph определяют площади элементов st между соседними изолиниями и соответствующие элементам площади средние значения (ph)

4.    Находят среднее значение pnAV по формуле

где V — нефте(газо)насыщенный объем залежи; n — количество элементов площади с разными средними значениями ph; m — количество элементов площади залежи с разными средними значениями ht.

По нефтяным залежам среднее пластовое давление определяют как среднее взвешенное по площади при относительно небольшой толщине продуктивных пластов (единицы и первые десятки метров), как среднее взвешенное по объему — при большой средней толщине (многие десятки и сотни метров). Поскольку залежам газа свойственна обычно значительная толщина продуктивных пластов, для них определяют среднее пластовое давление как среднее взвешенное по объему.

Средние значения давления определяют не только для залежи в целом, но при необходимости и для различных ее зон и участков, представляющих самостоятельный интерес.

С помощью карт изобар можно выявлять степень связи залежи с законтурной зоной, определять фильтрационную характеристику пластов. Они дают наглядное представление об энергетических возможностях залежи в целом и отдельных ее частей. Совместное рассмотрение карт изобар, составленных на несколько дат, позволяет судить об эффективности принятой системы разработки и отдельных технологических мероприятий по совершенствованию процесса разработки. Карты изобар можно использовать для прогнозирования поведения давления и перемещения контуров нефтеносности.

§ 3. ПЕРЕПАДЫ ДАВЛЕНИЯ В ПЛАСТЕ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА. КОМПЛЕКСНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЛАСТОВ

Как уже указывалось, при разработке залежи в продуктивном пласте образуются воронки депрессии давления — общая по залежи в целом и локальные в районе каждой добывающей и нагнетательной скважины.

Перепад давления, соответствующий локальной воронке, применительно к добывающей скважине называют депрессией на забое скважины Ap^,^, применительно к нагнетательной скважине — репрессией на забое скважины Ap^,^. В качестве обобщающего термина (для добывающих и нагнетательных скважин) наиболее часто применяют термин перепад давления в скважине.

В добывающей скважине забойное давление p-,^ меньше текущего пластового давления p^.^ на величину депрессии, в нагнетательной скважине Ap^g^ больше p^.^ на величину репрессии. Соответственно перепады давления в добывающей и нагнетательной скважинах определяются выражениями

Ap скв.д    pпл.тек    ^аб.д ;

(XIII.4)

Ap скв.н    pза6 .н    pпл.тек.

При установившейся фильтрации жидкости депрессия на забое добывающей скважины и репрессия на забое нагнетательной скважины находятся в прямой связи соответственно с дебитом по жидкости дж и приемистостью W:

qж = K,(pпл.тек - Рзaб.д);

(XIII.5)

W = K"(заб.н - pпл.тек)

Здесь K' и K" — коэффициент продуктивности и коэффициент приемистости скважины, выражаемые соответст-292 венно в (т/сут)/0,1 и в (м3/сут)/0,1 МПа и характеризующие изменение дебита и приемистости скважины на единицу изменения перепада давления в скважине. Коэффициенты K' и K'' для одной и той же скважины обычно имеют разные значения. Поэтому для скважины, сначала дававшей нефть, а затем переведенной под нагнетание воды с целью совершенствования системы воздействия, эти коэффициенты должны определяться самостоятельно при добыче нефти и при закачке рабочего агента. Дебит скважины по жидкости qiK и приемистость скважины W при установившейся фильтрации жидкости определяют по уравнениям

q=K = (2пkпрhAРс^в.д )/ Цн1п( Гпр ) ;

(XIII.6)


W = (2пkпрhAР скв.н)/ Ив1п(Гпр) ,

где кпр — проницаемость пласта; h — толщина пласта; Ap^B^M = Ap в добывающей (нагнетательной) скважине; Як — радиус условного контура питания скважины; гпр — приведенный радиус скважины; цн и цв — соответственно вязкость нефти и воды.

Радиус условного контура питания скважины Як принимают равным половине расстояния между скважинами. Приведенный радиус скважины гпр — радиус условной совершенной скважины, принимаемой в качестве эквивалента реальной скважины, несовершенной по качеству и степени вскрытия пласта, но имеющей те же дебит и депрессию.

Из сопоставления (XIII.5) и (XIII.6) следует:

K'    =    (2лкпрЬ))Ц н1п(/ Гпр )];

(XIII.7)


K '' = (2пкпр^/ Ц в 1п( / Гпр ) г

т.е. коэффициенты продуктивности и приемистости представляют собой комплексные характеристики соответственно добывных возможностей и приемистости скважины.

На практике коэффициент продуктивности (приемистости) определяют путем исследования скважины методом установившихся отборов. Метод основан на измерении дебита и забойного давления при нескольких стабилизировавшихся режимах работы скважины. Полученные результаты выражают в виде зависимости между дебитом и депрессией на забое скважины (индикаторной диаграммы) (рис. 86). При

а    б

qH,т/сут Ар, МПа

Рис. 86. Индикаторные диаграммы добывающих (а) и нагнетательных (•) скважин:

qн — дебит скважин по нефти; W — п риемистость скважин; Ар — депрессия (репрессия) на забое скважины

фильтрации жидкости индикаторные линии обычно прямолинейны по всей ддине или на начальном участке. По доб ы -вающим скважинам при больших значениях дебита они могут быть изогнутыми в результате нарушения линейного закона фильтрации вблизи скважины, уменьшения проницаемости в связи со смыканием трещин при значительном снижении забойного давления. По нагнетательным скважинам основной причиной искривления индикаторных линий является раскрытие микротрещин в пласте по мере увеличения забойного давления.

Уравнение прямолинейной индикаторной линии добывающей нефтяной скважины имеет вид

Рпл -Рза6 = qж/K'.    (XIII.8)

При прямолинейном характере индикаторной кривой коэффициент K’ (к'') остается постоянным в интервале исследованных режимов и численно равен тангенсу угла между кривой и осью перепада давления.

На искривленном участке индикаторной кривой коэффициент продуктивности (приемистости) изменчив и для каждой точки кривой определяется как отношение дебита (приемистости) к соответствующему перепаду давления.

Значение коэффициента продуктивности (приемистости) используют для прогноза дебитов (приемистости) скважины при перепадах давления, допустимых в рассматриваемых геологических и технических условиях.

В промыслово-геологической практике часто пользуются удельным коэффициентом продуктивности (приемистости) Kw характеризующим значение коэффициента продуктивности (приемистости) K' ( K'') на 1 м работающей толщины пласта h :

^д = K/h .

(XIII.9)


Этот показатель используют при обосновании кондиционных значений параметров продуктивных пластов, при сравнении фильтрационной характеристики пластов разной толщины и в других случаях.

Дебит газа qT в скважине при установившейся фильтрации прямо пропорционален разности квадратов значений давле-

нИЯ РПл - Рз*.

(XIII. 10)

где кпр — коэффициент проницаемости; h — эффективная

толщина; Гст = 273 К;    = (273 - ^); Рэт = 105 Па; цг -

вязкость пластового газа; Z — коэффициент сверхсжимаемости газа; Якпр — то же, что в (XIII.6).

В отличие от уравнения притока нефти к скважине (XIII.6) в уравнении притока газа (XIII. 10) дробь в его правой части не является коэффициентом продуктивности, так как в связи с нелинейностью фильтрации газа дебит его пропорционален не депрессии, а некоторой нелинейной функции давления. Этот коэффициент пропорциональности в формуле (XIII. 10) может быть определен с помощью индикаторной линии, по-

строенной в координатах qr и (.тек - Рз2аб)/) (рис. 87).

пл.тек


Уравнение индикаторной линии имеет вид

(лл-ек - Рз2аб)/ qг = A + Bq<

(XIII. 11)


где A и B — коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров пласта в призабойной зоне (A) и от конструкции скважины (B).

Коэффициент A численно равен значению (Рплтек - Р?аб) / qг

в точке пересечения индикаторной линии с осью ординат. Дробь в правой части (XIII. 10) соответствует 1/A, т.е.

Рис. 87. Индикаторная диаграмма газовой скважины:

qг — дебит скважины по газу; давление: рпл.тек - пластовое текущее, рзаб — забойное


Л = РатЦгZ 1п( / Гпр) /(2).

(XIII. 12)

Выражения (XIII.7) и (XIII. 12) используют для оценки по данным исследования скважин (по методу установившихся отборов) основной фильтрационной характеристики пласта — коэффициента проницаемости. Для этого коэффициент продуктивности K (для нефтяной скважины) или коэффициент фильтрационного сопротивления Л (для газовой скважины) определяют по соответствующей индикаторной линии, другие необходимые параметры получают геофизическими и лабораторными методами.

Указанные выражения используют также для определения комплексных характеристик пластов, учитывающих одновременно два-три основных свойства продуктивных пластов, оказывающих влияние на разработку залежей.

Ниже приводятся наиболее широко применяемые комплексные характеристики продуктивных пластов.

1.    Коэффициент гидропроводности

е = кпрh / Ц

где кпр — проницаемость пласта в районе исследуемой скважины; h — работающая толщина пласта; ц — вязкость жидкости или газа. Размерность коэффициента м5/(Н-с). Ко эф-фициент в — наиболее емкая характеристика продуктивного пласта, определяющая его производительность в скважине.

2.    Коэффициент проводимости

а = кпр / ц-296

Размерность коэффициента м4/(Н-с); он характеризует подвижность флюида в пластовых условиях в районе скважины.

3. Коэффициент пьезопроводности

где кп — коэффициент пористости пласта; вж и вс — коэффициенты сжимаемости пластовой жидкости и пористой среды; кп вж + вс — коэффициент упругоемкости пласта р. Размерность коэффициента пьезопроводности м2/с. Коэффициент характеризует скорость перераспределения давления в пласте (последнее происходит не мгновенно, а в течение некоторого времени вследствие упругости породы и содержащейся в ней жидкости).

Значения параметров пласта, необходимые для получения комплексных характеристик указанным путем, получают другими независимыми методами. Коэффициент проницаемости и комплексные характеристики пласта можно определить с помощью других гидрогазодинамических методов исследования скважин и пластов. Теоретические основы гидрогазодинамических методов, технические средства, методика проведения замеров и обработки полученных результатов излагаются в курсе "Разработка нефтяных и газовых месторождений".

Значения комплексных характеристик и проницаемости можно получить и путем определения входящих в них параметров геофизическими и лабораторными методами. Гидрогазодинамические методы имеют свои преимущества: они базируются на результатах непосредственного наблюдения движения жидкостей и газов в пласте, позволяют характеризовать пласты как вблизи исследуемых скважин, так и на значительном от них расстоянии, не затронутом при бурении. Вместе с тем геофизические и лабораторные методы дают возможность охарактеризовать пласт послойно.

Общая для залежи воронка депрессии Дрзал, образующаяся при эксплуатации залежи большим количеством скважин, характеризуется перепадом давления между контуром питания залежи и зоной отбора:

(XIII. 13)

где Рплк — пластовое давление на контуре питания залежи;

При естественном водонапорном режиме рплк принимается равным начальному пластовому давлению. При искусственном воздействии на пласт в качестве контура питания принимают расположение нагнетательных скважин. При расположении нагнетательных скважин рядами контуром области питания будут линии, соединяющие забои нагнетательных скважин. За рплк принимают среднее динамическое пластовое давление на этих линиях (пластовое давление в зоне нагнетания).

При естественном водонапорном режиме значение Д рзал можно изменить только путем изменения рза6д. Одно из преимуществ искусственного воздействия на пласт состоит в том, что в условиях его применения значение Д рзал можно изменить путем изменения как рплк, так и рза6д.

Депрессия на забое скважины и перепад давления между контуром питания и зоной отбора находятся в прямой связи друг с другом и с дебитом скважины. Изменение одного из этих трех параметров влечет за собой изменение двух других в ту же сторону и на столько же процентов. Это можно показать на примере одной из добывающих скважин с коэффициентом продуктивности K', равным 1 (т/сут)/0,1 МПа, эксплуатирующейся в условиях законтурного заводнения.

В табл. 9 приведены показатели трех последовательно устанавливаемых режимов работы одной из добывающих скважин и залежи в целом.

Каждый режим характеризуется давлением на контуре питания рплк, текущим пластовым давлением в залежи рплтек, забойным давлением рза6д, депрессией Дрсквд, перепадом дав-

Т а б л и ц а 9

Показатели режимов работы добывающей скважины

Показатель

Режимы

1. Исходный

2. С уменьшением

рзаб.д

3. С увеличением

рпл.к

Абсолютное значение

Абсолютное значение

% от исходного

Абсолютное значение

% от исходного

рпл.ж. МПа

10,0

10,0

10,0

10,5

+ 5,0

рпл.теж. МПа

9,5

9,25

— 2,7

9,75

+ 2,6

рзаб.д. МПа

9,0

8,5

— 6,0

9,0

9,0

Дрсж,.д, МПа

0,5

0,75

+ 50,0

0,75

+ 50,0

Дрзал" МПа

1,0

1,5

+ 50,0

1,5

+50,0

q, т/сут

5,0

7,5

+ 50,0

7,5

+ 50,0

ления между зонами нагнетания и отбора Дрзал, а также дебитом скважины q.

Второй режим отличается от первого (исходного) тем, что при постоянном давлении на контуре питания давление на забое добывающей скважины уменьшено на 0,5 МПа (примерно на 6 %). При этом перепад давления между контуром питания и зоной отбора увеличился на 50 %, депрессия на забое скважины и ее дебит тоже увеличились на 50 %. Зная депрессию на забое скважины и забойное давление, находим среднее текущее пластовое давление залежи. Оно снизилось на 2,7 %. Распределение давления в пласте при первом и втором режимах показано на рис. 88.

Третий режим отличается от первого тем, что при постоянном давлении на забое скважины давление на контуре питания повышено на 0,5 МПа (на 5 %). В результате этого перепад давления между контуром питания и забойным давлением возрос на 50 %. Соответственно увеличились дебит скважины и депрессия на ее забое. Текущее пластовое давление, определяемое как и при втором режиме, возросло на 2,6 %.

Приведенный пример, иллюстрируя прямую связь между Дрскв.д, Дрзал и q, вместе с тем показывает характер изменения текущего пластового давления залежи. Уменьшение забойного давления в добывающих скважинах приводит к падению текущего пластового давления. Повышение давления на линии нагнетания обеспечивает рост текущего пластового давления

Рис. 88. ИзмененЁе ДРзал, ДРскв.д И Рпл.тек Прё снИженИИ Рзаб.

Скважины: 1 — добывающие, 2 — нагнетательные; 3 — залежь нефти; 4 — законтурная область

в залежи. И в том и в другом случае изменение текущего пластового давления происходит в значительно меньшей степени, чем изменение забойного давления или давления на контуре питания залежи.

Аналогично увеличение забойного давления в добывающих скважинах приводит к уменьшению Дрсквд и Дрзал и, следовательно, к уменьшению дебитов скважин и общей добычи нефти из залежи. При этом текущее пластовое давление повышается, но на меньшую величину, чем рза6.

При уплотнении сетки скважин и эксплуатации ранее пробуренных и новых скважин при тех же забойном давлении и давлении на контуре питания, что и до уплотнения, средний дебит на одну скважину снижается. Это связано со снижением рплтек и соответствующим уменьшением Дрсквд. В результате прирост добычи оказывается значительно меньшим по сравнению со степенью увеличения количества скважин. Здесь проявляется усиление взаимодействия (интерференции) скважин при увеличении плотности их бурения. Снижение среднего дебита скважин можно предотвратить или уменьшить, если при уплотнении сетки скважин повысить давление на контуре питания залежи путем нагнетания воды в пласт при повышенном давлении на устьях скважин. Уменьшить взаимодействие добывающих скважин можно также путем приближения нагнетательных скважин к добывающим, сокращения ширины полос между рядами нагнетательных скважин.

Показанный характер взаимосвязи рплк, рплтек, рзаб.д, Дрскв.д, Дрзал, q, плотности сетки и системы размещения скважин учитывается при выборе технологических мероприятий и определении технико-экономических показателей проектируемой системы разработки, а также при обосновании способов регулирования процесса разработки.

§ 4. ПОЛУЧЕНИЕ ДАННЫХ О ПЛАСТОВОМ

И ЗАБОЙНОМ ДАВЛЕНИИ

Контроль за состоянием пластового и забойного давления предусматривает определение начального (статического) пластового давления, наблюдение за изменением текущего (динамического) пластового давления по эксплуатационному объекту в целом и в различных его частях, наблюдение за состоянием забойного давления в скважинах при их работе на установленном технологическом режиме.

300

Организация контроля за давлением включает обоснование периодичности и количества замеров, проведение замеров в скважинах в соответствии с намеченным графиком, обобщение полученных данных.

Периодичность замеров пластового давления в скважинах устанавливают в соответствии с принятой периодичностью составления карт изобар.

Начальное и текущее пластовое давление определяют в нефтяных, газовых, нагнетательных и пьезометрических скважинах, расположенных в водоносной части пласта — вблизи залежи и на некотором удалении от нее, в скважинах, оказавшихся за текущим внешним контуром нефтеносности и в действующих скважинах. Как правило, весь фонд скважин не может быть в короткий срок охвачен исследованием. Кроме того, некоторые скважины обычно не могут быть исследованы по техническим причинам. Поэтому из числа пробуренных скважин, действующих и простаивающих, выбирают опорную сеть скважин, пригодных для исследования и достаточно равномерно освещающих все зоны залежи, различающиеся по геолого-физической характеристике, а также по их месту в реализуемой системе разработки.

При опережающей разработке нефтяной части газонефтяной залежи в опорную сеть должны входить скважины, вскрывшие газовую шапку. Аналогично при опережающей разработке газовой части нефтегазовой залежи давление необходимо измерять и в нефтяной части залежи.

При разработке многопластового эксплуатационного объекта в опорную сеть следует включать максимально возможное количество скважин, в которых вскрыт лишь один из пластов, для дифференцированного изучения давления в пластах.

Забойное давление следует измерять во всех действующих скважинах — добывающих и нагнетательных — после любого значительного намеренного или самопроизвольного изменения их дебита или приемистости, а также периодически при постоянном дебите.

Способ замера пластового давления выбирают в зависимости от характера насыщения пласта (нефть, газ, вода), назначения скважины, способа ее эксплуатации, технического состояния и др. Добывающие нефтяные скважины — фонтанные и газлифтные, простаивающие обводненные и нагнетательные — исследуют, замеряя давление прямым способом, т.е. путем спуска глубинного манометра к середине толщины пласта. В скважинах, где глубина спуска прибора ограничена техническими причинами, замер рзам выполняют на меньшей, но максимально возможной глубине, ниже которой плотность нефти по стволу скважины постоянна. Это условие обеспечивается, если давление в точке замера превышает давление насыщения. Истинное значение пластового давления в таких скважинах определяют по формуле

рпл = рзам + ( - Нзам ) / 102,    (XIII.    14)

где рж — средняя плотность жидкости в интервале между глубиной замера Нзам и глубиной середины пласта Н.

В пьезометрических скважинах пластовое давление можно замерить глубинным манометром, а также установить путем замера уровня воды или, если скважина переливает, устьевого давления и расчета соответственно по формулам (VII.5) и (VII.6).

В механизированных нефтяных скважинах пластовое давление измеряют малогабаритными манометрами, спускаемыми в межтрубное пространство на максимально достигаемую глубину, с последующим определением истинного давления по (XIII. 14).

Остановки скважин для исследования пластового давления могут приводить к существенным потерям текущей добычи нефти. Чтобы избежать этого, часть данных о пластовом давлении можно получать косвенно — по данным измерения в скважинах забойного давления при нескольких (не менее трех) установившихся режимах работы — путем построения зависимости дебит — забойное давление и экстраполяции ее до оси давления. Пользуясь этим методом, можно давать и дифференцированную оценку текущего давления в пластах многопластового объекта разработки. Для этого при исследовании объекта в целом на нескольких установившихся режимах отбора (замер дебита и забойного давления) замеряют дебит каждого из пластов в отдельности с помощью глубинного дебитомера. По полученным данным строят названные зависимости для объекта в целом и для каждого его пласта в отдельности. Экстраполяция их до оси ординат позволяет установить значения текущих пластовых давлений.

Сказанное можно проиллюстрировать примером исследования нефтяной скважины, одновременно эксплуатирующей три пласта, на четырех установившихся режимах (табл. 10).

Построенные по данным табл. 10 зависимости q — рза6д с их экстраполяцией до оси ординат показаны на рис. 89, из которого следует, что текущее пластовое давление в среднем по объекту в целом равно 18,6 МПа, по пласту I — 18,5, по пласту II — 18,3, по пласту III — 18,8 МПа.

Номер

режима

рзаб,

МПа

q, т/сут

суммарный по скважине

пласта

I

пласта

II

пласта

III

1

17,50

191

61,2

43

86,8

2

17,66

162

51

35

76

3

17,91

115

35

21

59

4

18,17

69

19

7

43

В газовых скважинах без конденсата и без воды на забое пластовое давление можно определить по данным об устьевом давлении и плотности газа по формуле

р пл = р у (1 + 0,0000361р гН)    (XIII. 15)

или по барометрической формуле

рпл = руea0341SгН / ZсрГср),    (XIII. 16)

где ру — давление на устье скважины; рг — относительная плотность газа по воздуху; Н — глубина залегания середины пласта; Тср — средняя температура; Z^ — средний коэффициент сверхсжимаемости газа при средних давлении и температуре.

Значение забойного давления может быть получено только при установившемся режиме работы скважины. В нефтяных скважинах его можно определить несколькими способами в зависимости от назначения и оборудования скважины. В нагнетательных, фонтанирующих, газлифтных, а также в механизированных скважинах, оборудованных для спуска глубин-


Рис. 89. Индикаторные диаграммы нефтяных пластов I (1), II (2), III (5) и эксплуатационного объекта в целом (4):

qн — дебиты скважин по нефти; р — давление ных приборов в затрубное пространство, его замеряют так же, как и пластовое, — прямым способом при спуске манометра к середине пласта. В скважинах, в которых спуск глубинного манометра на нужную глубину встречает трудности, замер производят на максимально возможной глубине с последующим пересчетом полученного значения на нужную глубину.

В нагнетательных и фонтанирующих скважинах забойное давление определяют также расчетным путем по значению устьевого давления. При этом следует учитывать, что пересчет устьевого давления (буферного давления рф) в насоснокомпрессорных трубах может приводить к существенным погрешностям из-за неточности поправок на потери на трение при подъеме жидкости. Предпочтительнее пользоваться устьевым давлением в межтрубном пространстве (затрубное давление рзатр), не подверженном влиянию движения жидкости. Использование рзатр для расчета возможно при идентичности жидкости и газа в насосно-компрессорных трубах и межтрубном пространстве.

В механизированных скважинах, не приспособленных для спуска глубинных приборов, значения забойного давления определяют по глубине динамического уровня в межтрубном пространстве. При добыче безводной нефти и превышении давления на приеме насоса над давлением насыщения нефти газом применяют расчетную формулу

рзаб =(Н - Лдин )(н/ 102гг

(XIII. 17)


где Н — глубина скважины до середины пласта; Лдин — глубина динамического уровня; рн — плотность пластовой нефти; рг — давление столба газа на динамическом уровне в межтрубном пространстве, определяемое из устьевого давления по (XIII. 16).

При обводненной нефти и превышении давления насыщения над давлением на приеме насоса расчеты усложняются.

Для газовых скважин давление рассчитывают по формуле (XIII. 16), в которой вместо ру используют рзатр при работе скважины по насосно-компрессорным трубам.

В водонагнетательных скважинах забойное давление можно определять исходя из значения давления на устье в межтрубном пространстве рзатр:

рзаб = рзатр + Нрв/102,

(XIII. 18)


где рв — среднее арифметическое значение плотности закачиваемой воды на устье (рву) и на забое (рвз) скважины.

Для измерения забойного и пластового давления в скважинах применяют глубинные манометры, спускаемые на проволоке и обеспечивающие местную регистрацию давления (непосредственно в камере прибора) на специальном бланке, — геликсные манометры типов МГГ-63/250, МГН-2 и другие, пружинно-поршневые манометры типа МГП-1 и др. Широко применяют также дистанционные комплексные приборы типа "Поток-5", спускаемые в скважину на кабеле и позволяющие наряду с регистрацией давления фиксировать дебит, содержание воды в продукции и некоторые другие важные показатели работы скважины.

В случаях, когда необходимо получить достаточно точную кривую изменения давления на забое скважины (после ее остановки или в результате изменения режима работы этой или других скважин), применяют пневматические манометры типов ДГМ-4М и ДГМ-5 — дифференциальные.

Для измерения забойного и пластового давления механизированных скважин, оборудованных для спуска приборов в межтрубное пространство, используют малогабаритные пружинно-поршневые манометры типа МПМ-4 и пневматического типа МДГМ. В таких скважинах замеры можно выполнять также геликсным манометром МГН-2У, укрепляемым на насосно-компрессорных трубах под насосами и спускаемым в обсадную колонну. Глубинные манометры разных типов обладают неодинаковыми точностью, надежностью в эксплуатации, чувствительностью к температуре в скважинах, пределами измерения, масштабом записи. Поэтому тип манометра необходимо выбирать с учетом термодинамических условий месторождения и задач исследования.

Замеры статических и динамических уровней в водяных и нефонтанирующих нефтяных скважинах для определения пластового или забойного давления могут быть выполнены с помощью пьезографов и эхолотов различных конструкций.

Давление на устье добывающих газовых, фонтанных нефтяных и водонагнетательных скважин замеряют поверхностными (устьевыми) манометрами.

§ 5. КОНТРОЛЬ ТЕМПЕРАТУРЫ ПЛАСТОВ В СКВАЖИНАХ

В процессе разработки нефтяных залежей, особенно с применением методов воздействия на пласт (заводнение с использованием холодной воды, теплофизичес-

305

кие, термохимические методы) происходит изменение теплового режима продуктивных пластов. Это изменение ощутимо влияет на свойства пластовых жидкостей и, следовательно, на условия разработки эксплуатационных объектов. Поэтому необходима постановка систематического контроля за отклонениями пластовой температуры в интервалах продуктивной части разреза скважин от природных геотерм. Температурные замеры в скважинах используются также для изучения работы фонда скважин.

В условиях применения внутриконтурного заводнения нагнетание больших масс холодной воды вызывает некоторое снижение температуры продуктивных пластов в районе нагнетательных и прилегающих добывающих скважин. На некоторых залежах это становится причиной ухудшения условий извлечения нефти из недр. Это особенно характерно для разработки залежей с высоким содержанием парафина в нефти и с температурой начала кристаллизации парафина, близкой к природной пластовой. Снижение температуры в пласте в этих условиях может вызывать выпадение в пустотах породы части парафина в виде твердого вещества и образование нефтепарафиновой смеси с пониженной подвижностью в пластовых условиях. Типичным примером месторождений такого типа служит месторождение Узень. Правильная постановка температурных исследований на таких месторождениях позволяет проверять точность теоретического описания скорости и закономерностей изменения теплового режима, масштабов явления, оценивать его влияние на нефтеотдачу и на основе этого намечать или корректировать ранее намеченные мероприятия по управлению процессом разработки.

При разработке нефтяных залежей с заводнением комплекс температурных исследований предусматривает:

контроль за температурой нагнетаемой в пласты породы; наблюдение за изменением геотермических условий продуктивных горизонтов;

выделение работающих пластов в скважинах; контроль за техническим состоянием нагнетательных и добывающих скважин.

Замеры температуры нагнетаемой воды на поверхности имеют большое значение, поскольку после начала ее закачки происходит выравнивание температуры по всему стволу нагнетательной скважины. Таким образом, замеры на поверхности обеспечивают контроль за изменением температуры воды, поступающей в пласты. Температура используемой для

306 нагнетания в пласт воды из поверхностных источников подвержена сезонным изменениям (рис. 90). Так, в зависимости от сезона температура морской воды, закачиваемой в пласты месторождения Узень, в течение рассмотренного года изменялась от 6 до 28 °С. Температура основных продуктивных пластов месторождения 60 — 70 °С. Следовательно, в холодные сезоны года температура нагнетаемой воды была ниже начальной пластовой на 30 — 60 °С.

Для наблюдения за изменением геотермических условий продуктивных пластов с определенной периодичностью пр о-водят температурные измерения в сети продолжительно простаивающих скважин — специально пробуренных контрольных и оценочных, простаивающих после бурения, а также в зумпфах временно остановленных скважин. Наиболее надежные данные получают в неперфорированных скважинах. Технология исследований и методика интерпретации получаемых данных такие же, что и при изучении естественного теплового фона (см. главу VII).

Подход к скважине фронта аномальных температур отмечается отклонением текущей термограммы от начальной геотермы. Разница в значениях температур по геотерме и текущей термограмме отражает изменение пластовой температуры. На рис. 91 приведены результаты исследования текущей

Рис. 90. Температура t морской воды, нагнетаемой в пласты месторождения Узень, в разное время года (по данным НГДУ "Узеннефть")

Рис. 91. Изменение температуры продуктивных горизонтов в наблюдательной скв. 515 месторождения Узень от закачки холодной воды (по данным ВНИИнефти):

1 — геотерма; 2 — текущая термограмма; породы: 3 — непроницаемые, 4 — проницаемые; 5 — непроницаемый раздел между горизонтами; Н — глубина; t — температура

температуры в одной из контрольных скважин месторождения Узень. На дату исследования в точках наибольшего влияния закачки холодной воды температура в горизонте XIII снизилась на 19,5 °С, в горизонте XIV на 4,7 °С. Скорость и масштабы развития температурных аномалий зависят от скорости фильтрации жидкости и продолжительности нагнетания воды. Наибольшее снижение температуры обычно присуще наиболее проницаемой части пласта, по которой происходит опережающее перемещение воды.

Важно учитывать, что скорость формирования и перемещения фронта аномальных температур (в рассматриваемом случае — фронта охлаждения) отстает от скорости перемещения фронта вытеснения, поскольку первые порции воды прогреваются до температуры пласта. Благодаря этому в высокопроницаемых прослоях, по которым происходит ускоренное продвижение воды, охлаждение пород может не ухудшать условий вытеснения нефти, но их охлаждение может сопровождаться некоторым снижением температуры в соседних по разрезу менее проницаемых прослоях и пластах, в которых скорость перемещения фронта вытеснения намного меньше. Это может приводить к повышению вязкости нефти в них и к ухудшению условий вытеснения нефти. Выявление таких частей продуктивного разреза имеет большое значение для оценки возможных потерь нефти в условиях закачки холодной воды для принятия решения о целесообразности нагнетания в пласты горячей воды (см. § 4 главы IX).

Снижение пластовой температуры в результате перемещения по пласту нагнетаемой воды в добывающей скважине можно установить следующим образом. В период работы скважины безводной нефтью температура потока жидкости в стволе против нижнего работающего интервала имеет аномальное значение по сравнению с природной за счет дроссельного эффекта. В стволе скважины температура снижается постепенно в направлении от забоя к устью в связи с потерями тепла в окружающую скважину среду. С началом поступления в скважину воды (первые порции ее имеют пластовую температуру) происходит увеличение забойного давления и соответствующее уменьшение дебита скважины. При этом снижается скорость подъема жидкости в скважине и соответственно возрастают потери тепла; снижение температуры по стволу скважины происходит несколько интенсивнее. Подход к скважине по наиболее быстро вырабатываемым прослоям фронта охлаждения приводит к весьма значительному снижению температуры жидкости в скважине выше места поступления воды. Это место фиксируется резким сдвигом температурной кривой в сторону меньших значений температуры. При обводнении нижней части эксплуатационного объекта исчезает влияние на изменение температуры дроссельного эффекта.

Получаемые в результате температурных исследований скважин данные обобщают в виде таблиц, карт, профилей, отражающих распределение температуры в пределах эксплуатационного объекта.

Контроль за изменением теплового режима залежей при других методах воздействия на пласты, вызывающих изменения их температуры, проводится аналогичным образом.

Термометрические исследования нагнетательных скважин (преимущественно остановленных) дают возможность достаточно надежно выделять в них пласты, принимающие воду. Поскольку такие пласты тесно коррелируются с работающими в добывающих скважинах, эти исследования дают ценную информацию для оценки охвата пластов процессом заводнения. Метод термометрии имеет определенные преимущества перед методом потокометрии, применяемым для ре-

Рис. 92. Примеры выделения пластов, принимающих воду, по термограммам остановленных нагнетательных скважин (по данным ВНИИнефти).

Эффективная толщина h^; 1 — принимающая воду (hраб), 2 — не принимающая воду; 3 — интервал перфорации; 4 — непроницаемые прослои; 5 — термограмма

шения этой же задачи. Он дает возможность выделять истинно заводняемые интервалы продуктивных пластов, в то время как потокометрия выделяет интервалы перфорации, принимающие воду, среди которых могут быть и те, куда вода поступает в связи с сообщаемостью этих интервалов с истинно поглощающими пластами в результате нарушенности цементного камня за колонной. В.Л. Лутков, внесший большой вклад в развитие термометрических методов контроля за разработкой, рекомендует в качестве интервалов, принимающих воду, выделять на термограмме остановленной нагнетательной скважины интервалы с отрицательными температурными аномалиями. Характерные примеры такого выделения приведены на рис. 92. При проведении границ принимающих интервалов учитывается тот факт, что отрицательные аномалии распространяются вверх и вниз по стволу скважины под действием теплопроводности жидкости и металла, а также вследствие охлаждения пород, подстилающих и перекрывающих продуктивные пласты.

Периодическое снятие температурных кривых в водонагнетательных скважинах при остановках и сравнительный их анализ позволяют выявлять изменения режима работы пластов, случаи выключения ранее действовавших пластов из работы и др.

Изучение температурных условий в скважинах дает возможность определять и их техническое состояние. Так, по данным термометрии можно выявить один из наиболее опасных для процесса разработки дефектов скважины —низкое качество цементирования, приводящее к перетокам жидкостей по затрубному пространству в неперфорированные пласты — продуктивные или водоносные. Перетоки воды в нагнетательной скважине в пласты, не вскрытые перфорацией, фиксируются распространением отрицательной температурной аномалии за пределы поглощающего перфорированного пласта.

В добывающих скважинах методом термометрии могут быть выявлены место притока верхней воды через нарушение колонны, поступление воды по заколонному пространству из нижнего неперфорированного пласта и др. Термометрические исследования целесообразно комплексировать с изучением химического состава вод, получаемых из скважин.

КОНТРОЛЬ ОХВАТА ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБЪЕКТА ПРОЦЕССОМ ВЫТЕСНЕНИЯ

§ 1. КОЭФФИЦИЕНТ ОХВАТА ВЫТЕСНЕНИЕМ И ЕГО ОПРЕДЕЛЕНИЕ

При разработке залежей УВ одна из главных задач — возможно более полное вовлечение объема залежи в процесс дренирования, поэтому большое значение имеет контроль этого процесса. Степень вовлечения объекта в разработку характеризуется коэффициентом охвата залежи разработкой ?охвр, представляющим собой отношение части эффективного объема объекта ^хвр, включенной в процесс дренирования под воздействием всех видов энергии, которыми она располагает, к общему эффективному объему залежи (объекта) VW

кохв.р = ^хв^^бщ.    (XIV. 1)

При разработке газовых и газоконденсатных залежей, которая осуществляется в условиях природных режимов, при незначительной макронеоднородности горизонта из-за большой подвижности пластового газа ?охвр приближается к единице.

Разработка нефтяных эксплуатационных объектов, особенно при больших площадях нефтеносности и вследствие повышенной вязкости нефти, характеризуется слабой гидродинамической связью между отдельными их частями. В результате изменение давления в одной точке объекта может не оказывать видимого влияния на другие его точки. В связи с этим значение ?охвр чаще намного меньше единицы.

Как уже отмечалось, нефтяные месторождения разрабатывают в основном с искусственным воздействием на пласт.

При этом важное значение приобретает оценка степени охвата продуктивного объема процессом вытеснения нефти водой. Охваченными процессом вытеснения считают те части эксплуатационного объекта, где в результате поступления в пласты нагнетаемой воды не происходит снижения пластового давления, благодаря чему скважины эксплуатируются с устойчивыми дебитами, соответствующими продуктивной характеристике перфорированных пластов.

312

Коэффициент охвата вытеснением кохввыт представляет собой отношение части эффективного объема залежи (эксплуатационного объекта) ^хввыт, участвующей в дренировании под воздействием вытесняющего агента, к общему эффективному объему залежи (объекта) Уо6щ:

кохв.выт    ^оХВ.Выт^ ^общ.    (XIV.2)

Коэффициент охвата вытеснением входит в формулу (VII.7), используемую для прогноза коэффициента нефтеизв-лечения. Его значение во многом определяет конечную нефтеотдачу.

Стремление к достижению возможно большего значения этого коэффициента играет решающую роль при выборе системы разработки для новой залежи и является основной целью управления протекающими в пластах процессами на протяжении всего периода разработки.

При изучении степени охвата эксплуатационного объекта процессом вытеснения различают коэффициент охвата по толщине и коэффициент охвата по площади. Коэффициент охвата вытеснением по толщине кохввыт h определяют как отношение нефтенасыщенной толщины, подвергающейся воздействию, к суммарной эффективной нефтенасыщенной толщине объекта. В нагнетательных скважинах подвергающимися воздействию считают те пласты и прослои, в которые поступает нагнетаемая вода, а в добывающих скважинах — пласты и прослои, активно отдающие нефть в условиях стабильного или даже возрастающего пластового давления.

Коэффициент охвата вытеснением по площади кохввыт s определяют для каждого пласта эксплуатационного объекта в отдельности. Численно он принимается равным отношению площади, охваченной процессом вытеснения, к общей площади распространения пласта-коллектора в пределах залежи.

Величины коХВВыт h, коХВВыт s и коХВВыт зависят в первую очередь от геологической характеристики эксплуатационного объекта. Большое влияние оказывают также степень соответствия принятой системы разработки геологической характеристике объекта и уровень ее реализации.

Рассмотрим особенности охвата процессом вытеснения для случая, когда эксплуатационный объект представлен монолитным пластом. При нагнетании в такой пласт воды кохв выт h можно считать равным единице. На охват этого объекта процессом вытеснения по площади в первую очередь влияют фильтрационные свойства пласта. При прочих равных условиях расстояние, на которое по горизонтали воздействует закачка воды, возрастает с увеличением проницаемости пласта и уменьшением вязкости нефти. Для характеристики фильтрационной способности пласта используют отношение этих параметров кпр/^н, называемое подвижностью нефти в пластовых условиях или проводимостью пласта. Как показывает опыт разработки, при пониженной подвижности нефти (кпр/^н < 0,1 м4(Н-с)) влияние от разрезающего ряда нагнетательных скважин распространяется не далее 1 — 1,5 км в каждую сторону от него. Поэтому в таких условиях принимают, что ширина полос между разрезающими рядами не более 2 —

3 км. При высокой подвижности нефти (кпр/^н > 0,1 м4(Н-с)) влияние нагнетания воды распространяется на большее расстояние, поэтому ширину полос между линиями разрезания можно принимать большей — до 4 — 5 км. Выбор оптимальной ширины полосы между разрезающими рядами (определение возможности применения законтурного заводнения, выбор расстояния между очагами заводнения и т.д.), соответствующей фильтрационной характеристике пласта, обеспечивает охват залежи воздействием по всей ее площади. Завышение ширины полос при разрезании залежей или применение законтурного заводнения при большой ширине залежи приводит к тому, что внутренняя, удаленная от нагнетательных скважин часть площади не испытывает воздействия.

Большое влияние на степень охвата пласта вытеснением по площади оказывает его микро- и макронеоднородность. Наличие локальных участков отсутствия коллекторов, участков с низкой проницаемостью, дизъюнктивных нарушений приводит к низкой приемистости или ее отсутствию в части нагнетательных скважин, отсутствию взаимодействия между нагнетательными и добывающими скважинами и в результате ограничивает распространение влияния закачки на отдельные части площади.

Значение коэффициента охвата воздействием зональнонеоднородного пласта зависит от расположения нагнетательных и добывающих скважин. Их расположение без учета характера неоднородности увеличивает количество и размеры участков, не испытывающих влияния закачки. Кроме того, вне процесса вытеснения оказываются локальные участки вдоль границ распространения коллекторов, за добывающими скважинами, хотя на них распространяется влияние закачки (рис. 93). На этапах проектирования разработки учесть при размещении проектных скважин неоднородность во всех ее деталях не удается, так как она бывает изучена еще не в полной мере. Сокращение размеров не охваченных выгтесне-314

Рис. 93. Охват процессом вытеснения прерывистого продуктивного пласта:

1    — границы распространения


коллекторов;    зоны    пласта:

2    — охваченная процессом вытеснения, 3 — не охваченные процессом вытеснения; скважины: 4 — добывающие, 5 — нагнетательные

нием зон залегания коллекторов возможно за счет бурения скважин резервного фонда.

Значение коэффициента охвата вытеснением по площади тесно связано также с соотношением объемов закачиваемой в пласт воды и отбираемой из него жидкости (в пластовых условиях). Если это соотношение меньше единицы, т.е. закачка меньше отбора, удаленные от нагнетательных скважин участки площади испытывают недостаточное воздействие или не испытывают его вовсе. Соответствие объема нагнетаемой воды объему добываемой из пласта жидкости является, таким образом, одной из важнейших предпосылок увеличения коэффициента охвата вытеснением.

При разработке многопластового эксплуатационного об ъ -екта явления, рассмотренные для однопластового объекта, могут быть свойственны каждому из пластов в отдельности. При этом на разных участках объекта в плане могут совмещаться зоны пластов как с примерно одинаковой, так и с существенно различающейся характеристикой охвата вытеснением. Следует иметь в виду, что выполняемое из экономических соображений объединение неоднородных пластов для совместной их разработки объективно приводит к снижению в той или иной мере степени охвата каждого из них процессом вытеснения. Это обусловлено особенностями приемистости пластов в нагнетательных скважинах. Установлено, что при совместной перфорации в нагнетательных скважинах пластов с различной проницаемостью воду принимают пласты с повышенной проницаемостью, в то время как в менее проницаемые пласты и прослои вода не поступает.

На рис. 94 показана особенность охвата воздействием объекта разработки, состоящего из двух пластов. В скв. 1 воду принимает только нижний пласт •, который на этом участке более проницаем, чем пласт а, в результате в западной части объекта воздействием охвачена только его нижняя часть. В скв. 2 воду принимает лишь верхний (более проницаемый на этом участке) пласт и, следовательно, в восточной части объекта воздействием охвачена лишь его верхняя часть.

На Ромашкинском нефтяном месторождении в разрезе горизонта Д^ разрабатываемого в виде единого эксплуатационного объекта, выделяют семь пластов-коллекторов. В условиях прерывистого залегания по площади каждого из них, постепенного уменьшения числа нефтенасыщенных пластов к периферии залежи и наличия мест слияния пластов в разрезах скважин часто встречается два — четыре пласта. Анализ приемистости пластов при давлении нагнетания воды 12 МПа показал, что при наличии в разрезе нагнетательных скважин двух пластов они оба принимают воду только в 50 % скважин, а в остальных скважинах в один из пластов вода не поступает. В скважинах, в разрезе которых три изолированных пласта, в 50 % случаев воду принимает только один пласт, в 30 % случаев — два пласта и лишь в 20 % все три пласта.


Рис. 94. Охват вытеснением объекта разработки, состоящего из пластов а и б.

Скважины: 1 — добывающие, 2    —    нагнетательные;

3 — интервал перфорации; коллекторы: 4 — малопроницаемый, 5 — в ысокопро-ницаемый

Среди скважин, имеющих в разрезе четыре пласта, не выявлено таких, где все пласты принимают воду. Связано это с тем, что для освоения под закачку пластов с разной проницаемостью требуются разные репрессии — меньшие при высоких значениях проницаемости и большие при низких. При совместном освоении пластов с резко различающейся проницаемостью вода поступает только в те пласты, для которых применяемое давление нагнетания воды оказывается достаточным. Это обстоятельство необходимо учитывать при обосновании выделения эксплуатационных объектов на многопластовом месторождении, а также при обосновании и выполнении комплекса мероприятий по управлению процессом разработки, в том числе включению в работу возможно большей части нефтенасыщенной толщины объекта.

Методика оценки коэффициента охвата эксплуатационного объекта процессом вытеснения основана на использовании карт охвата пластов вытеснением, характеризующих размеры площади зон вытеснения. Для однопластового эксплуатационного объекта строят одну такую карту, для многопластового объекта их количество соответствует числу пластов в объекте. Указанные карты строят на основе карт распространения коллекторов. На них указывают местоположение нагнетательных и добывающих скважин, границы распространения коллекторов с разной продуктивностью (наиболее часто выделяют две группы коллекторов — с высокой и низкой продуктивностью), дизъюнктивные нарушения, границы зон вытеснения. По карте охвата находят ^охв.выт и ^общ, которые определяют в соответствующих границах как произведение средней толщины пласта на величину площади.

По многопластовому объекту в целом коэффициент охвата вытеснением может быть определен как среднее взвешенное по толщине из значений этого коэффициента, полученных для отдельных пластов:

k

-“-охв.выт

где кохввыт i и hi — соответственно коэффициент охвата вытеснением и нефтенасыщенная толщина i-го пласта объекта.

Различают прогнозный и фактический коэффициенты ох -вата вытеснением.

Прогнозный коэффициент охвата вытеснением обосновывают при подсчете запасов и проектировании разработки месторождения для определения технологического коэффициента нефтеизвлечения.

Поскольку данных о неоднородности пластов, полученных по разведочным скважинам, бывает недостаточно, при составлении первого проектного документа значение кохввыт можно принять равным кохввыт идентичных пластов более изученных ближайших залежей его же горизонта.

При составлении второго проектного документа, когда имеются данные бурения скважин основного фонда, могут быть использованы карты распространения коллекторов, составленные непосредственно по изучаемым пластам. Границы зон воздействия при этом наносят на карты предположительно, исходя из особенностей макронеоднородности пластов.

Известно несколько способов выделения таких зон при прогнозе коэффициента охвата вытеснением.

Широко используется способ прогноза кохввыт, предложенный Ю.П. Борисовым, В.В. Воиновым, З.К. Рябининой. Способ основан на разделении всего нефтенасыщенного объема пласта на непрерывную часть Ун, полулинзы Упл и линзы Ул. На карте распространения коллекторов к непрерывной части пласта относят участки залегания коллекторов, имеющие не менее чем два выхода к контуру питания (нагнетания), т.е. получающие воздействие с противоположных сторон. К по-лулинзам относят участки коллекторов, прилегающие лишь к одной линии нагнетания, вследствие чего воздействие на них может осуществляться только с одной стороны. К линзам относят изолированные участки пласта-коллектора, окруженные со всех сторон непроницаемыми породами и не выходящие на линии нагнетания.

При прогнозировании кохввыт исходят из следующего допущения. Непрерывные части пласта, где вытеснение нефти водой происходит по встречным направлениям, будут охвачены этим процессом полностью. В полулинзах вытеснение происходит только в одном направлении со стороны нагнетательных скважин. При этом между последним рядом добывающих скважин и границей распространения коллекторов будут оставаться участки, не вовлекаемые в разработку, поэтому полулинзы окажутся охвачены вытеснением не полностью. В линзах вытеснение происходить не может, поэтому они остаются вне границ охвата вытеснением.

В соответствии с этим прогнозный коэффициент охвата воздействием определяется по формуле где Уобщ — полный объем нефтенасыщенного пласта; а — коэффициент, определяемый исходя из длины полулинз в направлении, соответствующем общему направлению вытеснения.

На рис. 95, а показано определение Ун, Упл и Ул на соответствующих участках прерывистого продуктивного пласта при законтурном (приконтурном) заводнении. Прогнозный коэффициент охвата в целом по этому пласту

к охв.выт = [н + а(пл1 + Vпл2 + Vпл3 ) Vэбщ-    (XIV.5)

Важно подчеркнуть, что доли объемов Ун, Упл, Ул в общем

Рис. 95. Выделение объемов непрерывной части пласта VH, полулинз VnA и линз V Для определения коэффициента охвата вытеснением:

а — законтурное заводнение; б — внутриконтурное заводнение. Штрих-пунктирными линиями показано положение рядов нагнетательных скважин

объеме залежи во многом зависят от системы заводнения (или другого вида воздействия). На рис. 95, б показано VH, Упл, VK для того же пласта, но в случае применения наряду с законтурным заводнением еще и разрезания тремя рядами нагнетательных скважин.

В результате разрезания существенно увеличилась площадь и соответственно объем непрерывной части пласта, к которому теперь стали относиться объемы V^ и V^, V^j. Сократился объем полулинз, в котором остались небольшие участки Упл1, Кл2, Клэ, Кл4, Кл5, Кл6, уменьшился объем линз, поскольку в новых условиях линзы представлены лишь объемами Vk1 и Vk2 на соответствующих участках пласта.

Прогнозный ?охввыт при этом значительно повышается и составляет

-^охв.выт = [VM + ^н2 + ^нэ + а(^пл1 + Vпл2 + Vm

/ Vо6щ.    (XIV.6)

+ Vea4 + Vea5 + Vea6


Из приведенного примера видно, что при прерывистом строении пласта, меняя положение и количество нагнетательных скважин, можно увеличивать охват залежи воздействием.

При залегании прерывистых пластов преимущественно в виде полос сложной конфигурации М.М. Саттаров и другие исследователи предлагают использовать иной способ определения ?охв.выт. Он основан на предпосылке, что при заводнении подобных пластов в процесс вытеснения не включаются в работу окраины полос коллекторов вдоль границ их распространения, имеющие в среднем ширину, равную половине расстояния между добывающими скважинами при принятой сетке их размещения (см. рис. 93).

При этом прогнозный коэффициент охвата пласта вытеснением определяется по формуле

кохв.выт = 1 - La /2F,    (XIV.7)

где L — общая длина границ распространения коллекторов изучаемого пласта в пределах залежи; a — принятое расстояние между добывающими скважинами; F — площадь распространения коллекторов в пределах залежи; La/2F — коэффициент потерь за счет неполного охвата пласта воздействием.

Применение этого способа определения прогнозного ?охв.выт позволяет количественно оценивать влияние на его величину плотности сетки добывающих скважин.

В процессе разработки эксплуатационного объекта периодически (обычно на конец года) составляют карты фактического охвата процессом вытеснения каждого пласта эксплуатационного объекта и объекта в целом. Это делается для оценки эффективности принятой системы и процесса разработки — для выяснения соответствия фактического охвата проектному, выявления частей объекта, недостаточно участвующих в дренировании, а также для обоснования технологических мероприятий, направленных на активизацию их разработки.

Для построения карт фактического охвата вытеснением используют комплекс данных, характеризующих работу скважин и пластов в целом.

§ 2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПОСТРОЕНИЯ КАРТЫ ОХВАТА ВЫТЕСНЕНИЕМ ОДНОПЛАСТОВОГО ОБЪЕКТА

Для однопластового объекта карту фактического охвата вытеснением обычно составляют, используя данные о соотношении объемов закачиваемой и отбираемой жидкости, о динамике пластового и забойного давления в скважинах, о закономерностях изменения дебита и обводненности скважин, промыслового газового фактора и др. В этом случае получаемые по скважинам данные характеризуют работу пласта в соответствующих точках и на соответствующих участках объекта по всей его толщине.

Изучение соотношения объемов закачки и отбора позволяет дать оценку охвата воздействием для отдельных участков залежи с практически повсеместно залегающим и сравнительно макрооднородным пластом. Для этого площадь залежи условно разбивают на участки, "обслуживаемые" той или иной группой нагнетательных скважин (или отдельными скважинами). Например, участки, расположенные по обе стороны от отрезков разрезающего ряда, участки вокруг очаговых скважин и т.п. Размеры и количество участков выбирают в зависимости от размещения нагнетательных скважин, их приемистости, дебитов эксплуатационных скважин с таким расчетом, чтобы показатели работы скважин в пределах каждого участка имели близкие характеристики, но различались по разным участкам.

По сумме скважин каждого из выделенных участков определяют текущие объемы отбора жидкости в пластовых условиях и закачиваемого агента. Участки, характеризующиеся компенсацией объема отбираемой жидкости объемом закачки, могут быть отнесены к хорошо охваченным воздействием. В пределах участков, где объем текущей закачки меньше объема отбора, можно ожидать наличия полей, не охваченных воздействием закачки. На участках, где закачка не производится, воздействие обычно отсутствует, хотя возможны случаи некоторого воздействия на них со стороны участков, на которых объемы закачки значительны.

Сравнительную оценку охвата участков пласта воздействием можно получить также, сопоставляя темпы добычи нефти из них, текущую и накопленную обеспеченность отбора закачкой агента в пласт.

Достаточно уверенно об охвате воздействием отдельных участков пласта и пласта в целом судят по данным динамики пластового давления. На участках объекта разработки, охваченных воздействием, пластовое давление в эксплуатационных скважинах в течение длительного времени остается стабильно повышенным при достаточно высоких темпах добычи нефти; на участках с недостаточным воздействием пластовое давление постепенно снижается; на участках, не охваченных воздействием, давление снижается весьма интенсивно даже при низких темпах добычи нефти. Анализ проводят, сопоставляя карты изобар на ряд последовательных дат. По картам изобар по резкому снижению пластового давления можно установить местоположение литологических или тектонических экранов, препятствующих распространению влияния от нагнетания воды.

О степени охвата отдельных участков процессом вытеснения можно судить и по показателям работы скважин. Так, о расположении скважин в зонах влияния закачки говорит их устойчивый дебит, соответствующий продуктивности пласта. Снижение дебита скважин или низкий дебит при высокой продуктивности скважин, наоборот, свидетельствуют о недостаточно интенсивном процессе вытеснения или о расположении скважин вне зоны охвата вытеснением. Рост промыслового газового фактора по группе скважин указывает на снижение на этом участке залежи пластового давления ниже давления насыщения, что может служить признаком расположения этого участка за пределами зоны, охваченной процессом вытеснения. Низкая приемистость нагнетательных скважин на некоторых участках пласта обычно служит показателем недостаточного охвата их воздействием.

Комплексный анализ всех наблюдений, характеризующих эксплуатацию скважин и участков пласта, позволяет нанести на карту распространения коллекторов границы зон, охваченных вытеснением, а в ряде случаев и дифференцировать эти зоны по степени активности процесса. При этом могут быть выделены три группы зон.

1.    Зоны пласта с охватом активным процессом вытеснения. Это участки пласта на карте охвата вытеснением, в пределах которых благодаря восполнению закачкой достаточно высоких отборов нефти обеспечиваются высокое пластовое давление и активная работа всех скважин с устойчивыми дебитами, соответствующими продуктивности пласта.

2.    Зоны, охваченные заводнением, но с недостаточно активным процессом вытеснения, соответствующие участкам пласта, которые в связи с ограниченными объемами нагнетания воды или с частичной экранированностью испытывают недостаточное воздействие, что приводит к снижению пластового давления и пониженным дебитам, не соответствующим продуктивности пласта.

3. Зоны, не охваченные процессом вытеснения нефти водой, т.е. участки пласта, в пределах которых влияние закачки воды практически не наблюдается и происходит (или уже произошло) редкое снижение пластового давления.

§ 3. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

ДЛЯ ПОСТРОЕНИЯ КАРТ ОХВАТА

ВЫТЕСНЕНИЕМ

МНОГОПЛАСТОВОГО ОБЪЕКТА

Как было показано, при разработке многопластового эксплуатационного объекта обеспечение достаточно полного охвата пластов процессом вытеснения представляет более сложную задачу, чем при разработке однопластового объекта.

Значительные трудности представляет и количественная оценка фактического охвата многопластового объекта процессом вытеснения. Как уже отмечалось, для этого необходимо определить кохввыт для каждого пласта в отдельности и затем перейти к оценке этого показателя для объекта в целом. Однако показатели работ скважин в этих условиях отражают работу какой-то суммы пластов — всех пластов объекта или их части, обычно неизвестно какой. Следовательно, показатели работы скважины в целом в подавляющем большинстве не могут быть использованы для характеристики охвата разработкой отдельных пластов.

В связи с этим при изучении охвата вытеснением многопластового объекта необходимо использовать всевозможные наблюдения в возможно большем количестве скважин, относительно равномерно размещенных по площади объекта, которые при комплексном использовании позволяют получить дифференцированную оценку работы пластов.

В первую очередь необходимо организовать систематические наблюдения за работой тех нагнетательных и добывающих скважин, в которых вскрыт перфорацией только один из пластов (в связи с отсутствием в разрезе скважины других пластов-коллекторов, расположением скважины в зоне ВНК, где нижние пласты водоносны, и т.д., а также наличием специально подготовленных для контроля за работой отдельных пластов). Таких скважин бывает немного, но они дают наиболее надежную информацию и поэтому на протяжении всего периода разработки должны находиться в центре внимания промыслового геолога.

В скважинах, как нагнетательных, так и добывающих, в которых перфорацией вскрыты два пласта или более, должны проводиться глубинные исследования, главная цель которых — выявить работающие и бездействующие пласты и дать количественную оценку показателей эксплуатации каждого из работающих пластов. Поскольку охват залежи вытеснением обеспечивается за счет нагнетания воды, в первую очередь выявляются и оцениваются пласты, принимающие воду в нагнетательных скважинах, затем (или параллельно) ведут соответствующие исследования пластов в добывающих скважинах. Ниже дается краткая характеристика методов исследования скважин, с помощью которых решается эта задача.

Метод радиоактивных изотопов. Для выявления пластов, принимающих воду в нагнетательных скважинах, одним из первых стали использовать метод радиоактивных изотопов. В нагнетаемую воду добавляют радиоактивное вещество, часть которого адсорбируется на породе принимающих ее пластов. В результате на диаграммах гамма-каротажа, снятых после закачки изотопов, эти пласты выделяются резкими радиоактивными аномалиями. Сравнивая диаграммы гамма-каротажа, снятые до и после закачки изотопов, можно с большой степенью надежности выделять такие пласты.

На рис. 96 приведены результаты исследования методом изотопов одной из нагнетательных скважин Ромашкинского 324

?! 2 *

1

1

- В75А0,75М - - ПС ГМ 0 5 10 Ом м 360 480 600 имп/мин

1740

25 50 Ом м

1 1

¦ ¦¦¦ [pllllllllLyg--

1750 ^

1760

Щ z (^**5 25 мВ

1770 ...

'Ццг

ВПП' со

Рис. 96. Результаты исследования нагнетательной скважины радиоактивными изотопами.

Пласты: 1 — работающие, 2 — неработающие; 3 интервал перфорации

месторождения. В скважине перфорированы четыре продуктивных пласта, в которые производится совместная закачка воды. На диаграмме гамма-каротажа видно, что воду принимают только два из этих пластов — верхний и нижний, в то же время в связи с некачественным цементированием колонны часть воды поступает в два нижезалегающих, частично или полностью водоносных неперфорированных пласта (такие нежелательные случаи не единичны, и их выявление позволяет устранять непроизводительную закачку воды).

По тому же принципу принимающие воду пласты можно выделять путем закачки вместе с водой веществ, обладающих аномально высоким сечением захвата тепловых нейтронов и фиксируемых в пластах методом импульсного нейтронного каротажа.

Недостаток метода заключается в том, что он, обеспечивая качественную картину, количественного выражения приемистости пластов не дает. Поэтому, а главное в интересах охраны недр, метод радиоактивных изотопов на практике широкого применения не нашел.

Метод механической потокометрии. Работу пластов в нагнетательных и добывающих скважинах изучают с помощью глубинных расходомеров-дебитомеров, фиксирующих скорость потока по стволу скважины. Основной узел прибора — датчик турбинного типа (вертушка), реже поплавкового, дискового или других типов. Частота вращения вертушки пропорциональна расходу жидкости, проходящей через сечение скважины в точке установки прибора. Перемещая прибор по стволу скважины и замеряя частоту вращения вертушки, устанавливают количество жидкости, перемещающейся на разных глубинах. Данные замеров представляются в виде интегральных кривых, показывающих изменение по глубине ствола скважины суммарного дебита (расхода), или в виде дифференциальных профилей притока (расхода), показывающих дебиты (приемистость) каждого пласта.

На рис. 97 показан профиль притока по добывающей скважине, в которой перфорированы три пласта. В этой скважине дебитомер фиксирует приток жидкости только из двух верхних пластов. Дебит верхнего пласта составляет около 52 м3/сут, в том числе из самой верхней его части поступает примерно 5, из средней части 15, из нижней около 32 м3/сут. Средний пласт работает с дебитом около 47 м3/сут, в том числе из его верхней части поступает приблизительно 20 м3/сут, из нижней около 27 м3/сут, а из средней части приток не фиксируется.

На рис. 98 приведен профиль приемистости нагнетательной скважины, в которой перфорированы три пласта. Из них воду принимает только нижний, наиболее мощный вы -сокопроницаемый пласт. Суммарная приемистость его около 500 м3/сут, причем по толщине она неравномерна.

Метод механической потокометрии применяется весьма широко на практике.

Глуби- — на, м

- 0 10 20 Ом м -- 50 100 Ом м 0 10 20 м-^/сут

1800 -1810 7-

=

iii

/

1820 -

с <

Рис. 97. Профиль притока в добывающей скважине по данным исследования глубинным дебитомером.

Условные обозначения см. на рис. 96

Глубина, м

-10 20 Ом м

--50 100 Ом м 0 50 100 м5/сут

1 1 1

1 1 1

1 иии / /

1670 / 1680

У ir13

/= ?

'Г 25 мВ

и—и

I 1 = 1 = \

Рис. 98. Профиль приемистости нагнетательной скважины по данным исследования глубинным расходомером.

Условные обозначения см. на рис. 96

Метод термокондуктивной потокометрии. Он основан на зависимости температуры специального датчика глубинного прибора от скорости проходящего потока жидкости. Термодатчиком служит резистор, нагреваемый током до температуры выше окружающей среды.

Результаты измерений в скважинах, проводимых термо-кондуктивными дебитомерами-расходомерами, также представляются обычно в виде кривых, характеризующих п р о-филь притока (расхода) в интервале продуктивного разреза скважины.

Этот метод в отличие от метода механической потокометрии менее точен. Его можно использовать главным образом для качественных оценок, т.е. для выделения работающих и неработающих пластов.

При использовании методов механической и термокондуктивной потокометрии необходимо учитывать, что выделяемые ими интервалы часто оказываются меньше фактически работающей толщины пласта. Этот факт установлен на основании многочисленных прямых и косвенных наблюдений. Так, коэффициент охвата для горизонта Д! Ромашкинского месторождения, определяемый в соответствии с работающей толщиной, полученной по данным потокометрии, оказался меньше заводненной части горизонта, где охваченный в ы -теснением (т.е. уже заводненный!) объем надежно выделен другими методами.

Занижение глубинными дебитомерами-расходомерами работающей толщины пластов связано с недостаточной чувствительностью приборов, а также с неучетом ими особенностей потоков жидкости между скважинами.

Из сказанного следует, что данные дебитометрии-расходометрии следует использовать в комплексе с другими данными.

С помощью информации, получаемой методом потокометрии, можно надежно определять, какие из перфорированных пластов не включены в работу в данной скважине и каков дебит (приемистость) каждого пласта, работающего в скважине.

Термометрический метод. Использование метода предусматривает снятие температурных кривых в продуктивной части разреза, что позволяет выделять работающие и неработающие пласты. Особенно результативен он в нагнетательных скважинах.

В стволе действующей нагнетательной скважины устанавливается наведенный тепловой режим, отличающийся от природного, и температурная кривая приобретает вид почти вертикальной линии с характерным изломом против подошвы нижнего поглощающего пласта. После прекращения закачки против не принимающих воду интервалов разреза происходит быстрое восстановление температуры, против поглощающих интервалов температура длительное время остается сниженной. На температурной кривой, снятой при остановке скважины, поглощающие пласты четко фиксируются отрицательными аномалиями температуры.

На рис. 99 приведена термограмма нагнетательной сква-

Глуби- ~ на, м

- В75А0,75М--ПС Термограмма

0 5 10 Ом м 28 29 30 31 32°С

т

1650 * 1660 гт

1670 ' /

25 50 Ом %м)

7= ___

/Е _____

1 VI 1 1

Г-1

0

чу

, С "‘^>25 мВ

\

Рис. 99. Термограмма нагнетательной скважины.

Условные обозначения см. на рис. 96

жины, снятая через некоторое время после прекращения закачки. На термограмме видно, что из трех перфорированных пластов в скважине воду принимает только один — средний.

Выделение работающих пластов по термограммам в доб ы-вающих скважинах, полученным при их работе, менее надежно, так как распределение температуры по стволу скважины определяется рядом факторов: дроссельным эффектом, калориметрическим смешиванием жидкости, поступающей в скважину из пластов с разной температурой, теплообменом восходящего потока с окружающими ствол скважины горными породами.

Термограмма действующей скважины с одним работающим пластом имеет простой вид: против подошвы работающего пласта за счет проявления дроссельного эффекта наблюдается сдвиг температурной кривой Т на величину At по сравнению с естественной геотермой Т0 (рис. 100). Кровля работающего пласта на термограмме не выделяется.

В добывающей скважине с несколькими работающими пластами поступление жидкости из верхних пластов отмечается скачкообразным изменением угла наклона термограммы к оси глубин, связанным с калориметрическим смешиванием двух потоков жидкости (восходящего и притекающего из пластов) (рис. 101).

Метод фотоколориметрии нефти. Основан метод на определении коэффициента светопоглощения нефти Kсп, который зависит от содержания в нефти окрашенных веществ (смол и асфальтенов). Ксп нефти определяют путем исследования пробы нефти, отобранной на устье скважины, с помощью фотоколориметрии. Обычно его значение изменяется в достаточно широких пределах по площади залежи и по толщине


Рис. 100. Проявление дроссельного эффекта на термограмме действующей добывающей скважины с одним работающим пластом:

1 — интервал перфорации; \ 0 — геотерма; \ — термограмма

Рис. 101. Термограмма действующей добывающей скважины с дроссельным эффектом против нижнего пласта и эффектом калориметрического    смешивания    жидкости

против двух верхних пластов.


Условные обозначения см. на рис. 100

горизонта: из скважин добывается "меченая” нефть, имеющая определенные свойства в каждой точке пласта.

Значение Ксп увеличивается от свода к периферии залежи и от кровли к подошве пласта. Так, Ксп нефти горизонта Д1 Бавлинского месторождения возрастает от 192 ед. в присво-довой части залежи до 450 ед. вблизи внешнего контура нефтеносности. В процессе разработки этого однопластового относительно монолитного эксплуатационного объекта с применением законтурного заводнения происходит стягивание контуров нефтеносности. В результате нефть из периферийных частей залежи перемещается к скважинам внутренних ее частей. Соответственно Ксп добываемой из этих скважин нефти возрастает.

Периодически строя карты значений Ксп нефти в изолиниях и сопоставляя их, можно судить о направлении линий тока жидкости в пласте и скорости ее движения.

Многопластовые объекты нередко характеризуются резким изменением значений Ксп нефти по разрезу, в результате чего пласты или группы пластов имеют разные диапазоны значений Ксп. Так, в пласте Б1 на Западно-Сургутском месторождении в Западной Сибири Ксп нефти изменяется от 300 до 543 ед., а в разрабатываемом совместно с ним пласте Б10 — в диапазоне 120 — 310 ед.

Учитывая резкое различие Ксп нефтей разных пластов, по значению Ксп нефти, получаемой из скважины, можно судить, какие пласты в ней работают на дату замера.

При точно установленных закономерностях изменения Ксп нефти по толщине объекта разработки и по площади каждого пласта можно рассчитать количественное распределение дебита скважины между совместно работающими пластами. Так, при двухпластовом объекте доли пластов в общем дебите скважины соответственно равны:

q 1 = (Ксп2 - Кспсм )(Ксп2 - Ксп1)

q 2 = (кспсм - КСп 1 ) - КСп, ),    (XIV.8)

где q1, q2 — относительные дебиты соответственно первого и второго пластов; Ксп1, Ксп2 — значения Ксп нефти соответственно первого и второго пластов; Ксп см — смеси нефти двух пластов, полученной из скважины.

Кроме описанных выше методов, для выделения работающих и неработающих пластов могут привлекаться и другие виды исследования, такие, как нейтронный каротаж, резис-тивиметрия и т.п. Выделение неработающих пластов нейтронными методами основано на том, что в их призабойной зоне остается фильтрат промывочной жидкости, попавшей при бурении или при ремонте скважин, и на диаграммах методов НГМ —ННМт они выделяются как водоносные. Если скважина дает безводную нефть, значит, эти пласты не участвуют в работе скважины.

Рис. 102. Определение неработающих пластов в добывающей скважине по данным комплекса НГМ-ННМт.

Условные обозначения см. на рис. 96

На рис. 102 приведен пример выделения работающих и неработающих пластов в безводной эксплуатационной скважине нейтронными методами. Здесь верхние три прослоя по комплексу НГМ —ННМт выделяются как нефтеносные, следовательно, они работают. Нижний, нефтеносный по данным электрометрии, перфорированный пласт, видимо, не работает, так как на диаграммах радиометрии он выделяется как водоносный. Поскольку скважина работает безводной нефтью, можно полагать, что этот пласт загрязнен фильтратом раствора, а это в свою очередь указывает на то, что приток из него не вызван.

Как уже указывалось, важную информацию о степени о х -вата пласта процессом вытеснения дают данные о пластовом давлении. Однако в условиях совместной работы пластов в скважине фиксируется давление, соответствующее наиболее активно работающему пласту. Данные о пластовом давлении в каждом из пластов можно получить косвенным способом — путем исследования скважины методом установившихся отборов с определением дебита пластов глубинным потокоме-ром и замером забойного давления, общего для всех пластов. Построение по этим данным индикаторных диаграмм и экстраполяция их до оси давлений позволяют найти значения пластового давления для каждого пласта в отдельности (см. § 4 главы XIII).

Для построения карт охвата пластов многопластового объекта воздействием проводят систематизацию и обобщение в комплексе всей имеющейся промыслово-геологической информации об особенностях геологического строения объекта разработки, применяемой системы разработки, о работе каждого пласта в скважинах, взаимодействии добывающих и нагнетательных скважин.

Обобщение данных проводят примерно в такой последовательности.

Вначале обобщают все данные о строении объекта разработки: для каждого пласта многопластового объекта строят карты, характеризующие его макро- и микронеоднородность по площади, — карты распространения коллекторов в целом и коллекторов разных типов. Эти карты используются в качестве геологической основы для анализа.

Затем обобщают все имеющиеся данные о работе пластов в каждой действующей нагнетательной и добывающей скважине: выделяют работающие и неработающие пласты, определяют приемистость и дебиты работающих пластов.

При обобщении информации о работе пластов полезно разделить ее по степени надежности на несколько групп.

К группе самых достоверных данных следует относить информацию, полученную по скважинам, в которых перфорирован только один пласт. В этом случае все данные о работе скважины (дебит или приемистость, обводненность, пластовое давление, газовый фактор и др.) соответствуют данным о работе именно этого пласта. Обработка такой информации наиболее проста и не требует специальных приемов.

Ко второй группе данных, менее достоверных, следует относить информацию по скважинам, в которых перфорировано два-три пласта или более, но работает только один пласт. В этом случае дебит (приемистость), замеренный на поверхности, а также пластовое давление могут быть отнесены только к работающему пласту. Достоверность материалов этой группы зависит от степени надежности доказательств того, что в данной скважине действительно работает только один конкретный пласт. Прямыми доказательствами служат данные глубинной потокометрии, термометрии, Ксп нефти и др.

При большом фонде скважин, при механизированной эксплуатации и т.д. количество таких доказательств часто оказывается ограниченным. В таких случаях привлекают косвенные данные. Скважины, в которых охвачен вытеснением лишь один из перфорированных пластов, могут быть достаточно надежно выделены путем тщательного сопоставления перфорированных пластов в нагнетательных и ближайших добывающих скважинах и изучения характера их взаимодействия. При этом исходят из следующих рассуждений. Допустим, в нагнетательной и ближайшей добывающей скважине в связи с макронеоднородностью перфорированы одноименный пласт и по одному разноименному пласту. При явной реакции добывающей скважины на закачку воды можно уверенно считать, что в нагнетательной скважине воду принимает (т.е. в районе этой скважины охвачен вытеснением) пласт, имеющийся в обеих скважинах. При значительной приемистости нагнетательной скважины, но при отсутствии влияния на добывающую скважину (если нет оснований для предположения о наличии литологического или другого экрана между скважинами) можно сделать вывод о том, что в нагнетательной скважине воду принимает лишь пласт, отсутствующий в рассматриваемой добывающей скважине.

Поясним изложенный методический прием на конкретном более сложном примере (рис. 103, t). Закачка воды ведется

Рис. 103. Выделение работающих пластов по взаимодействию скважин:

А — работает только пласт в; А — работает только пласт г; пласты: 1 перфорированные, 2 — работающие, 3 — неработающие; скважины: 4 нагнетательные, 5 — добывающие, хорошо реагирующие на закачку, 6 добывающие, не реагирующие на закачку; а — д — индексы пластов

через скв. 2, в которой перфорированы пласты, а, б, в и д. В соседней добывающей скв. 1, которая устойчиво фонтанирует при неизменном пластовом давлении, перфорированы три идентичных интервала — пласты а, • и в, а также пласт г, отсутствующий в нагнетательной скв. 2. В этом случае можно уверенно сказать, что в скв. 2 воду принимает один или несколько из пластов а, • и в, но какой из них (или какие), неизвестно. В другой эксплуатационной скв. 3 перфорированы пласты а, б, г и д. Скв. 3 на закачку воды в скв. 2 не реагирует (прекратила фонтанирование, пластовое давление снижено). Следовательно, в нагнетательной скв. 2 воду принимает лишь пласт, в котором и взаимодействуют скв. 2 и 1. Остальные пласты в районе этих скважин процессом вытеснения не охвачены — пласты а, б, д в связи с тем, что они не принимают воду, а пласт г потому, что он отсутствует в разрезе нагнетательной скважины.

В другом примере (рис. 103,    )    в нагнетательной скв. 5

перфорированы пласты а, б и г. В добывающей скв. 4 перфорированы пласты а и б, а также пласт д; в добывающей скв. 6 — пласты а и г, а также пласт в. Если из этих двух добывающих скважин на закачку воды реагирует только скв. 6, то воду принимает пласт г. Подбирая таким путем добывающие скважины с разными перфорированными пластами и анализируя их взаимодействие с нагнетательными, можно выявить скважины, в которых работает только один пласт, и использовать данные о работе скважины в целом для характеристики этого пласта.

К третьей группе данных следует относить информацию по наиболее значительным по размерам участкам эксплуатационного объекта, где одновременно работают два или несколько пластов. Эта информация в целом оказывается наименее достоверной вследствие недостаточного количества исследованных скважин, а также из-за погрешностей в измерениях.

Для выделения работающих пластов и распределения дебита (приемистости) между ними следует использовать все прямые и косвенные данные. В первую очередь анализируют все имеющиеся данные исследования пластов в скважинах. На участках, не имеющих информации, но прилегающих к исследованным скважинам с несколькими работающими пластами и к участкам, освещенным информацией первой и второй групп, применяют косвенный прием, используемый для выделения одного работающего пласта, но позволяющий выделить здесь два и более одновременно работающих пласта. При распределении дебита (приемистости) между пластами учитывают соотношение значений толщины и проницаемости пластов в каждой рассматриваемой скважине. Правильность распределения оценивают, сравнивая анализируемую часть участка с другими его частями с близкой характеристикой, хорошо освещенными глубинными исследованиями, и при необходимости вносят коррективы.

Всю информацию о работе каждого пласта в добывающих и нагнетательных скважинах наносят на карты распространения коллекторов. Затем по аналогии с однопластовым объектом в пределах каждого пласта многопластового объекта выделяют зоны, охваченные и не охваченные процессом вытеснения.

КОНТРОЛЬ ВНЕДРЕНИЯ НАГНЕТАЕМОЙ ВОДЫ В ПРОДУКТИВНЫЕ ПЛАСТЫ

§ 1. ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ВОДОЙ В РАЗНЫХ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

Изучение особенностей заводнения продуктивных коллекторов при разработке залежей нефти занимает одно из важных мест в контроле за выработкой пластов и анализе разработки залежи. От характера продвижения воды по продуктивным пластам зависит полнота их охвата процессом вытеснения, а следовательно, и полнота выработки запасов.

Особенности продвижения воды в процессе разработки определяются геологическим строением залежей, применяемой системой разработки, свойствами нефти и вытесняющей ее воды и др.

В зависимости от этих факторов внедрение воды в залежь может происходить за счет:

природного водонапорного или упруговодонапорного режима;

закачки воды в пласты через нагнетательные скважины.

В первом случае в залежь внедряется контурная пластовая вода. Это сопровождается подъемом ВНК, перемещением (стягиванием) контуров нефтеносности, постепенным уменьшением размеров залежи, превращением ее в залежь, полностью подстилаемую водой.

Во втором случае при законтурном заводнении в пласты внедряется оторочка пластовой воды, а затем нагнетаемая вода. В остальном внедрение воды сопровождается теми же явлениями, что и в первом случае. Во втором случае при вну-триконтурном заводнении в пласты внедряется нагнетаемая вода, создаются искусственные водонефтяные контакты, постепенно удаляющиеся от нагнетательных скважин.

Создающиеся при внедрении воды разделы между водой и нефтью могут приобретать различные формы.

Формы поверхности текущего природного ВНК. При процессах вытеснения нефти водой, сопровождающихся подъ-

емом ВНК, последний может перемещаться параллельно его первоначальному положению или наклонно к нему, приобретать сложную форму. Характер перемещения ВНК и контуров нефтеносности и их форма определяются такими факторами, как соотношение вязкостей нефти и воды, геологическая неоднородность продуктивного пласта, размеры водонефтяных зон и др.

Перемещение ВНК параллельно его начальному положению может происходить в однородных монолитных пластах при одинаковой вязкости нефти и воды, равномерном дренировании всего объема залежи. На практике такие условия встречаются крайне редко и, как правило, происходит более или менее существенное усложнение формы поверхности текущего ВНК.

При соотношении вязкостей нефти и пластовой воды |i0 < < 1 в результате разработки залежи происходит более б ы строе перемещение внешнего контура нефтеносности по сравнению с внутренним, в результате чего ширина водонефтяной зоны постепенно сокращается (рис. 104). При этом поверхность ВНК, первоначально близкая к горизонтальной, начи-

Рис. 104. Схема изменения формы поверхности ВНК при соотношении вязкости нефти и воды ц0 < 1.

Коллектор: 1 — нефтенасыщенный, 2 — заводненный; 3 — водонефтяная зона; контуры нефтеносности: 4 — внутренний начальный, 5 — внешний начальный, 6 — внешний текущий, 7 — внутренний текущий

нает наклоняться к центру залежи. Так, при разработке верхнемеловой массивной залежи маловязкой нефти Малго-бек-Вознесенского месторождения более интенсивный подъем ВНК происходил на периферии залежи, в результате чего он постепенно принял форму чаши.

В газонефтяной залежи Коробковского месторождения, разрабатываемой с законтурным заводнением при |i0 < 1, также произошел наклон поверхности ВНК в сторону внутреннего контура (рис. 105).

В подобных случаях выработка запасов нефти из водонефтяных зон шириной до 1500-2000 м обычно происходит без их разбуривания, за счет вытеснения нефти водой к добывающим скважинам, пробуренным в начальном внутреннем контуре нефтеносности. Добывающие скважины в этих условиях длительное время работают без воды, а при подходе к ним внутреннего контура интенсивно обводняются и выводятся из эксплуатации. При этом обеспечиваются высокие охват залежи заводнением и коэффициент вытеснения нефти. Макронеоднородность продуктивного пласта, как это

Рис. 105. Схематические геологические профили газонефтяной залежи Коробковского месторождения (ц0 < 1), представленной монолитным (i) и расчлененным (¦) пластами.

Контакты: 1 — начальный водонефтяной, 2 — начальный газонефтяной, 3 — текущий водонефтяной на 1 января соответствующего года; 4 — заводненная закачиваемой водой часть нефтенасыщенного пласта; 5 — водонасыщенный пласт; 6 — непроницаемые прослои

видно на рис. 105, не оказывает существенного влияния на характер перемещения ВНК и контуров нефтеносности.

При повышении соотношения вязкостей нефти и воды до 2-3 в монолитных, достаточно однородных пластах характер перемещения ВНК и контуров нефтеносности сходен с описанным выше. На рис. 106, $ приведен схематический профиль южного участка залежи горизонта Д! Бавлинского месторождения со сравнительно монолитным строением пласта, разрабатываемого с законтурным заводнением при ц0 = 2. ВНК здесь перемещался довольно равномерно, приобретая слабый наклон к центру залежи. При этом достигнут высо-

Рис. 106. Схематические геологические профили по горизонту Д1 Бавлинского месторождения (ц0 < 2), представленному сравнительно монолитным ($) и расчлененным (•) пластами.

Условные обозначения см. на рис. 105

кий охват пласта заводнением - за текущим ВНК не остается существенных целиков нефти. Рассматриваемую часть водонефтяной зоны удалось разработать без сплошного разбуривания, за счет вытеснения нефти к скважинам, расположенным в чисто нефтяной зоне.

Вместе с тем уже при таком соотношении вязкостей нефти и воды, но при значительной макронеоднородности п р о-дуктивного пласта (наличие в нем локальных или выдержанных по площади непроницаемых прослоев) характер перемещения ВНК резко изменяется.

На северном участке залежи горизонта Д! Бавлинского месторождения (рис. 105,    ), где продуктивный пласт расчленен

непроницаемыми прослоями, текущий ВНК приобретал наклон к периферии залежи. При этом произошло более интенсивное продвижение внутреннего контура по сравнению с внешним, поверхность ВНК приобрела волнообразную форму. В таких условиях степень охвата залежи заводнением снижается.

При более высоком соотношении вязкостей нефти и воды (ц0 > 3) уже в монолитном пласте происходит наклон текущего ВНК в сторону внешнего контура; в связи с опережающим движением внутреннего контура по сравнению с внешним ширина водонефтяной зоны постепенно увеличивается.

На рис. 107 показано положение начального и текущего ВНК пласта С-1 Мухановского месторождения, разрабатываемого на естественном водонапорном режиме при ц 0 = 3. В

Рис. 107. Схематический геологический профиль по пласту С-1 Мухановского месторождения (ц0 = 3):

Ф — монолитная часть пласта; • — часть пласта с уплотненными глинистыми прослоями. Условные обозначения см. на рис. 105 монолитной части пласта поверхность ВНК приняла форму перевернутой чаши (рис. 107, Ф). При наличии в каких-то частях залежи непроницаемых прослоев подъем ВНК замедляется или прекращается. Текущий ВНК в целом приобретает сложную форму (рис. 107, ).

Наклон поверхности текущего ВНК в сторону внешнего контура нефтеносности или ее волнообразная форма указывают на неблагоприятные условия для охвата залежи заводнением, обусловливают возрастание периода обводнения скважин. Нефть из водонефтяных зон вытесняется плохо, поэтому при ц0 > 3 даже при монолитном строении пласта эти зоны должны быть разбурены.

При соотношении вязкостей нефти и воды ц0 > 5 происходит опережающее продвижение воды по более проницаемым прослоям и наиболее крупным порам продуктивного пласта, залежь как бы пронизывается водой. Поверхность контакта воды и нефти чрезвычайно сложна. Охват залежи процессом вытеснения обычно бывает низким. Скважины характеризуются непродолжительным безводным периодом эксплуатации, даже если они расположены во внутреннем контуре нефтеносности, основную часть добычи нефти получают в водный период. Скважины с высокой обводненностью в этих условиях могут работать десятки лет.

Формы движения закачиваемой воды. Характер внедрения нагнетаемой внутриконтурно воды в однопластовом объекте разработки зависит от соотношения вязкостей нефти и закачиваемой воды и степени неоднородности его фильтрационных свойств по толщине и по площади.

При соотношении вязкостей нефти и воды ц0 < 3 и относительно однородном строении пласта по вертикали происходит близкое к поршневому (фронтальное) вытеснение нефти водой и обеспечивается высокий охват заводнением пласта по его толщине. В то же время сказывается влияние зональной неоднородности фильтрационных свойств пласта: более интенсивно вода движется в зонах пласта с лучшими коллекторскими свойствами и медленнее - по слабопроницаемым участкам. Это обусловливает неравномерность заводнения пласта по площади.

При соотношении вязкостей нефти и воды ц0 >    (3-5)

(вплоть до 30 и выше) проявляется влияние неоднородности коллекторских свойств и по толщине пласта происходит опережающее продвижение закачиваемой воды по более проницаемым прослоям даже в монолитном пласте. Причем, чем выше соотношение вязкостей нефти и воды и чем больше неоднородность фильтрационных свойств по толщине пласта, тем значительнее неравномерность вытеснения нефти. В таких случаях уже нельзя говорить о фронте вытеснения, так как границы между нефтью и водой в каждом слое занимают разное положение. В более проницаемых слоях вода уже может достичь добывающих скважин, а в менее проницаемых - еще находиться вблизи нагнетательных. В результате безводный период скважин непродолжителен и основная часть нефти добывается в водный период эксплуатации.

При внутриконтурном заводнении, особенно в случае залежей с обширными водонефтяными зонами, нагнетательные и добывающие скважины располагают и в пределах водонефтяных частей пласта. Если в нагнетательных скважинах перфорирована только нефтенасыщенная часть водонефтяного пласта, то процесс заводнения аналогичен описанному выше. В случае, если в нагнетательных скважинах перфорацией вскрыты и нефтяная, и водонасыщенная части пласта, в процессе разработки залежи происходит одновременно заводнение двух видов - сопровождающееся подъемом ВНК и сопровождающееся внедрением закачиваемой воды в нефтяную часть пласта (рис. 108). Преобладание того или иного вида заводнения зависит главным образом от соотношения объемов воды, закачанных в нефтяную и водяную части пласта.

При объединении в один объект разработки нескольких пластов характер внедрения воды зависит также от того, насколько различны их фильтрационные свойства.

При одинаковой проницаемости пластов, их выдержанности по площади и ц0 < 3 возможно примерно равноскоростное продвижение закачиваемой воды по всем пластам. В частности, такое продвижение воды наблюдалось по пластам горизонта Б8 Самотлорского месторождения в III блоке. Здесь продуктивный горизонт расчленен на два-три мощных пласта с проницаемостью 0,5-0,8 мкм2 при ц0 = 2. В процессе разработки вдоль рядов нагнетательных скважин во всех пластах сформировался непрерывный фронт закачиваемой воды, который перемещался в них с примерно одинаковой скоростью. В результате закачиваемая вода подходила к забоям добывающих скважин по всем пластам почти в одно и то же время.

Если в один объект разработки объединены пласты, различающиеся по коллекторским свойствам, то происходит опережающее продвижение воды по наиболее проницаемому пласту и отставание заводнения и выработки менее проницаемых пластов (рис. 109).

Рис. 108.    Схематический

геологический профиль по горизонту Д1 Абдрахманов-ской площади.

Пласты:    1    — нефтенасы

щенные, 2 — водонасыщенные, 3 — заводненные закачиваемой водой, 4 — заводненные пластовой водой за счет подъема ВНК и продвижения контуров нефтеносности; скважины: 5    —

добывающие, 6 — нагнетательные;    водонефтяной

контакт:    7    — начальный,

8 — текущий

Рис. 109.    Схематический

геологический профиль по горизонту Д1 Миннибаев-ской площади.

Условные обозначения см. на рис. 108

При значительном различии коллекторских свойств пластов часто в менее проницаемые пласты в нагнетательных скважинах вода вообще не поступает и вытеснения нефти из них не происходит. Это существенно снижает охват залежи заводнением. Поэтому в один объект разработки следует объединять пласты с близкими коллекторскими свойствами.

Если отдельные пласты многопластового объекта характеризуются прерывистым строением или изменчивостью фильтрационных свойств по площади, то заводнение такого объекта отличается значительной неравномерностью, что, например, имеет место на месторождениях Узень (горизонты XIII-XIV), Ромашкинское (горизонт Д1), Самотлорское (пласт Б01) и др.

§ 2. КОНТРОЛЬ ЗАВОДНЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Контроль разработки продуктивных пластов предусматривает непрерывный на протяжении всей разработки сбор и обобщение данных о характере внедрения воды в пласты эксплуатационного объекта. Рациональный комплекс наблюдений зависит от геолого-физических условий, применяемых систем разработки и соответственно от ожидаемых закономерностей внедрения воды. Лишь при четко организованном контроле возможно правильное определение мер по регулированию процесса перемещения воды в пластах.

К задачам контроля заводнения относятся следующие: установление на определенную дату (обычно на начало каждого года) положения границ той части залежи, из которой нефть вытеснена водой, т.е. определение текущего положения ВНК, контуров нефтеносности и разделов между закачиваемой водой и нефтью;

определение скорости перемещения воды в пластах; определение коэффициента нефтеизвлечения в заводненном объеме.

Эти задачи решаются на основании данных исследования скважин. В настоящее время нет универсального метода, позволяющего уверенно фиксировать положение текущих границ внедряющейся в залежь воды. Поэтому необходимо применять комплекс методов и проводить совместный анализ получаемых результатов. Для каждой залежи, исходя из геологических предпосылок особенностей внедрения воды в 344 продуктивные пласты, следует обосновывать и применять свою систему контроля.

В настоящее время разработаны и применяются прямые методы, такие как контроль по данным о динамике обводнения скважин, гидрохимические и промыслово-геофизические методы, а также косвенные, основанные на систематизации и обобщении различной геолого-промысловой информации.

Рассмотрим основные, наиболее эффективные методы контроля.

Контроль по данным обводнения скважин предусматривает определение границ внедрения воды на основе систематического наблюдения за обводнением добывающих скважин. Этот метод наиболее прост и не требует применения специальных глубинных приборов. Обводненность продукции скважин определяется путем исследования проб жидкости, отбираемых на устье скважин. В результате получают данные о времени появления воды в продукции каждой скважины, о доле воды в жидкости (процент обводнения) на различные даты.

Гидрохимические методы контроля основаны на наблюдениях за химическим составом попутных вод, которые проводятся в комплексе и одновременно с контролем обводненности продукции скважин. При этом определяют минерализацию, плотность и характерные компоненты химического состава попутной воды, а также содержание искусственных индикаторов, если они подаются в закачиваемую через нагнетательные скважины воду.

Контроль за внедрением воды по данным об обводнении скважин достаточно эффективен лишь для однопластовых объектов. При разработке залежи на природном водонапорном режиме или при законтурном заводнении появление воды в ранее безводных скважинах может означать следующее. Если скважина расположена в водонефтяной зоне и в ней перфорирована верхняя часть нефтенасыщенной толщины пласта, то начало ее обводнения связано с подъемом ВНК и совпадает с моментом, когда поверхность ВНК достигает нижних перфорированных отверстий. Однако следует учитывать, что в случае монолитного пласта вода в продукции скважины может появиться и тогда, когда текущий ВНК еще остается ниже перфорационных отверстий на 2-3 м. Причиной раннего появления воды может быть конусообразование, разрушение глинистой корки в заколонном пространстве под действием перепада давления между перфорированной и водяной частями пласта при работе скважины. В этом случае положение текущего ВНК по данным обводнения может быть несколько завышенным.

Для определения положения текущего ВНК в пределах интервала перфорации по данным о доле воды в продукции скважины предложены различные формулы и эмпирические зависимости. Однако точность количественных определений положения ВНК по этим данным обычно низка. Поэтому показатели обводненности скважины пригодны только для качественных заключений. Если обводненность низкая, то считают, что текущий ВНК расположен в нижней части интервала перфорации; если обводненность высокая, значит, текущий ВНК находится ближе к верхним перфорационным отверстиям.

Появление пластовой воды в скважине, расположенной в пределах начального внутреннего контура нефтеносности залежи, указывает на перемещение внутреннего контура нефтеносности в связи с подъемом ВНК. Зная моменты прохождения текущего внутреннего контура через различные скважины, можно фиксировать его положение на различные даты и определять скорость движения на разных участках залежи. Переход скважины на работу только водой указывает на прохождение через эту точку залежи и внешнего контура нефтеносности. На практике этот момент фиксируется с некоторой долей приближенности, поскольку добывающие скважины обычно отключаются при обводненности 95-98 %.

При заводнении однопластовой залежи данные о начале обводнения скважин закачиваемой водой дают возможность достаточно уверенно фиксировать положение передней границы фронта нагнетаемой воды. При этом, исходя из характера строения пласта по толщине, можно судить, по какой ее части закачиваемая вода подошла к добывающей скважине, а какая ее часть на эту дату осталась нефтенасыщенной.

Использование данных об обводнении скважин для контроля за заводнением многопластовых объектов малоэффективно.

При использовании данных обводненности скважин необходимо иметь в виду, что появление воды в скважине может быть вызвано техническими причинами, не связанными с вытеснением нефти водой: с негерметичностью эксплуатационных колонн и некачественным цементированием заколонного пространства. При наличии таких дефектов в техническом состоянии скважины в нее может поступать вода из не-перфорированных водоносных интервалов - чужая или подошвенная. Все скважины, в которых появление воды связа-346 но с техническими причинами, должны быть выявлены, данные по ним исключаются из анализа.

Необходимо проверять техническое состояние скважин, в которых появилась вода, если по другим данным (местоположение скважины на объекте, минерализация воды, характер нарастания обводненности и др.) это не связано с вытеснением нефти. Для этой цели используются методы промысловой геофизики - радиометрические, акустические, термометрические.

Пример выявления заколонной циркуляции по одной из добывающих скважин Ромашкинского месторождения приведен на рис. 110.

В пластах с высокой вертикальной проницаемостью массовое обводнение скважин может быть связано с образованием конусов подошвенной воды (рис. 111). По залежам с установленным конусообразованием данные об обводнении скважин не могут быть использованы для контроля за внедрением воды.

Промыслово-геофизические методы, используемые для контроля заводнения пластов в скважинах, можно разделить

Рис. 110. Выделение интервала заколонной циркуляции кислородным нейтронно-активационным методом.

Замеры в скважинах: 1 — работающей, 2 — остановленной; интервалы: 3 — перфорации, 4 — заколонной циркуляции

Рис. 111. Схема образования конуса воды при наличии подошвенной воды.

Коллекторы:    1    —    нефтенасыщенные, 2    —    водонасы

u



щенные, 3 — заводненные за счет конусообразования

на две большие группы: электрометрические и другие виды исследований, проводящиеся в открытом стволе скважин при бурении, и радиометрические, проводящиеся в обсаженных скважинах после их бурения и в процессе эксплуатации.

Исследования в открытом стволе дают ценную информацию по новым скважинам, которые в значительном количестве бурятся позже скважин основного фонда (резервные, оценочные и др.). В этих скважинах с помощью электрометрических методов (БКЗ, СП, ГМ, ИНГМ и др.) достаточно уверенно определяют текущее положение ВНК или выделяют интервалы пластов, заводненные минерализованными водами (рис. 112). Сложнее выделить интервалы пластов-коллекторов на участках, по которым к моменту бурения скважин прошла закачиваемая пресная вода, характеризующаяся высоким электрическим сопротивлением и низким хлор содержанием, поскольку по данным ГИС их труднее отличать от нефтенасыщенных интервалов.

Основными промыслово-геофизическими методами контроля динамики заводнения пластов на разные даты служат нейтронные методы, применяемые в обсаженных скважинах. Они дают возможность отличать интервалы пластов, насыщенные нефтью или пресной водой, от интервалов, насыщенных пластовой минерализованной водой (с хлорсодержа-нием). Наиболее широко применяются методы НГМ и ННМ. Иногда этот комплекс дополняется методами НГМнт, ГМ и НА. Хорошие результаты дают исследования импульсным генератором нейтронов. Возможности применения указанных методов значительно расширились после внедрения малогабаритных приборов, позволяющих проводить исследования через насосно-компрессорные трубы в фонтанирующих скважинах.

Наиболее результативны нейтронные методы в скважинах с неперфорированной колонной в интервале исследования, где состав жидкости по стволу скважины не меняется. В этих

Рис. 112. Пример определения текущего ВНК по данным электрометрии.

Пласты: 1 — нефтенасыщенные, 2 — заводненные закачиваемой водой, 3 водонасыщенные

случаях изменения на диаграммах радиометрии в исследуемом интервале на разные даты однозначно могут быть связаны только с изменением насыщенности коллекторов.

Для проведения таких исследований в разных частях залежи бурят специальные контрольные скважины, в которых колонны остаются неперфорированными.

На рис. 113 приведен пример наблюдения за подъемом ВНК в одной из контрольных скважин Мухановского месторождения. В этой скважине в продуктивном пласте С-I толщиной 48 м по данным электрометрии начальный ВНК зарегистрирован на глубине 2086,6 м. Для контроля за его перемещением в скважине периодически проводились замеры нейтронными методами. По данным нейтронного гамма-каротажа установлено, что через 5 лет ВНК поднялся до глубины 2073,6 м, еще через 6 лет - до 2064,8 м, а еще через два года по материалам импульсного нейтронного гамма-каротажа его положение определено на глубине 2060 м.

Подобные исследования нейтронными методами проводят-

Рис. 113. Применение НГК для контроля за заводнением пластов, не вскрытых перфорацией.

Условные обозначения см. на рис. 112

ся также в фонтанных добывающих скважинах, в которых по каким-либо причинам часть пластов не перфорирована. Наиболее благоприятны для этой цели условия действующих добывающих скважин на месторождениях, где в разработку введены два или больше эксплуатационных объекта. В этих случаях для контроля за заводнением верхних неперфориро-ванных объектов можно привлекать скважины, эксплуатирующие нижний объект, а скважины верхнего объекта можно использовать для контроля заводнения нижних, вскрытых бурением, но неперфорированных пластов. Однако это возможно при наличии ряда условий.

Как уже отмечалось, возможности выделения в разрезе скважины с неперфорированной колонной интервалов, заводненных закачиваемой пресной водой, обычно ограничены, так как с помощью нейтронных методов практически невозможно отличить интервалы, насыщенные нефтью, от интервалов, насыщенных пресной водой. Такие заводняющиеся интервалы могут быть выделены на ранних стадиях внедрения воды. При внутриконтурном заводнении это обусловлено тем, что в процессе движения по пласту первая порция закачиваемой воды осолоняется за счет остаточной минерализованной воды продуктивного пласта. В результате этого перед фронтом пресной воды обычно имеется оторочка минерализованной воды. При достаточной периодичности замеров методами радиометрии в контрольных неперфорированных скважинах в краткий период прохождения оторочки осоло-ненной воды возможно выявить пласты или отдельные их интервалы, обводняющиеся закачиваемой пресной водой.

Это можно показать на примере неперфорированной контрольной скважины горизонта Д Ромашкинского месторождения (рис. 114). По данным электрометрии было установлено, что пласты «б» и «гд» полностью нефтенасыщены, а значительная часть пласта «в» (интервал 1756-1760 м) заводнена осолоненной закачиваемой водой. Через полгода по данным комплекса методов НГМ - ННМт определено, что пласт «в» полностью заводнен осолоненной водой (на это указывает смещение кривой ННКт влево относительно кривой НГК во всем интервале пласта).

Исследование с помощью того же комплекса через год показало, что нижняя часть пласта уже обводнена пресной водой (кривая ННКт вновь совместилась с кривой НГК). Верхняя часть этого пласта оставалась заводненной осолоненной водой. В то же время осолоненная вода внедрилась в нижнюю часть пласта «б» в интервале 1744-1751 м.

Через два года пласт «в» уже полностью заводнен пресной водой, пласт «б» в большей нижней части заводнен пресной, а в самой верхней части осолоненной водой; отмечено заводнение осолоненной водой нижней части пласта «гд». Еще через 11 лет пласт «б» полностью обводнился пресной водой, в пласте «гд» осталась нефтенасыщенной лишь самая верхняя его часть толщиной около 2 м, а остальная часть обводнена осолоненной водой.

Выделение в перфорированном многопластовом объекте заводненных пластов - значительно более сложная задача, требующая привлечения методов, основанных на изучении изменения по стволу скважины скорости потока жидкости, состава смеси, температуры и др. С помощью глубинного дебитомера выявляются работающие в скважине пласты. Затем определяется состав жидкости против работающих интервалов, для чего используются замеры диэлектрическим влагомером, гамма-плотномером или резистивиметром. На рис. 115 приведен пример определения в скважине обводненного интервала по комплексу дебитомер - плотномер. Скважина, в которой перфорированы три нефтяных пласта, работала с дебитом 150 м/сут при обводненности 25 %. Глубинным дебитомером установлено, что работали в основном верхний и нижний пласты, на долю которых приходилось соответственно 53 и 42 % общего дебита жидкости в скважи-

Рис. 114. Заводнение пластов горизонта Д1 Ромашкинского месторождения в контрольной неперфорированной скважине.

Пласты: 1 — нефтенасыщенные, 2 — заводненные осолоненной водой, 3 — заводненные пресной водой

Рис. 115. Пример выделения заводняемого пласта по изменению скорости потока и состава жидкости в стволе работающей скважины.

Пласты: 1 — нефтенасыщенные, 2 — заводненные закачиваемой водой; 3 — интервал перфорации

не. При исследовании скважины плотномером на глубине 1747 м по резкому увеличению интенсивности гамма-излучения установлена нижняя граница притока жидкости в скважину. Выше этой границы плотность жидкости минимальна, что свидетельствует о притоке из нижнего пласта безводной нефти и о наличии воды в зумпфе скважины. Еще выше, начиная с подошвы верхнего пласта (1725 м), плотность жидкости оказалась более высокой (интенсивность гамма-излучения повысилась), что указывает на приток из верхнего пласта воды вместе с нефтью.

Наиболее надежное выделение интервалов поступления воды таким способом обеспечивается, когда дебит скважин вы -сок (более 100-120 м/сут) и в колонне не происходит гравитационного разделения нефти и воды. При меньшем дебите вода не полностью выносится на поверхность, часть ее скапливается в нижней части колонны и может частично или полностью перекрыть интервал перфорации. В результате эффективность способа снижается.

При небольшом дебите значительную помощь может оказать метод наведенной активности кислорода, при котор ом фиксируется движение по стволу скважины воды. На рис. 116 показан пример определения притока пресной воды в одной из добывающих скважин, в которой перфорированы два пласта, работающие с дебитом 8-10 м/сут, при обводненности 60 %. По наведенной активности кислорода на глубине 1607 м четко выделяется нижняя граница притока воды в скважину. Кривые прямого и обращенного зондов сходятся. Судя по замеру плотномером, нижний пласт работает через столб воды в колонне безводной нефтью (методом наведенной активности кислорода движения воды по колонне против него не зафиксировано).

Применение термометрии для выделения обводненных пластов основано на том, что обычно в пласт нагнетается вода с температурой ниже пластовой. Фиксируя в стволе добывающей скважины интервалы с пониженной температу-

Рис. 116. Пример выделения заводняемого пласта методом наведенной активности кислорода.

Условные обозначения см. на рис. 115

рой, удастся выделить пласты, промытые закачиваемой водой. Но, поскольку фронт охлаждения отстает от фронта вытеснения, термометрия дает результаты по пластам, через которые прошли значительные объемы нагнетаемой воды.

Главная цель обобщения комплекса получаемых данных о заводнении продуктивного пласта - установление объема залежи, занятого водой в результате вытеснения нефти, и соответственно - границ размещения оставшихся запасов. Для этого по однопластовым объектам строят на определенные последовательные даты карты с выделением заводненных зон пласта и указанием причин (вида) заводнения; карты поверхности текущего ВНК; карты текущего положения контуров нефтеносности и фронта закачиваемой воды; карты заводненной толщины пластов; карты остаточной нефтенасыщенной толщины и др.

Эти карты могут быть построены каждая в отдельности или в виде совмещенной карты. Строят их с использованием всей полученной на определенную дату информации. Вначале проводят обработку комплекса первичного материала по каждой скважине, в процессе которой выделяют интервалы, заводненные пластовой и закачиваемой водой, устанавливают текущее положение ВНК, определяют обводненную и остаточную нефтенасыщенную толщину и т.п.

В качестве геологической основы используют карту распространения коллекторов разной продуктивности, карту охвата пластов воздействием или карту разработки, на которых показано положение начальных контуров нефтеносности.

Увязывая данные исследования заводнения пластов в скважинах с данными об эксплуатации скважин, определяют положение текущих контуров нефтеносности, выделяют зоны, заводняемые пластовой и закачиваемой водой, или проводят изопахиты заводненной либо остаточной нефтенасыщенной толщины, наносят изгипсы текущей поверхности ВНК.

Построение карт следует начинать с участков, для которых имеется достаточный объем надежной информации, позволяющий установить закономерности заводнения пластов. Эти закономерности могут быть распространены на идентичные участки, менее освещенные исследованиями.

При изучении процесса заводнения многопластового объекта разработки наряду с данными о заводнении пластов в скважинах требуется информация не только о дебите и приемистости в целом по скважине, но и о работе (дебите, обводненности, приемистости) каждого пласта в отдельности.

Эту информацию получают с помощью глубинной потокометрии, влагометрии и других методов (см. § 3 главы XIV).

Названные выше карты строят для каждого пласта многопластового объекта. При этом всю информацию о заводнении и работе пластов, полученную по скважинам, по степени ее достоверности целесообразно разделить на несколько групп. К наиболее достоверным относят данные по скважинам, в которых перфорирован только один пласт, и данные, полученные методами радиометрии в неперфорированных контрольных скважинах. Данные средней достоверности получают по скважинам, в которых перфорировано несколько пластов, но из них работает только один. И наименее достоверны данные по скважинам, в которых перфорированы и работают несколько пластов.

Карты заводнения каждого пласта многопластового объекта строят подобно тому, как это было показано для однопластового объекта. При этом в первую очередь используются наиболее достоверные данные, которые затем дополняются менее достоверными.

В зависимости от особенностей строения пласта, применяемой системы разработки, специфики вытеснения нефти водой, количества и качества фактических данных карты заводнения могут строиться с разной степенью детальности. На рис. 117 приведены карты заводнения участка на многоплас-

Рис. 117. Карты заводнения пласта на начало 1990 г. ($) и 1995 г. (•).

Породы-коллекторы:    1    — высокопродуктивные нефтенасыщенные, 2    —

высокопродуктивные с внедрившейся закачиваемой водой, 3 — малопродуктивные нефтенасыщенные; 4 — границы внедрения закачиваемой воды; скважины: 5 — добывающие, 6 — нагнетательные товом объекте, разрабатываемого с внутриконтурным нагнетанием воды, составленные на две даты. При сравнении этих карт видно, что вода перемещается лишь по высокопродуктивным коллекторам, из низкопроницаемых коллекторов на этом участке нефть не вытесняется. Необходимо принимать меры по включению в процесс разработки таких частей залежи.

При наличии соответствующей информации на этих картах в зонах с внедрившейся водой можно было бы также выделить подзоны, промытые водой по всей толщине и с внедрением воды лишь по части толщины пласта. В последних можно было бы показать остаточную нефтенасыщенную и заводненную толщины.

Карты заводнения используют при определении мер по регулированию разработки, для прогнозирования обводненности добывающих скважин, оценки нефтеотдачи в заводненной зоне пласта, выявления невыработанных целиков нефти.

Из изложенного в главах XIII-XV настоящего учебника видно, что контроль состояния разработки нефтяных залежей - многоплановые трудоемкие, постоянно выполняемые исследования скважин и пластов, перманентное накопление и обобщение получаемых данных. Новые возможности для выполнения комплекса всех этих исследований и повышения эффективности контроля в целом появились в последние годы благодаря созданию компьютерных геолого-техноло-гических моделей залежей, постоянно действующих в течение всего периода их разработки.

РЕГУЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ В РАЗНЫХ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

§ 1. ОСНОВНЫЕ ЦЕЛИ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ

Под регулированием разработки залежей нефти и газа понимается управление процессом извлечения УВ с помощью комплекса различных технологических и технических мероприятий. Регулирование заключается в целенаправленном изменении направления и скорости фильтрации пластовых флюидов, в создании благоприятных условий для дренирования запасов. Оно осуществляется на протяжении всего периода разработки залежи.

Необходимость постоянного регулирования процесса извлечения запасов нефти и газа определяется следующими обстоятельствами.

Как было указано выше, обоснование системы разработки производится по данным редкой сетки разведочных скважин, когда детали строения залежи обычно еще слабо изучены. Поэтому проектирование ведут исходя из средних параметров залежи, на базе ее приближенной модели. Вследствие этого принятая система разработки не в полной мере отвечает всем деталям строения объекта разработки и уже в период освоения залежи проектные решения требуется дополнять мероприятиями, необходимость которых вытекает из уточнения представлений об особенностях строения залежи, т.е. осуществлять регулирование разработки.

Следующее обстоятельство заключается в том, что разрабатываемая залежь представляет собой сложную динамическую систему, непрерывно меняющуюся во времени. По мере отбора запасов постоянно меняются условия их извлечения на отдельных участках и в целом по залежи. Уменьшаются чисто нефтяные зоны пласта, сокращается нефтенасыщенная толщина, меняются фонд скважин, его состояние и т.д. Это также требует постоянного развития ранее принятых технологических решений, перераспределения объемов добычи и закачки рабочего агента между скважинами и участками за-

лежи, принятия мер по вовлечению в разработку не охваченных воздействием зон и выявленных целиков нефти и т.д., т.е. проведения обширного комплекса мероприятий по регулированию разработки с учетом постоянно меняющихся условий выработки запасов.

Цели регулирования разработки подчинены требованиям, которые предъявляются к рациональным системам разработки. В первую очередь с помощью регулирования должна быть обеспечена предусмотренная проектным документом динамика добычи углеводородов по объекту разработки. На ранней стадии разработки ее регулирование должно способствовать выводу объекта на максимальный проектный уровень отбора нефти и газа за счет наиболее полного использования применяемой системы. Масштабы работ по регулированию динамики добычи возрастают в конце II и на III стадии разработки, когда решаются задачи сохранения максимального уровня добычи нефти и газа возможно более длительное время и замедления темпов последующего снижения добычи.

Другой важной целью регулирования разработки является достижение по залежи проектного коэффициента извлечения нефти. Условия для этого должны создаваться методами регулирования с самого начала ввода залежи в разработку и далее обеспечиваться на протяжении всего длительного периода разработки.

В четвертой стадии разработки особенно возрастает задача доизвлечения нефти из менее проницаемых прослоев коллекторов, "заблокированных" высокопроницаемыми обводненными прослоями.

Третья цель регулирования - всемерное улучшение экономических показателей путем максимального использования фонда пробуренных скважин, сокращения затрат на закачку вытесняющего агента, уменьшения без ущерба для нефтеотдачи отбора попутной воды и др.

При искусственном воздействии на пласт регулирование разработки может осуществляться как через нагнетательные скважины - для обеспечения наиболее полного охвата объема залежи воздействием от закачиваемого агента, так и через добывающие скважины - для обеспечения охвата дренированием всего объема залежи. При разработке на естественных режимах регулирование производится только через добывающие скважины.

Для решения конкретных задач управления процессом разработки применяют большое количество методов и способов, которые можно объединить в две большие группы:

регулирование через пробуренные скважины без существенного изменения принятой системы разработки;

регулирование с изменением системы разработки (уплотнение сетки скважин, разукрупнение объектов разработки, изменение вида заводнения и др.).

Методы и способы регулирования разработки выбирают в зависимости от поставленных целей и задач, исходя из основных принципов регулирования и конкретных геологофизических условий.

§ 2. ПРИНЦИПЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ

Под принципом регулирования разработки понимают главную направленность мероприятий по управлению процессом дренирования залежи. Разным геолого-физи-ческим условиям отвечают свои принципы регулирования.

На нефтяных месторождениях в однопластовых объектах, характеризующихся однородным строением по площади и малой вязкостью нефти, разработка которых ведется на природном водонапорном режиме с законтурным или при-контурным заводнением или с разрезанием на широкие полосы (до 4 км), может быть принят принцип равномерного перемещения контуров нефтеносности или фронта закачиваемой воды к центральному стягивающему ряду (рис. 118). Реализация этого принципа в указанных геологических условиях возможна, поскольку нагнетательные скважины характеризуются примерно одинаковой приемистостью, а добывающие скважины - близкими дебитами. Равномерное перемещение контуров нефтеносности обеспечивает минимальные потери нефти в пласте на линиях стягивания контуров. Эти потери в других геологических условиях, когда невозможно


Рис. 118. Равномерное стягивание контура нефтеносности в однопластовом однородном объекте.

Контуры нефтеносности: 1 — начальный, 2    —    текущий;

скважины: 3 — нагнетательные, 4 — добывающие обеспечить равномерное перемещение контуров, могут быть значительными.

В однопластовом объекте маловязкой нефти с закономерной зональной микронеоднородностью пласта, разрабатываемом с теми же методами воздействия, принцип равномерного стягивания контуров нефтеносности и фронта закачиваемой воды не может быть реализован. Это обусловлено резким различием приемистости нагнетательных скважин и дебитов добывающих скважин, расположенных в зонах в ысо-кой и низкой проницаемости пласта. Выравнивание дебитов и приемистости во всех скважинах - задача нереальная, так как повысить дебиты и приемистость скважин, расположенных в малопродуктивных зонах, до их уровня в высокопродуктивных зонах технически невозможно, а ограничение и х в скважинах высокопродуктивных зон приведет к общему снижению добычи по залежи и удлинит сроки разработки. Поэтому в указанных геологических условиях может быть целесообразным принцип ускоренной выработки более п р о-дуктивных зон залежи. Ускоренное продвижение контуров нефтеносности (при законтурном или приконтурном заводнении) или фронта закачиваемой воды (при внутриконтурном заводнении) обеспечивает опережающую выработку и заполнение более продуктивных зон пласта, т.е. "естественное" разрезание залежи контурной или закачиваемой водой на отдельные блоки с низкой проницаемостью (рис. 119). При реализации этого принципа "естественное" разрезание фор -сируется путем увеличения приемистости нагнетательных скважин и отбора жидкости из добывающих скважин, расположенных в высокопродуктивных зонах. В последующем в заводненных зонах часть выполнивших свое назначение добывающих скважин переводится под нагнетание воды для повышения темпов выработки запасов из малопродуктивных зон залежи путем усиления воздействия на них.


Рис. 119. Нагнетание воды в пласт по линиям "естественного" разрезания залежи.

Скважины: 1 — первой очереди, 2 — второй очереди; остальные условные обозначения см. на рис. 118

Многопластовые объекты обычно разрабатываются с вну-триконтурным заводнением. Наилучшим принципом регулирования разработки таких объектов является принцип равноскоростной выработки всех пластов по разрезу при равномерном продвижении по ним контуров нефтеносности и фронта закачиваемой воды. Реализация этого принципа возможна лишь в том случае, если пласты объекта разработки имеют одинаковую продуктивность и относительно однородны по площади. Но такие условия в природе встречаются крайне редко. В большинстве случаев многопластовые объекты характеризуются существенной изменчивостью физических свойств в пределах всех или части пластов и различием в средних значениях свойств пластов.

При определении принципиального подхода к регулированию разработки многопластовых объектов решающую роль играют особенности их строения и различия фильтрационных свойств.

Нередко по разрезу многопластового объекта толщина и проницаемость пластов возрастают сверху вниз. В этих условиях применим принцип ускоренной выработки каждого нижележащего пласта по сравнению с вышележащим. При этом регулирование направлено на опережающую выработку нижнего пласта при обеспечении возможно более полного включения в разработку верхних пластов, хотя и более низкими темпами. По мере заводнения нижний пласт выключают из разработки путем его отключения в добывающих, а затем и в нагнетательных скважинах. Подобным образом осуществляется опережающая выработка следующего вышележащего пласта. В конечном счете обеспечиваются темпы выработки пластов, уменьшающиеся снизу вверх.

Многие многопластовые объекты характеризуются тем, что слагающие их пласты высокой продуктивности расположены в верхней части объекта. В таких случаях может реализовываться принцип опережающей выработки наиболее продуктивного и содержащего основные запасы пласта независимо от того, в какой части разреза объекта разработки он находится. Одновременно целью регулирования является максимально возможная интенсификация выработки других пластов. Это необходимо для того, чтобы к моменту обводнения основного пласта в нижних пластах осталось как можно меньше запасов, так как довыработка их будет происходить в усложненных условиях из-за недостаточной надежности применяемых методов изоляции верхних обводнившихся пластов объекта.

При резкой геологической неоднородности и примерной равноценности всех пластов объекта принципиальная направленность регулирования заключается в возможно более полном вовлечении в работу всех пластов при максимальном уменьшении различий в темпах их выработки.

При массивном строении залежей с большим этажом нефтеносности, когда при разработке происходит подъем ВНК, целесообразен принцип регулирования разработки, предусматривающий обеспечение относительно равномерного подъема ВНК по всей площади залежи. Осуществляют это путем изоляции (отключения) интервалов перфорации и последовательного переноса перфорации вверх по разрезу по мере подъема ВНК (рис. 120), с установлением оптимальных режимов работы добывающих скважин.

При определении принципов регулирования разработки

Рис. 120. Последовательный перенос интервалов перфорации при разработке массивной залежи.

Коллекторы: 1 — нефтенасыщенные, 2 — водонасыщенные; 3 — интервалы перфорации; 4 — изолированные интервалы перфорации; I, II, III — последовательные этапы перфорации

газонефтяных залежей исходят из того, что нефть вытесняется водой более полно, нежели газом за счет расширения газовой шапки. Поэтому в условиях природного активного напора контурных вод или приконтурного заводнения реализуют принцип регулирования разработки, предусматривающий обеспечение неподвижности ГНК и возможно более равномерного подъема ВНК и продвижения контуров нефтеносности. Неподвижность ГНК обеспечивают, регулируя отбор газа из газовой шапки таким образом, чтобы давление в газовой шапке все время оставалось равным пластовому давлению в нефтяной части залежи (излишний отбор газа приведет к подъему ГНК, т.е. к внедрению нефти в газовую шапку, причем значительную часть этой нефти впоследствии не удается извлечь).

В условиях применения барьерного заводнения на газонефтяных залежах принципиальной направленностью регулирования разработки является создание сплошного водяного барьера между нефте- и газонасыщенной частями пласта.

При разработке нефтегазовой залежи на газонапорном режиме (при вытеснении нефти газом за счет опускания ГНК), когда превалирующим видом энергии служит энергия расширяющегося газа газовой шапки, основная цель регулирования заключается в рациональном использовании энергии газа. Осуществляют этот принцип путем регулирования отборов жидкости, попутного газа и оптимального выбора интервалов перфорации.

При определении принципиального подхода к регулированию разработки газовой залежи исходят из природного режима, при котором происходит ее эксплуатация. В условиях газонапорного режима основная задача регулирования заключается в максимальном снижении непроизводительных потерь давления в пласте. Для осуществления этого принципа выравнивают давление по объему залежи путем перераспределения отбора газа из залежи по отдельным добывающим скважинам.

При упругогазоводонапорном режиме работы газовой залежи регулирование разработки направлено на обеспечение равномерного подъема ГВК и продвижения контуров газоносности, на уменьшение опережающего продвижения воды по более проницаемым прослоям. Реализация этого принципа заключается в воздействии на динамику обводнения скважин путем установления оптимальных уровней отбора по скважинам с учетом характера неоднородности пласта.

При вытеснении нефти водой на завершающей стадии разработки нефтяных залежей принципиальное значение приобретает регулирование для извлечения нефти, оставшейся в малопроницаемых прослоях пластов, в основном обводнившихся.

§ 3. МЕТОДЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ БЕЗ СУЩЕСТВЕННОГО ИЗМЕНЕНИЯ ПРИНЯТОЙ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ

Значительная часть задач регулирования разработки может быть решена путем управления процессом разработки без коренных изменений принятых проектным документом технологических решений. Современные системы разработки нефтяных месторождений с заводнением имеют значительные возможности по регулированию процесса разработки с помощью пробуренных в соответствии с проектным документом нагнетательных и добывающих скважин. Путем проведения по скважинам различных геолого-техничес-ких мероприятий можно включать неработающие части залежей, интенсифицировать и замедлять разработку в действующей части объема залежи для реализации принятого принципа регулирования. К числу таких мероприятий относятся: оптимальное вскрытие и изменение интервалов перфорации пластов объекта разработки;

установление оптимального режима работы добывающих и нагнетательных скважин;

изменение направления фильтрационных потоков жидкости в пластах;

воздействие на призабойную зону скважин; проведение гидроразрывов пластов;

применение одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) и одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) при многопластовом строении объекта;

изоляционные работы по ограничению притока попутной воды или отключение полностью обводнившихся скважин и пластов.

Установление технологического режима работы нефтяных добывающих скважин. Под режимом работы скважины понимают установленные на определенный период показатели ее эксплуатации, а также обеспечивающие это технические решения.

Режим работы добывающих скважин по каждому объекту разработки устанавливается промыслово-геологической службой нефтедобывающего предприятия на период от одного до шести месяцев в зависимости от скорости изменения условий эксплуатации скважин. При этом по каждой скважине с учетом ее местоположения на объекте и продуктивности пластов соответствующим документом задаются нормы суточного отбора нефти, число дней работы, забойное и устьевое давление, обводненность, газовый фактор, определяется способ эксплуатации скважины; для фонтанной скважины устанавливается диаметр штуцера, а для механизированной - характеристика скважинного оборудования и параметры его работы.

Установление технологического режима работы скважин -оптимизационная задача, предусматривающая на определенный период распределение проектной (плановой) добычи нефти по объекту между добывающими скважинами и пластами, обеспечивающее рациональное выполнение показателей разработки.

Главное при установлении технологического режима работы скважин - обоснование норм отбора нефти из каждой добывающей скважины. Различают технические и технологические нормы отбора из добывающих скважин.

Под технической нормой отбора понимают максимально допустимый дебит нефти по скважине, если по той или иной причине он ограничен по сравнению с технологической нормой. Одна из причин ограничения дебита заключается в недостаточной производительности оборудования, применяемого для подъема жидкости, не соответствующей производительности скважины. Нормы отбора могут ограничиваться требованиями безаварийной эксплуатации скважин. В частности, недопустимо снижение забойного давления ниже критического, при котором может произойти слом (смятие) колонны или нарушиться герметичность цементирования. При слабой сцементированности продуктивных пластов ограничение дебита должно производиться с целью предотвращения проб-кообразования в скважине в результате разрушения и выноса породы. При изотропном строении пласта в водонефтяной и подгазовой зонах ограничение дебита нефти вызывается необходимостью предотвращения образования конусов воды и газа.

Технические нормы отбора обычно остаются постоянными длительное время и меняются только после проведения каких-либо геолого-технических мероприятий, таких как смена оборудования, обработка призабойной зоны скважин, дополнительная перфорация и т.п.

Под технологической нормой отбора понимают максимально возможный дебит скважины, величина которого не ограничивается техническими возможностями, а зависит от принятой проектным документом динамики добычи по объекту в целом, принятого принципа регулирования, продуктивности пластов, закономерностей обводнения скважин, состояния пластового давления и т.п.

Рассмотрим влияние перечисленных факторов на технологическую норму суточного отбора из скважины.

Проектным документом обычно обосновываются уровни добычи нефти по каждому объекту в целом или с разделением его между зонами с разным характером нефтегазоводона-сыщения. Технологический режим должен составляться таким образом, чтобы проектный уровень добычи по объекту был оптимально распределен между действующими в этот период скважинами и сумма норм отбора по ним соответствовала этому уровню.

Нормы отбора, установленные с учетом продуктивности скважин, могут отвечать принятому принципу регулирования разработки объекта. В других случаях принятый принцип регулирования может потребовать внесения определенных корректив в нормы отбора по части скважин. Например, при необходимости равномерного продвижения контуров нефтеносности или фронта закачиваемой воды по скважинам, расположенным на участках, где отмечается опережающее продвижение воды, нормы отбора должны быть уменьшены, а по скважинам, расположенным на участках, где продвижение воды отстает, они должны быть увеличены.

При реализации принципа регулирования, предусматривающего опережающее продвижение воды по более продуктивным зонам пласта, в расположенных в пределах этих зон скважинах нормы отбора следует увеличить. Аналогичные коррективы вносятся и при других принципах регулирования.

В технологических режимах наряду с нормами отбора нефти по скважинам устанавливаются нормы отбора жидкости, которые определяются с учетом обеспечения оптимальной динамики обводненности продукции по объекту разработки. При этом необходимо выделить главные факторы, оказывающие в данный период времени доминирующее влияние на динамику обводнения, и принять правильное решение по их учету.

При внедрении законтурного и приконтурного заводнения или разрезании залежи на широкие полосы (т.е. при малой вязкости нефти, относительно однородном строении и высокой проницаемости продуктивных пластов) обводнение скважин на разных стадиях разработки при нормировании отборов учитывается следующим образом.

На I стадии разработки залежей, когда обводненность продукции по скважинам обычно невелика, ее можно не учитывать при установлении технологических норм отбора.

К концу II стадии, при подходе внутреннего контура нефтеносности или фронта закачиваемой воды к внешнему добывающему ряду, с целью выравнивания фронта и замедления обводнения скважин этого ряда целесообразно уменьшить нормы отбора из них, одновременно увеличив нормы отбора из безводных скважин внутренних рядов.

На III стадии разработки значительная часть скважин внешних рядов в связи с их высокой обводненностью выводится из эксплуатации. Это вызывает необходимость дальнейшего увеличения отбора жидкости из скважин внутренних рядов.

На IV стадии на участках с повышенной неоднородностью пластов целесообразно форсирование отборов жидкости, т.е. значительное увеличение норм отбора жидкости. Форсирование проводится как по действующим, так и по ранее остановленным скважинам.

При повышенной вязкости нефти, низкой проницаемости коллекторов и значительной неоднородности продуктивных пластов, когда применяются разрезание залежи на узкие полосы, площадные и избирательные системы воздействия, обводнение скважин начинается уже на I стадии разработки, и примерно к середине III стадии практически весь фонд скважин оказывается обводненным до 50-80 %. В дальнейшем обводненность продукции скважин возрастает меньшими темпами.

В этих условиях регулирование разработки путем изменения норм отбора по отдельным скважинам не дает результатов. В обеспечении запроектированных уровней добычи нефти и нефтеотдачи основное значение приобретает постепенное наращивание отбора жидкости по всему фонду действующих скважин, обусловливающее замедление падения дебита нефти и более эффективную промывку пласта.

Состояние пластового давления при установлении норм отбора учитывается в основном на I стадии разработки при дефиците закачки воды и существенном снижении пластового давления на отдельных участках залежи. По добывающим скважинам, расположенным на участках со сниженным пластовым давлением, нормы отбора необходимо ограничивать, чтобы не допустить снижения пластового давления ниже давления насыщения более чем на 10-15 % и тем самым предотвратить развитие режима растворенного газа, ведущего к снижению нефтеотдачи.

Установление режимов работы нагнетательных скважин. При разработке залежей нефти с заводнением в ее регулировании особо важную роль играет нормирование закачки воды как по каждой скважине, так и по каждому пласту многопластового объекта в целом.

В условиях существенного развития фильтрационных свойств пластов закачка воды в каждый из них в объемах, соответствующих заданным отборам жидкости из участков пластов, прилегающих к тем или иным нагнетательным скважинам, - основной способ регулирования разработки.

При установлении норм закачки необходимо исходить из того, что на объекте в целом и на каждом участке, находящемся в сфере действия той или иной группы нагнетательных скважин, объем закачиваемой воды должен компенсировать объем отбираемой жидкости (нефти и воды). Показатели компенсации должны находиться в полном соответствии с поведением пластового давления. Если накопленная с начала разработки закачка воды меньше накопленного отбора жидкости, среднее пластовое давление по залежи (участку) будет ниже начального; при избыточной накопленной закачке среднее пластовое давление возрастает по сравнению с начальным. При недостаточной текущей (годовой) компенсации отбора жидкости закачкой должно происходить снижение среднего пластового давления, а при избыточной текущей компенсации давление должно возрастать.

Если накопленная компенсация отбора закачкой по объекту (участку) достигнута, то в технологическом режиме работы нагнетательных скважин норма закачки воды должна быть равной норме отбора жидкости, установленной технологическим режимом работы по сумме дебитов добывающих скважин на тот же период времени (или превышать ее не более чем на 5-10 % с учетом возможных потерь воды).

Если накопленная компенсация отбора жидкости закачкой воды по объекту (участку) меньше 100 %, то для покрытия дефицита закачки воды на некоторый период нормы закачки устанавливают технологическим режимом работы нагнетательных скважин больше норм текущих отборов жидкости на 20-30 % и более, исходя из производительности применяемого для закачки воды оборудования и приемистости действующих нагнетательных скважин.

При больших размерах залежи и значительной неоднородности объекта разработки с целью обеспечения наиболее полного охвата пласта воздействием по площади нормы закачки воды следует устанавливать сначала для групп нагнетательных скважин, расположенных на участках с различной характеристикой пласта, и только после этого в пределах участков - для каждой скважины.

Выделение участков производят на основе детального изучения строения пластов и взаимодействия нагнетательных и добывающих скважин. При внутриконтурном заводнении целесообразно, чтобы каждый участок включал в себя отрезок разрезающего ряда нагнетательных скважин с прилегающими к нему с двух сторон рядами добывающих скважин. Для удобства желательно границы между участками проводить так, чтобы в многопластовом объекте они совпадали по всем пластам и были постоянными в течение всего периода разработки.

Для многопластового объекта разработки норма закачки воды для объекта в целом и для участков должна быть распределена между отдельными пластами. Для обеспечения этих норм необходимо учитывать объем поступающей в каждый пласт воды с помощью глубинных расходомеров. При несоответствии объемов воды, поступающей в пласты, нормам отбора жидкости из этих пластов необходимо принимать меры по увеличению приемистости слабопринимающих пластов (увеличение давления нагнетания, селективный гидроразрыв, применение оборудования для одновременно-раздельной закачки), ограничивать приемистость пластов с излишней закачкой, а при необходимости осваивать дополнительные нагнетательные скважины селективно на пласты с недостаточной закачкой воды.

Установление технологического режима работы газовых скважин. Объемы текущего отбора газа из газоносного пласта или объекта в целом устанавливаются проектными документами на разработку месторождения. Этот объем добычи газа распределяется между отдельными скважинами. Сумма норм отбора по скважинам должна быть равна проектной норме отбора по объекту в целом.

Технологические режимы работы газовых скважин составляют ежеквартально. В них предусматриваются дебиты скважин, забойные давления (рабочие депрессии), давление и температура на буфере и в затрубном пространстве, количество жидких компонентов (конденсата, воды) и твердых примесей. При составлении технологических режимов рабо-370 ты отдельных скважин учитывают различные технологические и технические ограничения, включая требования по регулированию разработки. К числу таких ограничивающих факторов относятся разрушение призабойной зоны пласта, образование конусов и языков обводнения, техническое состояние скважин, температурный режим работы скважин, условия сбора и транспорта газа и др.

В зависимости от конкретных условий и действующих в данный период ограничений в скважинах могут устанавливаться следующие режимы: постоянного градиента давления; постоянной депрессии; постоянной скорости фильтрации газа в призабойной зоне пласта; постоянного давления на устье (головке) скважины; постоянного дебита.

Для скважин, эксплуатирующих пласты, сложенные неустойчивыми породами, с целью предотвращения разрушения призабойной зоны и выноса песка, приводящего к разъеданию подземного и наземного оборудования и образованию песчаных пробок, в технологическом режиме предусматривается постоянный градиент давления против фильтра эксплуатационной колонны. Максимальный градиент давления, при котором не происходит разрушения призабойной зоны, определяется опытным путем в процессе исследования скважин на разных штуцерах.

В случае возможности образования конусов и языков обводнения в скважинах, расположенных в газоводяной зоне, расчетным или опытным путем устанавливаются максимально допустимые депрессии, из которых и исходят при установлении режима работы скважины в данных условиях.

При разработке газовых месторождений на газовом режиме, когда пластовые или контурные воды не внедряются в залежь, путем выбора оптимального режима работы скважин добиваются предотвращения непроизводительных потерь пластовой энергии. За счет этого продлевается период бес-компрессорной эксплуатации, сокращается потребность в мощности дожимных компрессорных станций и установок искусственного холода.

При разработке газоконденсатных месторождений на режиме истощения проектный (плановый) отбор по скважинам также следует распределять так, чтобы до минимума сократить потери пластовой энергии. Это обеспечивает повышение конденсатоотдачи пласта.

Во всех этих случаях при установлении технологических режимов работы газовых скважин оптимальные дебиты и забойные давления можно определять как с помощью гидродинамических расчетов или электромоделирования процесса разработки, так и на основании опытной подборки, путем опробования работы скважин на разных штуцерах.

В газовых скважинах, эксплуатируемых при низких пластовых давлениях, возможно гидратообразование в призабойной зоне пласта. Его предотвращают путем установления соответствующей депрессии на пласт, определяемой расчетным путем. Иногда, особенно на газовых месторождениях в северных районах страны, при малых дебитах скважин в связи со значительным влиянием теплообмена с окружающими породами возможно гидратообразование в стволе скважин. В этих случаях при установлении режимов работы скважин дебиты должны приниматься выше критических, устанавливаемых расчетным путем.

Технологический режим с заданным давлением на устье (головке) скважины устанавливается в случае необходимости дальней транспортировки газа при отсутствии или недостатке мощности дожимных насосных станций. Цель технологического режима с заданным во времени дебитом - бесперебойное обеспечение газом потребителей, особенно в зимнее время.

Обоснование выбора интервалов перфорации. Положение интервалов перфорации в действующих скважинах в значительной мере определяет характер движения флюидов по продуктивным пластам при их разработке. Путем выбора интервалов перфорации или их переноса можно регулировать степень охвата объема залежи разработкой, создавать более благоприятные условия для движения нефти, сокращать количество попутно добываемой воды.

При обосновании выбора интервалов перфорации исходят из того обстоятельства, что для повышения охвата нефтяной залежи разработкой желательно максимальное вскрытие перфорацией всей нефтенасыщенной толщины продуктивного разреза, а для продления безводного и безгазового периодов работы скважин и ограничения отбора попутной воды оказывается целесообразным вскрывать только часть нефтенасыщенной толщины объекта. Причем в зависимости от строения объекта и применяемой системы разработки может быть разный подход к решению этой задачи.

Ниже характеризуется подход к выбору интервалов перфорации при разработке нефтяного объекта на естественном водонапорном режиме и при законтурном или приконтурном заводнении продуктивных пластов.

Однопластовый нефтяной объект разработки с узкой водонефтяной зоной (рис. 121). Как указывалось ранее, при 372

Рис. 121. Перфорация продуктивного пласта однопластового объекта разработки с узкой водонефтяной зоной.

Условные обозначения см. на рис. 120


законтурном или приконтурном заводнении добывающие скважины обычно размещаются в пределах внутреннего контура нефтеносности. В этих случаях для обеспечения полноты охвата залежи разработкой в скважинах внутренних рядов продуктивный пласт перфорируют по всей толщине. В скважинах внешних рядов для продления безводного периода их эксплуатации целесообразно перфорировать только верхнюю часть пласта (50-70 % нефтенасыщенной толщины).

Однопластовый объект разработки с широкой водонефтяной зоной (рис. 122). Пластовые залежи с широкими водонефтяными зонами или повсеместно подстилаемые подошвенной водой обычно разбуриваются по всей площади, за исключением периферийной части с малой нефтенасыщенной толщиной. Вытеснение нефти по таким объектам обычно сопровождается подъемом ВНК. Для продления безводного

Рис. 122. Перфорация продуктивного пласта однопластового объекта разработки с широкой водонефтяной зоной:

а — непроницаемые породы; остальные условные обозначения см. на рис. 120

периода работы добывающих скважин, расположенных в пределах водонефтяной зоны, интервалы перфорации в них располагают на некотором удалении от поверхности ВНК (на 2-4 м). В ближайших к внутреннему контуру скважинах чисто нефтяных зон нижняя часть пласта также не перфорируется. Чем выше вертикальная проницаемость пласта и чем он однороднее, тем на большем расстоянии от ВНК можно располагать нижние перфорационные отверстия.

При наличии на уровне ВНК или несколько выше его непроницаемого пропластка со значительной площадью распространения пласт перфорируют до кровли непроницаемого прослоя.

В законтурных (приконтурных) нагнетательных скважинах пласт перфорируют по всей эффективной толщине. Во внут-риконтурных нагнетательных скважинах перфорируется вся нефтенасыщенная толщина пласта.

Многопластовый объект разработки (рис. 123). В многопластовых объектах вытеснение нефти водой обычно происходит преимущественно в результате послойного продвижения воды. В этих условиях в добывающих и нагнетательных скважинах, расположенных в пределах внутреннего контура нефтеносности, все продуктивные пласты (прослои) объекта перфорируют по всей их нефтенасыщенной толщине.

В водонефтяной зоне в каждой добывающей скважине нефтенасыщенный пласт, являющийся в ней нижним, перфорируют в том случае, если пласт прерывист и нефть на этом участке не может быть вытеснена к забоям скважин, расположенным в следующем (по ходу движения жидкости) эксплуатационном ряду. Если нефть из нижнего пласта может быть вытеснена к забоям других добывающих скважин, этот пласт обычно не перфорируют. В нагнетательных скважинах перфорируют все пласты.

Массивная залежь с большим этажом нефтеносности (см.

А_Д_Л_А


Рис. 123. Перфорация продуктивных пластов многопластового объекта разработки:

1—4    —    индексы пластов-

коллекторов; остальные условные обозначения см. на рис. 120). В таких залежах вытеснение нефти водой происходит преимущественно за счет подъема ВНК. В этих условиях, особенно при неоднородном по проницаемости коллекторе, придерживаясь ранее описанного принципа регулирования, в добывающих скважинах обычно перфорируют интервалы нефтенасыщенной толщины снизу вверх. Сначала в скважине перфорируют интервал 20-40 м в нижней части залежи, удаленный от начального ВНК на 10-15 м. Эксплуатация скважины продолжается до ее обводнения в результате подъема ВНК. После этого обводненный интервал изолируют и перфорируют следующий вышележащий интервал с некоторым отступлением от текущего ВНК. Количество переносов интервалов перфорации в каждой скважине зависит от высоты залежи, положения скважины на структуре, характера и степени неоднородности продуктивного разреза.

В редких случаях, когда пласт-коллектор характеризуется однородным строением и другими весьма благоприятными условиями (активный водонапорный режим, значительная проницаемость коллектора, низкая вязкость нефти), значительный охват объема залежи вытеснением может быть обеспечен при перфорации с начала разработки только верхней части продуктивного разреза.

Сводовая газонефтяная залежь, подстилаемая водой (рис. 124). При разработке нефтяных оторочек, приуроченных к монолитным пластам, основные сложности заключаются в образовании конусов воды и газа в призабойной зоне скважин, приводящем к быстрому обводнению и загазирова-нию скважин в процессе их эксплуатации. Для предотвращения этого явления в каждой скважине должно выбираться оптимальное положение интервала перфорации, при котор ом нижние перфорационные отверстия находятся на определенном удалении от ВНК, а верхние - от ГНК. Одновременно


Рис. 124. Перфорация нефтенасыщенной части пласта сводовой газонефтяной залежи, подстилаемой водой:

а — газонасыщенные коллекторы; остальные условные обозначения см. на рис. 120 обосновывается и устанавливается предельный дебит скважин, при котором вершины конусов не достигают интервалов перфорации, благодаря чему скважины длительное время не обводняются и не загазовываются.

Обоснование оптимального положения интервала перфорации в сочетании с предельным безводным и безгазовым дебитом можно проводить расчетным или опытным путем.

При резко анизотропном строении пласта, связанном с наличием непроницаемых прослоев, интервал перфорации следует размещать под ближайшим непроницаемым прослоем. Если в процессе разработки залежи происходит постепенное перемещение ГНК и ВНК в связи с уменьшением толщины нефтяного слоя, то безводный и безгазовый дебиты следует постепенно уменьшать.

При внутриконтурном заводнении во внутреннем контуре нефтеносности добывающих и нагнетательных скважинах обычно перфорируется вся нефтенасыщенная толщина эксплуатационного объекта.

Регулирование разработки воздействием на призабойную зону скважин. На процесс выработки запасов существенно влияет состояние призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин. Поэтому целенаправленное изменение фильтрационных свойств в прискважинной зоне относится к эффективным средствам регулирования разработки.

Эта работа начинается уже на этапе бурения скважин. Фильтрационные свойства пластов ухудшаются в процессе вскрытия их при бурении (первичное вскрытие) и при перфорации (вторичное вскрытие). Это связано с избыточным гидродинамическим перепадом давления между заполненным промывочным раствором стволом скважины и пластовым давлением, также с недостаточным качеством раствора. Вследствие высокой плотности бурового раствора (около 1,2 г/см) и высокой водоотдачи (5-40 см/ч) в призабойную зону пласта проникает его фильтрат на расстояние до 2-3 м от стенки скважин, а в поры пласта на глубину до 3-5 см проникают глинистые частицы.

Происходит частичная закупорка пор прискважинной зоны пластов раствором, разбухание глинистых частиц пласта, образуются стойкие водонефтяные эмульсии, снижается фазовая проницаемость для нефти. Столь же отрицательные явления происходят и при вторичном вскрытии.

Закупорка пор происходит также и при цементаже скважины.

В результате таких воздействий проницаемость и соответственно продуктивность скважин может снижаться в 2-3 раза и более.

Такой подход к вскрытию пластов преобладал в те периоды, когда страна обладала богатой сырьевой базой, в разработку вводились высокопродуктивные залежи. В процессе освоения скважин и в начальный период их эксплуатации часть фильтрата бурового раствора и глинистых частиц выносилась из пласта и призабойная зона частично очищалась. В результате, несмотря на то что природные возможности пластов использовались не полностью, достигались достаточно высокие дебиты скважин и этот вопрос не вызывал достаточной озабоченности.

В последние годы в разработку вводятся в основном залежи с низкими коллекторскими свойствами. Чем хуже коллекторские свойства пластов, тем меньше возможный природный дебит скважин и тем сильнее ухудшаются их свойства при завершении строительства скважин.

Результат всего этого - настолько низкие дебиты скважин, что разработка залежей оказывается экономически нерентабельной.

Таким образом, возникла серьезная проблема поиска и применения новых технологий заканчивания скважин при бурении. Эта проблема решается довольно активно.

Создан целый набор оптимальных рецептур промывочных жидкостей для первичного и вторичного вскрытия пластов. В целом эти рецептуры направлены на максимально возможное снижение гидростатического давления столба промывочной жидкости в скважине на призабойную зону вскрываемых пластов и на предотвращение отрицательного физикохимического воздействия этой жидкости на нефтенасыщен-ность породы-коллектора. Созданы и применяются полимер-глинистые растворы с уменьшенным содержанием глинистой фракции, растворы высокомолекулярных полимеров, аэрированные жидкости, газожидкостные смеси на основе водного раствора полимера, жидкости на основе пластовой минерализованной воды, обработанные полимером и полиспиртами и др.

При цементаже скважины также решается задача уменьшения перепада давления на продуктивный пласт, интервал продуктивного пласта подготавливается к цементажу путем прокачки буферной жидкости, ограничивающей поступление фильтрата и твердых частиц тампонирующих смесей.

При перфорации наряду с мероприятиями по исключению проникновения в пласт фильтрата и твердых частиц раствора производят вскрытие пластов с применением специальных конструкций перфораторов, не наносящих вреда структуре пустотного пространства, а также конструкций, обеспечивающих возможно большую глубину перфорационных каналов - вплоть до 60-70 см, вместо достигаемых при традиционной перфорации 20-25 см.

Большое внимание уделяют технологии освоения новых скважин, не только добиваясь обеспечения их природной продуктивности, но, по возможности, и повышая ее сверх природной, путем обработки призабойной зоны пластов. В комплекс мероприятий при этом входят дренирование пласта, обработка призабойной зоны растворами на углеводородной основе, гидравлический разрыв пластов, при повышенной вязкости нефти - термическая обработка и др.

В процессе дальнейшей эксплуатации обработка призабойных зон может неоднократно повторяться. Большое внимание необходимо уделять улучшению профилей притока добывающих скважин и профилей приемистости нагнетательных скважин, что особенно важно для регулирования разработки многопластовых и неоднородных по толщине однопластовых объектов.

Для решения этой задачи проводят следующие мероприятия:

проводят выборочную дополнительную перфорацию и направленный гидроразрыв менее проницаемых пластов;

повышают давление нагнетания воды, обеспечивающее приемистость ранее не принимавших воды малопроницаемых пластов;

уменьшают приемистость высокопроницаемых пластов (прослоев) путем их частичной закупорки нагнетанием химических реагентов, пен, воды с механическими добавками, загущенной воды;

снижают забойное давление в добывающих скважинах, способствующее включению в работу малопродуктивных пластов;

организовывают раздельную закачку воды в пласты с различной проницаемостью и раздельный отбор жидкости из этих пластов путем их разобщения с применением специального оборудования.

Регулирование разработки с помощью оборудования для одновременно раздельной работы нефтяных пластов в скважине. Применение специального оборудования создает условия для независимого регулирования эксплуатации пластов с различной проницаемостью. Это оборудование позво-378 ляет с помощью пакера разобщить в стволе скважины два пласта (или две группы пластов) и вести отбор из каждого пласта (или закачку) по своей колонне насоснокомпрессорных труб или одного из них по насоснокомпрессорным трубам, а другого - по межтрубному пространству.

Применению одновременно раздельной эксплуатации в целях регулирования разработки должен предшествовать некоторый период совместной работы пластов. В этот период необходимо выполнить комплекс геолого-промысловых исследований для получения данных о характере эксплуатации каждого из пластов в условиях их совмещения, о их приемистости, дебите, взаимовлиянии и др. На базе обобщения результатов исследования определяют задачи по регулированию, которые могут быть решены с помощью этого метода как по каждой скважине в отдельности, так и по объекту в целом. В первую очередь под одновременно раздельную эксплуатацию должны быть оборудованы нагнетательные скважины, так как регулирование разработки закачкой воды более эффективно и технически более доступно.

Путем применения одновременно раздельной эксплуатации можно решать такие задачи регулирования, как вовлечение в разработку менее продуктивных пластов разреза, выравнивание темпа отбора запасов по пластам разной продуктивности.

Выбор параметров оборудования производится с учетом свойств пластов. Скорость движения в пласте фронта нагнетаемой воды при поршневом вытеснении

Т -кпрДр/^ж-твн-кИзВл.н^-1>    (XV1.1)

где кпр - проницаемость пласта; Ар - перепад давления;    -

вязкость пластовой жидкости; m - эффективная пористость пласта; вн - коэффициент нефтенасыщения; кизвлн - коэффициент извлечения нефти; А1 - длина участка пласта.

Разница в скорости движения фронта воды по двум соседним пластам вследствие близости значений многих параметров, входящих в уравнение, обусловлена главным образом различием проницаемости пластов и перепадов давления:

кпр 1/кпр 2 = Арпл 1/Арпл.    (XVI.2)

Для обеспечения равной скорости перемещения воды по пластам необходимо во втором пласте при нагнетании воды создать перепад давления

Следовательно, в менее проницаемом пласте по возможности нужно создавать перепад давления, превышающий перепад давления в другом пласте во столько раз, во сколько раз меньше проницаемость этого пласта.

Применение оборудования для раздельной эксплуатации пластов в добывающих скважинах целесообразно начинать после того, как исчерпаны возможности регулирования разработки путем подбора оптимальных режимов нагнетания воды по пластам и получены надежные данные о том, что возможности раздельной закачки исчерпаны.

К сожалению, метод одновременно раздельной эксплуатации пластов широкого применения не нашел, но в дальнейшем ему следует уделять большее внимание.

Регулирование разработки с целью ограничения непроизводительных отборов попутной воды. При разработке залежей путем вытеснения нефти водой вместе с нефтью добывается значительное количество попутной воды. Основная часть этой воды выполняет полезную работу по вытеснению нефти, и поэтому ее извлечение на поверхность технологически необходимо и экономически оправдано. В то же время из скважин может отбираться и вода, уже не участвующая в процессе вытеснения. Отбор такой воды приводит к непроизводительным затратам и ухудшает технико-экономические показатели разработки.

Все рассмотренные выше способы регулирования разработки в той или иной мере решают и задачу уменьшения объемов добываемой попутной воды. Наряду с ними необходимо принимать меры, непосредственно направленные на ограничение непроизводительных отборов попутной воды, такие как своевременное прекращение эксплуатации добывающих скважин при достижении предельной обводненности, отключение в скважинах обводненных пластов и интервалов путем проведения изоляционных работ, прекращение нагнетания воды в заводненный пласт и др.

Работы по ограничению непроизводительных отборов попутной воды проводятся с учетом результатов анализа состояния разработки объекта с тем, чтобы выбрать наиболее эффективное в данных условиях мероприятие и сохранить отбор той воды, которая обеспечивает повышение нефтеизв-лечения. Характер мероприятий определяется с учетом закономерностей перемещения воды в пластах.

При вытеснении нефти за счет подъема ВНК следует проводить изоляцию нижней обводненной части пласта. Для этого выполняется цементирование обводненного интервала под 380 давлением с установкой цементного стакана или моста. Наибольший эффект достигается в тех случаях, когда на уровне текущего ВНК имеется значительный по толщине и широко распространенный по площади прослой непроницаемых пород.

При фронтальном перемещении воды по монолитному пласту с благоприятным соотношением вязкостей нефти и воды, т.е. когда оставшаяся в районе обводненной скважины нефть может быть вытеснена к другим добывающим скважинам, обводняющиеся скважины (кроме скважин стягивающих рядов) могут выводиться из эксплуатации при обводненности около 90 %.

Названные мероприятия по уменьшению непроизводительных отборов воды проводят на протяжении всего основного периода разработки каждой залежи вплоть до обводнения продукции до 70-80 %.

Доразработка пластов при такой и далее более высокой обводненности недостаточно эффективна вследствие того, что вода поступает в скважины по обводненным высокопроницаемым слоям, в то время как малопроницаемые прослои остаются невыработанными. Нефтяниками многие годы овладевала идея поиска селективных методов изоляции, при которых обводненные слои изолировались бы, а малопроницаемые включались в работу. Но к широкомасштабному созданию и промышленному внедрению подобных высокоэффективных технологий приступили лишь в самое последнее время, когда стало очевидным, что по многим залежам получить традиционными методами запроектированное нефтеизвлече-ние вряд ли удастся.

Создан целый арсенал физико-химических методов, основанных на комплексировании разных компонентов, добавляемых к нагнетаемой воде.

Эти методы обеспечивают резкое уменьшение проницаемости обводненных более проницаемых слоев, в результате чего воды направляются в менее проницаемые прослои. При этом происходит существенное увеличение дебита нефти добывающих скважин за счет включения неработавших прослоев, снижение обводненности и соответственно уменьшение отборов попутной воды.

Среди новых физико-химических технологий выделяют гелеобразующие и полимердисперсные.

Гелеобразующие технологии основаны на добавке к нагнетаемой воде реагентов, образующих в обводненных слоях пласта неподвижные гели. Для улучшения и продолжительного сохранения в пласте структуры неподвижных гелей в закачиваемый гелевый раствор доставляют различные химические элементы - "сливатели".

Взамен дорогостоящего полиакриламида изыскивают возможность применения более доступных - оксиэтилцеллюлозы, композиций на основе низкомодульного жидкого стекла, биополимеров и др.

Полимердисперсные технологии предусматривают нагнетание в пласты дисперсионной фазы - водного раствора полимера, содержащего в виде дисперсной фазы глинопорошок, торф, мел, песок или другие материалы. Вместо дефицитного полиакриламида при реализации такой технологии также начали применять заменители. В высокопроницаемых обводненных прослоях дисперсный материал образует осадок, закрывающий крупные фильтрационные каналы (кольматация высокопроницаемых прослоев), содержащие воду, оставляя в работе нефтесодержащие прослои с мелкими каналами.

§ 4. МЕТОДЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ,

СВЯЗАННЫЕ С СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕМ ИЛИ ИЗМЕНЕНИЕМ СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ

В связи с этим недостаточным учетом особенностей геологического строения месторождения при проектировании системы разработки после некоторого периода эксплуатации залежи фактические показатели ее разработки могут существенно отличаться от проектных. Часто это бы -вает связано с тем, что принятые технологические решения не в полной мере отвечают деталям строения объекта.

Так, в связи с большей неоднородностью продуктивных пластов, чем предполагалось вначале, значительные участки объекта в целом или отдельных пластов могут оказаться не вовлеченными в разработку - это линзовидные и тупиковые зоны, малопродуктивные пласты, участки, удаленные от нагнетательных скважин, участки между скважинами стягивающего ряда и др. (рис. 125).

В этом случае для регулирования разработки требуется проведение мероприятий по совершенствованию, а в отдельных случаях и по коренному изменению ранее принятой системы разработки. Меры по совершенствованию системы разработки обосновываются специализированными научноисследовательскими организациями при анализе разработки

Рис. 125. Охват разработкой по площади при зональной неоднородности пласта.

Скважины: 1 — нагнетательные,


2 — добывающие; высокопроницаемые части пласта: 3    —

охваченные разработкой, 4 — не охваченные разработкой (Л — экранированные участки; Б — линзы; В — тупиковые зоны); 5 — низкопроницаемые части пласта, не охваченные разработкой

О--CL--Q.

Ш' Ш-’ 3

ш*

или при авторском надзоре за выполнением проектного документа: в случае коренного изменения системы составляется дополнительный проектный документ.

К мероприятиям по совершенствованию систем разработки относятся:

уплотнение сетки скважин на отдельных участках за счет предусмотренного в проектном документе резерва скважин, а иногда и за счет дополнительного их количества;

приближение нагнетания к добывающим скважинам путем бурения новых нагнетательных скважин или переноса нагнетания с освоением под закачку некоторых обводненных скважин, организация очагового заводнения в дополнение к основной системе воздействия на пласт;

изменение направления фильтрационных потоков и циклическое заводнение.

Наиболее эффективные для конкретных условий меры выбирают на основе уточненных представлений об особенностях геологического строения объекта и текущем состоянии его разработки.

Подключение к разработке линзовидных участков высокопроницаемых коллекторов достигается созданием очагов заводнения с использованием в качестве нагнетательных отдельных скважин из числа добывающих или бурением специальных скважин из числа резервных.

Малопроницаемые участки пласта в целом подключают к разработке, создавая на них или вблизи очаги заводнения и применяя повышенное давление нагнетания.

Разработка удаленных от линий нагнетания участков площади может быть активизирована несколькими путями. Один из них — увеличение перепада давления между зонами нагнетания и отбора путем повышения давления закачки воды.

Второй путь — снижение забойного давления в добывающих скважинах. В условиях природного или искусственного водонапорного режима при равных давлениях на забое добывающих скважин дебит скважин во внешних рядах будет больше в связи с большей депрессией. В скважинах следующих рядов депрессия и дебит уменьшаются из-за снижения динамического пластового давления к центру площади, что приводит к образованию участков, не включенных в разработку. Вовлечение в разработку таких участков может быть обеспечено ограничением отборов из внешних рядов скважин. Это способствует росту пластового давления во внутренних рядах. Однако следует иметь в виду, что уменьшение забойного давления во внешнем ряду снижает текущую добычу по объекту в целом.

Вовлечение в разработку внутренних неработающих участков залежи может быть обеспечено созданием в их пределах дополнительных разрезающих рядов или очагов заводнения. Этот путь зачастую оказывается наиболее эффективным, так как позволяет поддерживать низкие забойные давления во всех рядах добывающих скважин.

В рядах добывающих скважин, к которым стягиваются контуры нефтеносности, целики нефти между скважинами можно намного уменьшить путем бурения уплотняющих 384 скважин в ряду из числа резервных или освоением скважин в ряду через одну под нагнетание воды.

Эффективный метод вовлечения в разработку застойных зон пластов между скважинами — изменение направления фильтрационных потоков. Это достигается различными путями: попеременным ограничением или прекращением закачки воды в группы нагнетательных скважин либо с помощью разрезающих рядов, имеющих разные направления, и др.

В случаях, когда меры по совершенствованию реализуемой системы разработки не могут обеспечить достаточное управление процессами, протекающими в пластах, необходимо провести коренное изменение системы разработки. Оно может предусматривать выполнение в отдельности или в определенном сочетании следующих мероприятий: повсеместного уплотнения сетки скважин; разделения многопластового объекта на объекты с меньшей толщиной;

замены вида заводнения — перехода от разрезания к площадному или избирательному заводнению;

значительного увеличения давления нагнетания воды и др.

etMT 4

ТЕХНОЛОГИИ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРИ АДСОРБЦИОННОЙ ОСУШКЕ ПРИРОДНОГО ГАЗА

4.1. СПОСОБ АДСОРБЦИОННОЙ ОСУШКИ ГАЗА

Краткое описание

Предложенный способ относится к способам адсорбционной осушки углеводородных и инертных газов, воздуха с помощью сорбентов.

Он был опробован в реальных условиях.

На рис. 4.1 изображена технологическая схема установки адсорбционной осушки газа.

Установка состоит из адсорбера 1, работающего в режиме адсорбции, со штуцерами подачи сырого газа 2, выхода осушенного газа 3 и с размещенным в нем слоем сорбента 4, адсорбера 1', работающего в режиме регенерации, со штуцером подачи осушенного подогретого газа 3’ и штуцером выхода насыщенного потока газа 2’ и подогревателя осушенного газа 5.

Способ осушки газа реализуется следующим образом.

Сырой углеводородный газ при рабочих давлениях 1,6—

4,6 МПа и температуре газа 4-10 °С подают в адсорбер 1 через штуцер подачи 2 и направляют в слой сорбента 4, выполненный из сополимера стирола и дивинилбензола с насыпной плотностью 0,45-0,55 г/см3, поры которого предварительно насыщены до 30-35 % объема полиэфиром. Размер гранул сорбента 0,8-0,9 мм. Линейная скорость подачи газа 0,150,2 м/с. Контакт газа с сорбентом ведут при температуре газа 40 °С. Осушенный газ с точкой росы от минус 37,5 до минус 43 °С (в пересчете на давление 55 атм) отводят с низа адсорбера 1 через штуцер выхода осушенного газа 3 в качестве готового продукта. Продолжительность цикла адсорбции от 20 до 40 часов. После чего переходят на режим регенерации. Регенерацию сорбента проводят при температуре 120-80 °С

5

Рис. 4.1. Способ адсорбционной осушки газа:

1 - адсорбер; 2 - штуцер подачи сырого газа; 3 - штуцер выхода осушенного газа; 4 - слой адсорбента; 5 - подогреватель осушенного газа; 1' - адсорбер, работающий в режиме регенерации; 2 - штуцер выхода насыщенного потока газа; 3' - штуцер подачи осушенного подогретого газа

осушенным газом или регенерированным полиэфиром при температуре абсорбции в адсорбере V, работающем в режиме регенерации, для чего прекращают подачу в адсорбер V сырого углеводородного газа через штуцер 2' и подают осушенный и подогретый в подогревателе осушенного газа 5 газ через штуцер 3'. Насыщенный поток выводят через штуцер 2’. После регенерации сорбента пропускают через него сырой газ, который в адсорбер 1 ' подают через штуцер 2', переключая тем самым адсорбер V в режим адсорбции. Подобным образом осуществляют, при необходимости, регенерацию в адсорбере 1, который параллельно подключен к адсорберу 1'. Регенер ацию можно проводить регенерированным полиэфиром, например, с концентрацией, равной 99 % (по массе), который подают на сорбент при температуре абсорбции.

Эффективность

Предложенный способ адсорбционной осушки газа позволяет повысить экономичность процесса осушки газа за счет увеличения влагоемкости сорбента (сорбционная емкость используемого сорбента составляет 40-50 %) и понижения температуры его регенерации и увеличить срок службы сорбента до 35 лет за счет меньшего его испарения и более низких температур регенерации, исключающих закоксовывание пор.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО “Газпром” (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Патент РФ < 2144419, БИ < 2, 2000 (Авторы: Г.К. Зи-берт, Е.П. Запорожец, А.Д. Седых, Н.И. Кабанов, Т.В. Грине-вич, А. А. Соловьянов, В.В. Якшин, Н.А. Царенко).

4.2. СПОСОБ МАССООБМЕНА

Краткое описание

Предложенный способ относится к массообменным процессам, при которых происходит поглощение компонентов из газов или растворов твердым поглотителем-адсорбентом, и включает подачу в адсорбент газа или раствора, поглощение адсорбентом компонента из подаваемого газа или раствора, создание в адсорбенте энергией электрического поля областей с высоким и низким содержанием поглощенного компонента и удаление последнего из области с высоким его содержанием, при этом подача газа или раствора производится в область с низким содержанием поглощенного компонента.

На рис. 4.2, t, ¦, ,, „, % представлены схемы аппаратов, реализующих предложенный способ.

Схемы аппаратов включают корпус 1, внутри которого помещают адсорбент 2 между электродами: анодом 3 и катодом 4, при этом анод 3 может быть полым (рис. 4.2, t) или решетчатым (рис. 4.2, ¦—%), а между корпусом и электродами 3 и 4 находятся полости 5 (рис. 4.2, ¦, „, %) для удаляемого компонента. Аппараты, схематично изображенные на рис. 4.2, —%,

Рис. 4.2. Схемы аппаратов, реализующих способ массообмена:

1 - корпус аппарата; 2 - адсорбент; 3 - анод; 4 - катод; 5 - полость для удаляемого компонента; патрубки: 6 - для подачи газа, 7 - для подачи газа, не содержащего компонент, 8 - вывода удаляемого компонента, 9 - для подачи удаляемого компонента; 10 - устройство для нагнетания удаляемого компонента; 11 - коллектор; 12 - поток газа или раствора; 13 - область с низким содержанием поглощаемого компонента; 14 - область с высоким содержанием поглощаемого компонента; 15 - молекулы поглощаемого компонента; 16 -очищенный компонент; 17 - удаляемый водный компонент; 18 - поток газа или раствора; 19-21 - слои адсорбента


содержат патрубки 6 для подачи газа; на рис. 4.2, , - патрубок 7 для подачи газа, не содержащего компонент; на рис. 4.2, % — патрубок 8 вывода удаляемого компонента и патрубок 9 для подачи удаляемого компонента; аппарат (рис. 4.2, „) снабжен устройством 10 для нагнетания удаляемого компонента; аппарат (рис. 4.2, %) снабжен коллектором 11.

Способ осуществляется следующим образом.

Через слой адсорбента 2, заключенный между электродами (анодом 3 и катодом 4), пропускают поток 12 газа или раствора, содержащего молекулы поглощаемого компонента 15, которые захватываются адсорбентом 2 и осаждаются на его твердой поверхности. На твердой поверхности осажденные молекулы поглощаемого компонента 15 поляризуются от взаимодействия соприкасающихся фаз и избыточной поверхностной энергии адсорбента, образуя вертикально поляризованные молекулы поглощаемого компонента 15. Твердая поверхность адсорбента под вертикально поляризованными молекулами поглощаемого компонента 15 приобретает электрический заряд противоположного ей знака, но равный по величине. В результате на поверхности адсорбента возникает двойной слой вертикально поляризованных молекул поглощаемого компонента 15, обусловливающий электроповерхностное явление - перемещение по твердой поверхности адсорбента вертикально поляризованных молекул поглощаемого компонента 15 под действием энергии электрического поля, создаваемого между электродами 3 и 4, при увеличении напряжения и уменьшении силы тока. Перемещение вертикально поляризованных молекул поглощаемого компонента 15 происходит в сторону одного из электродов (катода 4). При этом в адсорбенте создается область с низким содержанием поглощаемого компонента 13 у одного электрода (анода 3) и область с высоким содержанием поглощаемого компонента 14 у другого электрода (катода 4). Приближаясь к катоду, вертикально поляризованные молекулы поглощаемого компонента 15 постепенно теряют свою вертикальную поляризацию относительно поверхности адсорбента и сильней поляризуются горизонтально относительно анода и катода. Связь между твердой поверхностью адсорбента и горизонтально поляризованными молекулами поглощаемого компонента 15 при этом ослабляется и над двойным слоем горизонтально поляризованных молекул образуются дополнительные слои молекул поглощаемого компонента 15, горизонтально поляризованных относительно электродов 3 и 4, число которых возрастает над твердой поверхностью адсорбента по мере продвижения молекул поглощаемого компонента 15 к катоду 4. При этом непосредственно у катода 4 количество молекулярных слоев поглощенного компонента 15 достигает такой величины, что молекулы поглощенного компонента 15 покидают адсорбент. Поглощаемый компонент 15 удаляют из области 14 через решетчатый электрод 4 (катод) в полость 5.

Эффективность

Использование предложенного способа позволяет повысить эффективность путем уменьшения времени на регенерацию адсорбента, снижения энергозатрат и повышения экологичности процесса массообмена.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО “Газпром” (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Патент РФ < 2132221, БИ < 18, 1999 (Авторы: Г. К. Зи-берт, Е.П. Запорожец, Л.П. Холпанов, Е.Е. Запорожец, Е.М. Хейккинен, Б.П. Шулекин).

4

еёеАо^её1а eAaeAAeiaa

• • Л Ч S    '¦*»'    • • Т"1 4    /    >    •    •

aeiecoi ЕАаеСох • •    • • ^ • •

aOёxeeeuNOcaa

Динамика развития отечественной газодобывающей промышленности в ближайшие десятилетия будет во многом определяться темпами отбора газа из таких крупных газовых месторождений, как Медвежье, Уренгойское, Ям-бургское, Вынгапуровское. В недрах этих объектов содержится около 70 % запасов углеводородного газа Российской Федерации, а объемы текущей добычи превышают 90 % отечественного производства газа [43].

По своим размерам, запасам углеводородов и другим параметрам эти месторождения уникальны. Естественно поэтому, что их разработка характеризуется особенностями, присущими только этим объектам.

Авторы в течение многих лет принимали самое непосредственное участие в обосновании систем разработки и эксплуатации крупных газовых месторождений Крайнего Севера России. Совместная работа таких специалистов, как О.Ф. Андреев, С.Н. Бузинов, П.А. Гереш, Г.А. Зотов, В.Н. Маслов, Е.М. Нанивский, В.В. Ремизов, Н.Г. Степанов, П.Г. Цыбульский, Л.С. Чугу-нов, П.Т. Шмыгля и многих других, включая авторов монографии, была для всех настоящей школой.

Излагая материалы, относящиеся к особенностям разработки месторождений Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, авторы прекрасно осознают, что выступают в качестве участников колоссальной работы, выполненной большим коллективом.

4.1

eAaeAAeiaA aOё^eeeONOcau aONCOUuO

Газовое месторождение Медвежье находится на севере ЗападноСибирской равнины, в междуречье рек Надым и Пур и простирается в суб-меридиональном направлении на юг от юго-восточной границы Обской губы (рис. 4.1). В административном отношении оно расположено на севере Тюменской области на территории Ямало-Ненецкого национального округа.

Рис. 4.1. Обзорная карта месторождений севера Тюменской области

Площадь месторождения находится в зоне развития многолетней мерзлоты. Глубина промерзания пород на участке Надым - Правая Хетта достигает 200-250 м. Нижняя граница вечной мерзлоты на северо-востоке достигает 400 м.

Поисковые сейсморазведочные работы на территории Ненецкого свода с целью поиска локальных структур и подготовка их к разведочному бурению начались с 1963-1964 гг. В результате этих исследований была оконтурена Ныдинская структура, а к югу от нее наметилось новое Медвежье поднятие, которые последующими сейсмическими исследованиями в 1963-1967 гг. были подготовлены к поисково-разведочному бурению.

Бурением глубокой скважины 2-н в присводовой части Ныдинского поднятия начаты в 1966 г. поисковые работы на месторождении. При опробовании двух горизонтов в отложениях валанжин-готерива были получены слабые притоки пластовых вод. При испытании сеноманских отложений получен приток газа, дебит которого составил примерно 2-2,5 млн. м3/сут. Исследований на режимах, ввиду аварийного состояния скважины, не производилось.

В 1967 г. начато бурение поисковой скважины 1-м на Медвежьем поднятии, подтвердившей газоносность сеноманских отложений собственно Медвежьей структуры.

Интенсивное разведочное бурение проводилось на месторождении в 1968 г. К концу года были пробурены три скважины, позволившие предположить возможность слияния Ныдинского и Медвежьего поднятий в единое месторождение. В первой половине 1969 г. разбуривалась в основном южная часть Медвежьего поднятия. В дальнейшем на месторождении пробурены глубокие разведочные скважины для оценки перспектив нефтегазоносности неокомских и юрских отложений, которые не подтвердились.

С 1971 г. месторождение введено в эксплуатацию.

4.1.1

ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Геологический разрез месторождения представлен песчано-глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского осадочного чехла и метаморфизован-ными породами палеозойского фундамента. Только в разрезах глубоких разведочных скважин вскрыты нижнемеловые и частично юрские отложения на максимальной глубине 4024 м (скв. 30).

Охарактеризованность керновым материалом крайне неравномерная, и сравнительно хорошо изучена только сеноманская продуктивная толща.

Согласно тектонической карте мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы месторождение Медвежье находится в пределах структуры первого порядка - Медвежьего мегавала. Мега-вал имеет меридиональное простирание, его длина 180 км, ширина 25-50 км.

На севере мегавал отделяется седловиной от Харвутинского вала и граничит с Танловской впадиной, на востоке с Нарутинской впадиной и на западе - с Нижне-Надымской впадиной. В пределах мегавала выделяются (с севера на юг): Ныдинское куполовидное поднятие (КП), Медвежий мега-вал, Западно-Пангодинский структурный нос, осложненные структурами третьего порядка.

По отражающему горизонту “Б” Ныдинское КП оконтуривается изогип-сой минус 3300 м и имеет размеры 17,5 х 12,5 км, амплитуду 250 м. Свод поднятия осложнен двумя вершинами. Медвежий вал оконтуривается изогип-сой минус 3300 м, размеры его 40 х 90 км, амплитуда 250 м. Сводовая часть осложнена тремя вершинами на разных гипсометрических уровнях. Седловина, разделяющая эти структуры, имеет широтное простирание при глубине около 50 м.

По структурной карте отражающего горизонта “Г” Ныдинское поднятие и Медвежий вал оконтуриваются изогипсой минус 1100 м. Размеры Ныдинского поднятия по данной изогипсе - 37 х 15 км, амплитуда 150 м; размеры Медвежьего вала - 20 х 80 км, амплитуда 100 м.

По кровле сеноманских отложений Медвежий вал и Ныдинское куполовидное поднятие оконтуриваются изогипсой минус 1150 м, при этом их общая длина достигает 120 км, ширина - 26 км. Амплитуда Медвежьего вала равна 175 м, а Ныдинского поднятия 125 м. Восточное крыло их крутое (до 2°) по сравнению с западным (0° 30'). Медвежий вал осложнен тремя поднятиями: северным, центральным и южным.

Данные эксплуатационного бурения существенно уточнили структурный план месторождения. Наибольшие уточнения внесены в результате бурения скважин в пределах северного поднятия (район скв. 11).

По новым данным бурения, конфигурация структурной поверхности по кровле сеноманской продуктивной толщи оказалась более сложной, чем по данным разведочного бурения.

В пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции выделяются три нефтегазоносных комплекса:    юрский, неоком-аптский и апт-

сеноманский. Основные запасы газа приурочены к сеноманским отложениям, которые являются объектом разработки.

Кровля сеноманской продуктивной толщи вскрыта на абсолютных глубинах 979,9-1130,4 м и контролируется отложениями глин (покрышкой) ту-рон-палеогенового возраста с толщинами до 500 м. Продуктивная толща се-номана представлена песчаниками, алевролитами и глинами, которые выклиниваются, фациально замещаются на различных расстояниях. Толщина пропластков и пластов-коллекторов составляет 0,4-28 м. Наибольшее распространение имеют коллекторы от 2 до 4 м. Толщины глин и заглинизиро-ванных пород изменяются от 0,4 до 25 м.

Таким образом, продуктивная толща Медвежьего месторождения расчленяется на ряд мезоциклитов, циклитов, продуктивных пачек. Сверху вниз это песчано-алевритовая, песчаная и песчано-алевролитовая пачки. В своих верхних частях пачки имеют алеврито-глинистые пласты, неоднородные и прерывистые по площади и разрезу. Поэтому макро- и микронеоднородность, расчлененность и прерывистость геологических тел, слагающих пачки, определяют в целом газодинамическую, но не гидродинамическую связанность коллекторов в залежи. Блочная или пачечная модель-схема геологического строения отвечает пластово-массивному типу залежей.

Содержание коллекторов в газонасыщенной части разреза колеблется от

17 до 90 %, составляя в среднем для залежи 70 %. В результате эксплуатационного бурения было установлено значительное сокращение содержания коллекторов в зонах микропрогибов и структурных заливов на крыльях. В этих зонах эффективные газонасыщенные толщины составили 30-50 м вместо ожидаемых 60-70 м. Суммарная эффективная газонасыщенная толщина по скважинам изменяется от 3,6 до 126,0 м в пределах южного купола, от 14,0 до 96,4 м на центральном куполе, от 14,6 до 99,4 м на северном куполе, от 7,0 до 97,4 м на Ныдинском куполе.

Залежь газа является пластово-массивной, по всей площади подстилается подошвенной водой. ГВК отбит на абсолютных отметках от 1227,6 до

1141,2 м и постепенно погружается с юга на север.

В пределах Медвежьего вала ГВК наклонен в основном в пределах отметок от 1227,6 до 1133,8 м, а на Ныдинском поднятии от 1136,6 до 1141,2 м. Данные эксплуатационного бурения подтвердили ранее установленный наклон ГВК в северном направлении.

Высота залежи в пределах южного, среднего и северного куполов Медвежьего вала равна 155 и 122 м, а высота Ныдинского поднятия 125 м. Залежь имеет следующие размеры: длина 116 км, ширина до 26 км, площадь газоносности 1993,3 км2.

При испытании разведочных скважин из продуктивной толщи сеномана получены промышленные притоки газа от 541 до 1490 тыс. м3/сут через

25,4-31,7-мм штуцер при депрессиях 0,19-3,68 МПа (1,95-37,5 кгс/см2).

Начальный дебит эксплуатационных скважин 519-1500 тыс. м3.

ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПЛАСТА

Коллекторами газа являются пески, песчаники с глинистым цементом, а также крупно- и среднезернистые алевролиты. Коллекторские свойства песчано-алевритовых пород высокие. Определение пористости проведено на 1091 образце, из них на 534 - из газонасыщенной части разреза.

Наиболее часто встречаются значения пористости 25-35 %. Среднее значение пористости по керну составило 28,8 %. Проницаемость определена на 569 образцах, в том числе на 273 - из газонасыщенной части. Изменяется проницаемость от 10-15 до порядка 10-12 м2. Остаточная водонасыщенность определена на 535 образцах.

Коллекторские свойства зависят от гранулометрической характеристики. Так, открытая пористость песчаников изменяется от 33,9 до 38,4 %, проницаемость составляет (0,8-3,1)• 10-12 м2, остаточная водонасыщенность - 8,1

23,5 %.

Открытая пористость алевритов составляет 20,1-36,3 %; проницаемость (0,6—118)^10-12 м2; остаточная водонасыщенность 19,9-92,5 %.

В неотсортированных породах открытая пористость равна 22,1-37,6 %, проницаемость (0,0046-2,305)-10-12 м2, остаточная водонасыщенность 14,4

87,4 %.

Фильтрационно-емкостные параметры определены по материалам геофизических исследований скважин.

По ГИС коэффициент пористости, определенный по уравнению регрессии вида ?п = f(p0), составил 30,2 %.

Газонасыщенность по ГИС определена по зависимости lgWB = f(lgRB), построенной по данным керна, отобранного в скв. 110 Уренгойского месторождения и скв. 41 Ямбургского.

Средневзвешенное значение коэффициента газонасыщенности составило 70,5 %.

Проницаемость определена по установленной универсальной зависимости Требина - Ханина - lgk^ = д(?пэф). Средневзвешенное значение проницаемости по месторождению составило 0,6 • 10-12 м2.

Продуктивная толща имеет неоднородное строение как по площади, так и по разрезу.

Для характеристики неоднородности использованы следующие показатели:

1)    коэффициент относительной песчанистости;

2)    коэффициент расчлененности;

3)    общая и эффективная толщина;

4)    коэффициент проницаемости.

Коэффициент относительной песчанистости (Кпес) представляет собой отношение эффективной толщины, выделенной в разрезе данной скважины, к ее общей толщине. Значение Кпес по площади изменяется от 0,3 до 0,9. Высокие значения параметра приурочены к сводовым участкам залежи. В песчано-алевритовых породах при значении Кпес более 0,5 высока вероятность наличия газодинамической связи между пластами.

Коэффициент расчлененности (Kp) определяются путем деления суммы числа проницаемых прослоев на эффективную толщину. Kp изменяется от 0,8 до 8,9. По данному параметру наиболее неоднородна зона размещения скважин УКПГ-2, 7 и 9.

В целом же сеноманская продуктивная толща Медвежьего месторождения представляет собой единую газогидродинамическую систему, которая характеризуется неповсеместным распространением проницаемых пластов по площади и частым расчленением их на ряд пропластков.

ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

Сведения о подземных водах юрских и меловых отложений получены на месторождении в результате опробования 53 водных, водогазовых и водонефтяных объектов в 17 глубоких разведочных и 6 пьезометрических скважинах. В двух скважинах испытаны объекты в верхнепалеоценовых осадках. 105 скважин пробурены с целью изучения и использования подземных вод олигоцен-четвертичных отложений.

В разрезе осадочного чехла месторождения вскрыты два мощных водонапорных комплекса: верхневаланжин-барремский и апт-сеноманский, перекрытые регионально-выдержанным турон-палеогеновым водоупором мощностью до 670 м, над которым залегает олигоцен-четвертичный водоносный комплекс.

Верхневаланжин-барремский водоносный комплекс приурочен к отложениям тюменской свиты, представленным песчаниками и алевролитами, чередующимися с аргиллитами. Вскрытая толщина комплекса достигает 538 м. При опробовании вод данного комплекса дебиты скважин составили

0,4-2 м3/сут при динамических уровнях 805-2278 м. Пластовые давления воды соответствуют гидростатическому. Пластовое давление воды, рассчитанное для скв. 36 на глубине 3320 м, равно 31,82 МПа. Пластовые температуры вод изменяются от 96 до 116,5 °С. Воды по химическому составу хло-ридно-натриевые двух типов. В южной части месторождения (особенно на

Медвежьем поднятии) получены воды преимущественно хлор-кальциевого типа с минерализацией 36,8 г/л. Концентрация йода 2,5 мг/л, брома

74,2 мг/л и бора до 3 мг/л. На севере месторождения (Ныдинское поднятие) воды гидрокарбонатно-натриевого типа с минерализацией 5,5-11,5 г/л. Концентрация йода до 3,3 мг/л, брома до 13,9 мг/л и бора до 1,8 мг/л. Га-зонасыщенность достигает 2600 см3/л.

Верхневаланжин-барремский комплекс перекрывается верхнеюрско-валанжинским водоупором, в состав которого входят отложения абалакской, баженовской и сортымской свит общей толщиной 438-807 м.

Гидрохимический разрез апт-сеноманской толщи (тангаловской и по-курской свит) на газовых месторождениях Западной Сибири практически однороден. Толщина апт-сеноманского водоносного комплекса на месторождении изменяется от 1513 до 1660 м. При опробовании водоносных горизонтов, залегающих в нижней части комплекса, дебиты скважин составили 2-134 м3/сут при динамическом уровне 160-1808 м. Средние пластовые температуры изменяются от 63 до 82 °С на Медвежьем валу и от 57 до 74 °С на Ныдинском поднятии. Воды гидрокарбонатно-натриевого типа с минерализацией 7,0-15,6 г/л. Концентрация йода 1,7-16,5 мг/л, брома 13,3-40 мг/л и бора 2,5-12,4 мг/л. Газонасыщенность достигает 3500 см3/л. В составе растворенного газа преобладает метан (до 96 % объема). В верхней части комплекса опробованы водоносные отложения аптского и сеноманского горизонтов.

Из аптских отложений при испытании пьезометрической скв. 36 получена хлоридная натриевая вода (хлоркальциевого типа) с минерализацией

20,4 г/л и концентрациями йода, брома и бора, равными соответственно

16,2, 63,4 и 5,0 мг/л. Газонасыщенность вод составила 2000 см3/л.

Результаты определений по керну свидетельствуют, что водонасыщенные коллекторы, так же как и газонасыщенные, характеризуются высокими фильтрационно-емкостными свойствами: ?п достигает 36,6 %, ?пр = 2,1 • 10-12 м2.

Подошвенные воды залежи опробованы в 16 скважинах. Дебиты вод составили 21-214 м3/сут при динамических уровнях 65-606 м. Начальные статические уровни воды отбиты в скв. 6 и 15 на глубинах соответственно

1236,6 и 1246,1 м. Соответствующие им замеренные пластовые давления равны 11,53 и 11,51 МПа. Пластовые температуры вод составляют 33-37 °С на Медвежьем валу и 30-33 °С на Ныдинском поднятии. Воды гидрокарбонатнонатриевого типа с минерализацией 16,6-21,2 г/л. Концентрация йода 12,6— 29,9 мг/л, брома 36,6-68,95 мг/л. Газонасыщенность подземных вод сеноманского горизонта, рассчитанная исходя из начального пластового давления в залежи (11,53 МПа) и условия предельного насыщения их растворенным газом в приконтактной зоне с залежью, составила 1970 см3/л на Медвежьем поднятии и 2060 см3/л на Ныдинском поднятии. Сеноманский водоносный горизонт имеет значительную толщину и прослеживается на сотни километров. Все это обусловливает упруговодонапорный режим разработки сеноманской залежи Медвежьего месторождения.

В разрезе турон-палеогенового флюидоупора выделяется верхнепалеоценовый водонапорный горизонт, включающий преимущественно песчаные отложения верхнетибейсалинской подсвиты толщиной 127-190 м. При опробовании верхнепалеоценового горизонта в скв. 7 был получен приток воды дебитом 22 м3/сут. Химический состав воды хлоридно-натриевый, минерализация 2,3 мг/л. Концентрации йода, брома и бора составляют соответственно 0,84; 4,4 и 0,3 мг/л.

Верхнепалеоценовый горизонт перекрывается палеогеновым водоупором, сложенным глинистыми и кремнистыми породами верхней части верхнети-бейсалинской подсвиты, люлинворской и чеганской свит общей толщиной до 200 м.

Самый верхний олигоцен-четвертичный водоносный комплекс расположен в зоне многолетней мерзлоты. При опробовании подземных вод меж-мерзлотных горизонтов дебиты скважин составили 5-2195 м3/сут при Нд от 2 до 64 м. Воды по химическому составу преимущественно гидрокарбонатные кальциевые, магниевые и натриевые с минерализацией 0,02-0,51 г/л. Они используются в основном для хозяйственно-питьевого водоснабжения.

СОСТАВ ГАЗА

По данным анализов, химический состав газа сеноманской продуктивной толщи сходен с газами аналогичных месторождений севера Тюменской области. Газ имеет метановый состав (содержание метана 97,37-99,68 %) с очень незначительным содержанием тяжелых углеводородов (0,08-0,096 %), причем эти значения приходятся целиком на долю этана, так как пропан и более высокие гомологи отсутствуют. Содержание азота 0,08-1,2 %, углекислого газа 0,02-0,68 %, гелия 0,005-0,21 % и аргона 0,68-1,92 %. Сероводород в газе не обнаружен. Относительная плотность газа по воздуху составляет 0,56. Низшая теплотворная способность колеблется в пределах 7837-8019 ккал.

Специальных газоконденсатных исследований в сеноманских отложениях не проводилось.

4.1.2

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ОСНОВА ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ

АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН

Объем и виды геолого-промысловых исследований скважин на Медвежьем месторождении определяются состоянием его изученности. В настоящее время в условиях падающей добычи основная задача исследований заключается в получении комплекса данных для анализа текущего состояния разработки, определения фильтрационных коэффициентов, продуктивных характеристик скважин и добывных возможностей залежи в целом.

Исходя из этого на месторождении проводят:

1)    газодинамические исследования;

2)    замеры статических и межколонных давлений;

3) исследования на продуктивность при стационарных режимах фильтрации;

4) исследования на вынос механических примесей и воды;

5) определение профиля притока и текущего положения забоев.

Для контроля за изменением пластового давления ежеквартально замеряют статические давления на устьях простаивающих эксплуатационных и наблюдательных скважин, перфорированных в газовой среде. Пластовые давления рассчитываются на середину интервала перфорации.

За 1994 г. проведено 460 газодинамических исследований, в том числе на стационарных режимах фильтрации с использованием ДИКТа - 132 исследования.

Рис. 4.2. Динамика коэффициентов фильтрационных сопротивлений по годам (УКПГ-1—3)


1970    1975    1980    1985    1990

Годы разработки


По результатам этих исследований уточнены текущие значения фильтрационных коэффициентов. Характер их изменения во времени (рис. 4.24.5) показывает, что фильтрационные коэффициенты среднерасчетной сква-

УКПГ-6    ^

0,001 \

Рис. 4.3. Динамика коэффициентов фильтрационных сопротивлений по годам (УКПГ-4—6)


S

и

0,4

3

н

0,3

и

гч

се

с

0,2

S

гц

Ь

0,1


0,0008 | 0,0006 "

с

0,0004 ?

1975    1980    1985    1990    1995    ^

Годы разработки


жины по УКПГ существенно не изменяются. Так, относительно принятых в проекте для расчетов показателей разработки несколько возросли коэффициенты А по УКПГ южной зоны.

Данное обстоятельство обусловлено двумя причинами. Первая связана с бурением и вводом в эксплуатацию дополнительного фонда, бурящегося, как

Рис. 4.4. Динамика коэффициентов фильтрационных сопротивлений по годам (УКПГ-7, 8, 8а)

правило, на периферии основного эксплуатационного поля с худшими фильтрационно-емкостными и коллекторскими свойствами. Результаты исследований этой категории скважин по УКПГ-1 свидетельствуют, что коэффициенты фильтрационного сопротивления здесь на 46 % хуже, чем по основному фонду. Фильтрационно-емкостные свойства района вновь пробуренных скважин на УКПГ-9 также значительно хуже. По результатам исследований

Рис. 4.5. Динамика коэффициентов фильтрационных сопротивлений по годам (УКПГ-9)


Годы разработки


дополнительных скважин, проведенных в 1994 г., вычислены коэффициенты А и (В+0). Здесь

А = 0,986 • 10-2 МПа2 • сут/тыс. м3;

(В+0) = 0,0044 • 10-2 (МПа • сут/тыс. м3)2.

Второй причиной ухудшения фильтрационных характеристик являются активные водопескопроявления, отмеченные в 1994 г. в 58 из 460 исследований и превышающие допустимые значения для условий работы компрессорных агрегатов дожимных компрессорных станций, - 2 мг/м3.

Диапазон средних депрессий, выше которых количество песка выходит за допустимые концентрации, колеблется от 0,14 (УКПГ-1) до 0,43 МПа. Имеется связь между значениями предельных депрессий и текущей обводненностью различных эксплуатационных зон.

Как правило, для зон с большей обводненностью характерны меньшие значения предельных депрессий. В частности, по результатам специальных газодинамических исследований, проведенных на Уренгойском месторождении, установлено, что для скважин, на забоях и в продукции которых отмечено повышенное содержание пластовой и конденсационной воды, значение предельной депрессии не превышает 0,1-0,15 МПа против средних значений для сухого коллектора 0,5-0,6 МПа. Аналогичный вывод получен при изучении прочностных характеристик сеноманских кернов. В результате установлено, что пластовая вода снижает их прочность в среднем на 80 %.

Данная тенденция во времени будет прогрессировать, ухудшая продуктивную характеристику эксплуатационных скважин и коэффициенты фильтрационных сопротивлений.

Не дает существенных положительных результатов с точки зрения улучшения фильтрационных характеристик скважин проводимый на месторождении комплекс интенсификационных и водоизоляционных работ, а также повторная или дополнительная перфорация. Из 57 скважин, где такие работы были проведены в 1993-1994 гг., только в 13 скважинах (202, 206, 314, 405, 415, 428, 601, 131, 317, 605, 818, 1033, 1039) отмечено улучшение фильтрационно-емкостных свойств.

При этом наиболее отрицательно влияет на продуктивную характеристику использование глинистого раствора в качестве задавочной жидкости. В таких скважинах, как правило, очистка призабойных зон во времени охватывает период до 3-5 лет.

Результаты специальных газодинамических исследований по определению профиля притока показывают, что существенных изменений в положении работающих интервалов в процессе разработки не происходит.

Наиболее типичны при этом результаты газодинамического каротажа по скв. 212, 319 и 603.

В скв. 212 по данным первого замера ГДК выделяются три работающих интервала: 1137,0-1146,0; 1152,0-1158,0 и 1163,2-1164,2 м.

Верхний работающий интервал четко прослеживается на всех замерах, нижний маломощный интервал прекратил работу при следующем исследовании. На 14.06.83 был отмечен рост столба жидкости, частично перекрывшего средний работающий интервал, толщина которого сократилась с 6 до 4 м. Во всех исследованиях фиксируется наличие песчано-глинистой пробки, верхняя граница которой во времени не изменяется и совпадает с нижними перфорационными отверстиями. В скв. 319 во всех замерах выделяется один работающий интервал 1159,0-1168,0 м толщиной 9 м, отмечается наличие песчано-глинистой пробки и столба воды в стволе скважины.

Газоотдающими являются пласты, характеризующиеся максимальными фильтрационно-емкостными свойствами.

В скв. 603 методами газодинамического каротажа выполнено шесть исследований в течение 8 лет. Во всех замерах уверенно выделяется верхний работающий интервал 1118,0-1124,0 м, границы которого не изменяются во времени. Второй газоотдающий интервал до проведения капитального ремонта в феврале 1987 г. также имел постоянные границы 1129,4-1134,6 м, а после капитального ремонта газоотдающая толщина уменьшилась на 1 м. В этой скважине при освоении не включались в работу пласты с высокими фильтрационно-емкостными свойствами, перекрытые песчано-глинистой пробкой. Не работают также пласты в верхней части разреза в интервале 1109,0-1118,0 м, где фильтрационно-емкостные свойства резко ухудшены по сравнению с нижней частью пласта. Для подключения этой части разреза в работу необходимо было провести мероприятия по интенсификации притока, в частности дополнительную перфорацию в газовой среде.

Обобщение результатов исследований эксплуатационных скважин методами газодинамического каротажа позволило сделать следующие основные выводы:

1)    при эксплуатации скважин в течение 20 и более лет разработки профили притока газа во времени практически не изменяются (если в скважинах не проводились ремонтные работы). Газ в скважину поступает из интервалов, освоенных в начальный период эксплуатации;

2) интервалы притока находятся в пределах перфорированных толщин, а их доля от общей толщины прострела колеблется от 10 до 70 %. Продуктивность и границы работающих интервалов определяются коллекторскими свойствами пластов;

3) по данным расходометрии в большинстве остановленных скважин перетоков не отмечается.

Разбуривание сеноманской залежи Медвежьего месторождения началось на УКПГ-2.

В южной зоне месторождения (УКПГ-1 - УКПГ-4) бурились одиночные скважины, расстояние между которыми составляло 0,7-1,7 км. Исключением были два экспериментальных куста из пяти скважин (на УКПГ-1 и УКПГ-4). Начиная с УКПГ-5 осуществлялось кустовое разбуривание с тре-мя-четырьмя вертикальными скважинами и расстоянием между кустами 0,9—

2,5 км. Всего в настоящее время на месторождении работает 79 кустов, в том числе по УКПГ:

УКПГ-1 - 8    кустов;    УКПГ-7 -    8 кустов;

УКПГ-4 - 9    кустов;    УКПГ-8 -    16 кустов;

УКПГ-5 - 5    кустов;    УКПГ-9 -    24 куста;

УКПГ-6 - 7    кустов;    УКПГ-2 -    2 куста.

Из 473 пробуренных на 01.01.95 скважин наблюдательных и пьезометрических - 90, эксплуатационных - 383, в том числе действующий фонд составляет 341, т.е. на шесть скважин меньше, чем на 01.01.94, что связано с увеличением количества скважин, простаивающих из-за высокого давления в коллекторе (скв. 521-524, 416, 617, 723, 425-427, 137, 139, 308, 810, 311), находящихся в капитальном ремонте или в ожидании его. В 1994 г. наметилась тенденция снижения коэффициента использования скважин, причем наиболее значительная на УКПГ-5, 7 и 8.

В настоящее время завершилось эксплуатационное разбуривание сеноманской залежи. Однако темп ввода дополнительного фонда отставал от проектного.

Сеноманские продуктивные отложения характеризуются высокими фильтрационными свойствами, установленными первоначально по результатам исследований разведочных скважин и впоследствии подтвержденными данными по эксплуатационному фонду. Так, в период 1973-1974 гг. газодинамические исследования скважин показали, что для обеспечения проектного дебита 1 млн. м3/сут достаточно поддерживать депрессию на пласт от 1,5 до 2,5 кгс/см2 (0,147-0,245 МПа). Продолжительное время фактические рабочие дебиты превышали проектные, а в начальный период достигали 1,5- 2,0 млн. м3/сут. С выходом месторождения на проектный уровень годовой добычи дебиты скважин постепенно приближались к проектным значениям. В настоящее время ежегодный темп падения дебитов составляет 30-40 тыс. м3/сут, что вызвано уменьшением энергетического запаса залежи и началом периода падающих отборов. Тем не менее в целом продуктивная характеристика остается достаточно высокой, так как около 34 % действующего фонда работает с дебитами, достигающими 500 тыс. м3/сут и более. На 5-10 % эксплуатационных скважин текущие рабочие дебиты составляют 250-500 тыс. м3/сут. Лишь 16,7 % имеют текущую продуктивность менее 250 тыс. м3/сут из-за высоких давлений в межпромысловых коллекторах, влияния пластовой и конденсационной воды и невысоких коллекторских свойств вскрытого продуктивного разреза. Текущий характер распределения продуктивности по площади газоносности показывает, что лучшими добывными возможностями характеризуется район УКПГ-9, где 43 % скважин имеют дебиты от 500 тыс. м3/сут и выше, против 4 % на УКПГ-7.

С различными дебитами работают 43 эксплуатационные скважины, пе-

Сопоставление среднего дебита основного и дополнительного фонда скважин, введенных в период 1990—1995 гг.

Средний дебит, тыс. м3/сут

Номера УКПГ

1

2

3

4

5

По основному фонду

469

428

575

496

398

По дополнительному фонду

358

176

350

271

211

Отношение дебитов, %

76,3

41,1

60,9

54,6

53,0

реключенные с одной УКПГ на другую для обеспечения равномерной нагрузки на систему подготовки и компримирования газа.

Средний дебит двух скважин этой категории (скв. 318, 319) на всем протяжении их подключения к УКПГ-2 остается значительно выше, чем по фонду скважин УКПГ-3. На УКПГ-4 и 8 наблюдается обратная картина. Здесь средняя продуктивность переключенных скважин не менее чем на 50 % меньше оставшихся, а на УКПГ-1 изменения в продуктивности переключенных скважин не наблюдается.

Данное обстоятельство является не столько следствием схемы переключения скважин, сколько результатом их размещения на периферии эксплуатационного поля в зонах пониженных эффективных мощностей и коллекторских свойств продуктивных отложений.

Результаты газодинамических исследований и фактические геологопромысловые данные показывают, что дебиты этой категории скважин составляют 41,1-76,3 % от среднего дебита основного фонда соответствующего УКПГ (табл. 4.1).

Тем не менее ввод дополнительных скважин способствовал увеличению годовой добычи на УКПГ-4 и замедлению темпов ее падения на других УКПГ.

Кроме отмеченных факторов, текущая продуктивность действующего фонда зависит от качества цементирования эксплуатационных колонн, а также от интенсивности водо- и пескопроявлений. Так, из общего фонда по данным акустического цементомера (АКЦ) невысокое качество цементирования    отмечено в    131 скважине (или в 35    % скважин), в том числе по

УКПГ-1 -    17 скв.;    УКПГ-6    -    11 скв.;

УКПГ-2 -    1 скв.;    УКПГ-7    -    9 скв.;

УКПГ-4 -    16 скв.;    УКПГ-8    и    8а - 11 скв.;

УКПГ-5 -    13 скв.;    УКПГ-9    -    53 скв.

Неблагоприятная картина наблюдается на УКПГ-9, где имеется максимальное число скважин с невысоким качеством цементирования. Здесь же промысловыми исследованиями установлено наличие 10 скважин с повышенным водным фактором.

В большинстве этих скважин отмечено плохое или частичное сцепление цементного камня с колонной при расстояниях нижних отверстий перфорации до текущего газоводяного контакта от 9 (скв. 1004) до 61 м (скв. 923).

По данным газодинамического каротажа, проведенного в течение последних 10 лет в 93 скважинах, в 87 зафиксированы жидкостные пробки, перекрывающие зону фильтра от 2 до 100 % и являющиеся основной причиной уменьшения производительности. К этой категории относится часть скважин, по которым продувки стволов проводятся 2 раза в неделю (скв. 218, 226, 211, 307, 312, 305, 810). В скв. 211, 218 и 810 перфорированные интервалы перекрыты на 80-100 %.

Промышленная эксплуатация Медвежьего месторождения началась в апреле 1 972 г.

В октябре 1977 г. оно выведено на проектный уровень годовых отборов 65 млрд. м3.

Увеличение годовых отборов против первоначальных проектных решений было обусловлено уточнением начальных запасов, утвержденных ГКЗ в 1987 г., рациональным использованием действующего фонда, своевременным перераспределением добычи по УКПГ, бурением дополнительных скважин (эксплуатационного фонда) в слабодренируемых участках, а также для компенсации обводняющихся эксплуатационных скважин.

До 1990 г. фактические отборы превышали проектные значения, затем началось их снижение. В 1992 г. было отобрано 68,82 млрд. м3, что на 3,18 млрд. м3 меньше, чем по проекту. По отдельным участкам время начала падения отборов различно. Так, для УкПГ-1-1994 г., УКПГ-6, 7 и 9 - 1992 г., УКПГ-4 и 5 - 1989 г., УКПГ-2, 3 и 8 - 1988 г. До 1993 г. снижение отборов связано с отставанием ввода дополнительных скважин, несвоевременным строительством ЦДКС и длительными простоями скважин в ожидании капитального ремонта. В настоящее время к перечисленным причинам прибавились такие, как высокое давление в коллекторе и уменьшение заказа на газ.

В 1994 г. было отобрано 55,85 млрд. м3 газа, или 77,6 % от проектной величины. В целом по месторождению за весь период эксплуатации отбор составил 62,3 % от начальных утвержденных запасов. Поэтапное освоение месторождения предопределило неравномерный характер распределения добычи по площади газоносности. С начала эксплуатации на южном участке (УКПГ-1-4) отобрано 623,22 млрд. м3, на центральном (УКПГ-5-8)-

484,02 млрд. м3 и на Ныдинском участке (УКПГ-9) - 264,42 млрд. м3. Наибольший суммарный отбор соответствует Ныдинскому участку, а наименьший - 33,39 млрд. м3 - новой эксплуатационной зоне в районе севернее УКПГ-8.

Пластовое давление в эксплуатационном поле снизилось на 6,73 МПа от начального и равняется 4,76 МПа. Наиболее низкие текущие его значения (3,98-4,25 МПа) по-прежнему характеризуют зону расположения скважин УКПГ-6, 7 против 6,28 МПа в районе севернее УКПГ-8. Характер распределения пластового давления по площади газоносности формировался под влиянием особенностей геологического строения, очередности освоения и темпов разработки отдельных участков на месторождении. Как по суммарным отборам, так и по характеру снижения пластового давления выделяются три условно самостоятельные зоны - южная (УКПГ-1-4), центральная (УКПГ-5-8) и ныдинская (УКПГ-9). Границами этих участков являются зоны глинизации, первоначально установленные по материалам бурения разведочных скважин 8, 10, находящихся соответственно между УКПГ-4 - УКПГ-5 и УКПГ-8 - УКПГ-9, и подтвержденные впоследствии профилем распределения пластового давления.

Первоочередной ввод в эксплуатацию УКПГ-2 привел к образованию локальной воронки в зоне ее расположения. Ввод в эксплуатацию скважин последующих УКПГ до 1977 г. не изменил картину распределения пластового давления. В залежи сохранялась единая пьезометрическая воронка с минимальным давлением в зоне скважин УКПГ-2.

В последующие годы сформировалась вторая зона минимального пластового давления (районы скважин УКПГ-6, 7) с наиболее интенсивным удельным темпом падения пластового давления. Здесь на каждый 1 млрд. м3 добытого газа расходуется 0,083-0,089 МПа, в то время как на УКПГ-1 затраты пластовой энергии составляют 0,045-0,047 МПа.

Данное обстоятельство обусловлено различными темпами разработки, т.е. соотношением отборов и запасов газа. Этот показатель на протяжении всего анализируемого периода имел наибольшие значения именно в районе УКПГ-6, 7. Следствием создавшейся диспропорции в отборах явился более быстрый темп падения пластового давления по центральному участку. С целью выравнивания темпов падения пластового давления на основе анализа фактического геолого-промыслового материала б. ЦКР Мингазпрома в 1979 г. рекомендовано осуществить перераспределение отборов газа по площади газоносности - сократить отборы из центральной зоны и увеличить их по южной зоне.

Проведенное в последующие годы перераспределение отборов газа между южной, центральной и ныдинской зонами способствовало постепенному выравниванию пластовых давлений по площади газоносности. Профиль распределения пластового давления сохранял свою конфигурацию до 1982 г. В феврале 1982 г. между зонами расположения эксплуатационных скважин УКПГ-8 и УКПГ-9 была пробурена скв. 88. Замеры в феврале 1982 г. показали, что пластовое давление в этом районе составляло 10,6 МПа и было значительно выше, чем в районах эксплуатационных скважин на УКПГ-9 и УКПГ-8. Последующие замеры не изменили картину поля пластовых давлений.

На 01.10.88 давление в районе скв. 88 (8,80 МПа) оставалось выше среднего давления в зоне размещения скважин УКПГ-8 и УКПГ-9, соответственно на 1,95 и 1,34 МПа. В настоящее время с вводом этого участка в разработку пластовое давление здесь снизилось до 6,28 МПа.

Пластовое давление в периферийных участках (за границами эксплуатационного бурения) контролируется 15 наблюдательными скважинами.

Анализ давления по наблюдательным скважинам показывает, что темп его снижения во времени соответствует темпу падения пластового давления в эксплуатационном поле соответствующих УКПГ. Разница давлений между зонами расположения эксплуатационных скважин и давлениями в наблюдательных скважинах на протяжении всего анализируемого периода имеет практически постоянную величину, колеблющуюся от 0,34 МПа по району УКПГ-3 до 2,26 МПа по району УКПГ-9, и зависит от расстояния между наблюдательной скважиной и зоной эксплуатационного бурения, т.е. от расположения на профиле соответствующей депрессионной воронки. Например, на УКПГ-2 в скв. 52, расположенной на расстоянии 2,5 км, эта разница составляет 1,25 МПа, а в скв. 16, удаленной более чем на 5 км от границы эксплуатационного поля, - 1,99 МПа. Отмеченное свидетельствует о хорошей газодинамической связи центральных и периферийных частей залежи.

Контроль за давлением в водоносной части пласта осуществляется регулярными замерами уровня жидкости в пьезометрических скважинах.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ

РАСЧЕТНАЯ МОДЕЛЬ

В результате эксплуатационного бурения Медвежьего месторождения было установлено, что сеноманские газоносные отложения представлены сложным переслаиванием песчано-алевритоглинистых пород, различных по толщине, замещающихся или выклинивающихся как по разрезу, так и по площади.

Фациальное замещение происходит на различных расстояниях, от десятков метров до нескольких километров. Такое замещение часто наблюдается даже в разрезах кустов скважин. В сводовых и приподнятых частях структуры отмечается некоторое опесчанивание разреза (т.е. преобладание I—III типов пород по классификации А.А. Ханина).

Для крыльевых частей характерно сокращение общих мощностей и преобладание слабопроницаемых и непроницаемых пород (IV-V типы пород). Часто мощные глинистые породы встречаются и в зоне размещения эксплуатационных скважин.

Неоднородность строения залежи предопределяет неравномерное внедрение пластовой воды. Одним из основных факторов, сказывающихся на положении начального и текущего контактов, является литологическая характеристика пород, залегающих в зоне газоводяного контакта. Литологическую картину поверхности ГВК дает карта - срез плоскости контакта.

Такая карта для Медвежьего месторождения была построена еще в 1972 г. по данным разведочного бурения. В дальнейшем, по мере разбуривания месторождения, карта - срез поверхности ГВК уточнялась. Настоящая ее интерпретация выполнена с учетом всего имеющегося материала по скважинам, вскрывшим ГВК.

На карте - срезе контакта определены 4 зоны:

1) с содержанием более 75 % коллекторов I—III типов, преобладанием вертикального подъема плоскости ГВК и активным латеральным продвижением пластовых вод;

2)    с содержанием от 50 до 75 % коллекторов I—III типов, со скачкообразным подъемом ГВК в зоне дренирования;

3)    с содержанием от 25 до 50 % коллекторов I—III типов, со слабым вертикальным подъемом ГВК в зоне дренирования;

4)    с содержанием менее 25 % коллекторов I—III типов, при отсутствии вертикального подъема ГВК и латерального продвижения в периферийной зоне.

В целом на плоскости ГВК развиты все типы пород, слагающих продуктивную толщу.

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 (0,6-10-12 - 0,8-10-12 м2) 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-3, 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.

Так как 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 межзонных 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 На-дымгазпрома и ТюменНИИгипрогаза и утвержденной ГКЗ. Полученная 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. Данное 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-3, УКПГ-6, УКПГ-8+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 геологопромысловой 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 выявили, что в 1996 г. объем годовой добычи по месторождению должен был составить 47,830 млрд. м3, т.е. практически сохраниться на уровне 1995 г., за который из залежи было извлечено 48,485 млрд. м3. Поддержание уровней годовых отборов обеспечивали вводом в фонд действующих пяти новых скважин на УКПГ-9 и второго цеха ЦДКС, без которого годовые отборы снижались до 41 млрд. м3, т.е. на месторождении сохранилась бы сложившаяся в предыдущие два года динамика ежегодного падения добычи в 6-7 млрд. м3.

В последующий период доразработки (1997-2010 гг.) снижение уровней годовых отборов по расчетам составляло 3-3,5 млрд. м3. Так, в 2000 г., согласно расчетам, из залежи добыча оценена в 34,854 млрд. м3, а в 2005 г. - в 15,202 млрд. м3.

В течение всего периода доразработки основными районами добычи остаются УКПГ-1, УКПГ-4, УКПГ-8+8а и УКПГ-9, на которые будет приходиться до 68 % извлекаемого в целом по месторождению газа (рис. 4.6, 4.7).

а

Накопленная добыча газа, млрд.

Рис. 4.6. Медвежье месторождение. Динамика годовой и накопленной добычи газа по годам

(вариант 1)


Годовая добыча газа, млрд. м


Г оды разработки


УКПГ

Рис. 4.7. Медвежье месторождение. Распределение добычи газа по УКПГ:

а - 1996 г.; б - 2000 г.; в - 2005 г

Рис. 4.8. Медвежье месторождение. Динамика годовой и накопленной

(вариант 2)

добычи газа по годам

Завершится разработка месторождения в 2010 г. при конечном коэффициенте газоотдачи 90,2    %, соответствующем суммарному отбору

1794,89 млрд. м3. При коэффициенте остаточной газонасыщенности 0,25 останется 76,86 млрд. м3 газа в обводненном объеме и 118,95 млрд. м3 в свободном объеме. Первым выйдет из эксплуатации в 2001 г. УКПГ-8, затем в 20032004 гг. УКПГ-4 и УКПГ-1. В последующий период завершится разработка остальных УКПГ.

Во втором варианте, кроме дополнительных, в действующий фонд включены скважины, простаивающие из-за высокого давления в коллекторе на УКПГ-3, 4, 5, 6, 7 и 8. Поэтому уточнение показателей разработки для второго варианта было сделано только для указанных УКПГ. Ввод простаивающих скважин в целом несущественно менял картину динамики годовых отборов. Так, относительно первого варианта в 1996 г. объем годовой добычи возрастал до 48,866 млрд. м3 (или был на 1,036 млрд. м3 больше), в 2000 г. -35,421 млрд. м3 против 34,854 млрд. м3 по первому варианту. На заключительном этапе разработки объемы годовой добычи и конечные коэффициенты газоотдачи будут одинаковы (рис. 4.8). Несколько изменится время окончания разработки отдельных зон. Так, на один-два года раньше завершится разработка районов УКПГ-7 и УКПГ-3.

4.1.4

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО КОНТРОЛЮ ЗА РАЗРАБОТКОЙ

Основные задачи контроля за разработкой связаны с прогнозированием внедрения пластовой воды в залежь, изучением распределения пластового давления и отработкой залежи по площади и разрезу.

Последнее приобретает особое значение для эффективной эксплуатации фонда переключенных скважин. Контроль за разработкой согласно действующим правилам должен предусматривать следующий минимум исследований:

1)    систематическое и периодическое определение пластового, статического и устьевого давлений по всему фонду эксплуатационных и наблюдательных скважин;

2)    оценку добывных возможностей эксплуатационных скважин;

3) проведение комплекса геофизических и гидрохимических замеров.

Необходимый минимум таких исследований приведен в табл. 4.2.

ТАБЛИЦА 4.2

Необходимый минимум геолого-промысловыи и гидрохимических исследований по контролю за разработкой

Вид исследований


Периодичность


п/п


Объем исследований


1    Замер рабочих давлений и температур по системе скважина - газопровод -УКПГ

2    Замер статических и пластовых давлений

3    Контроль за межколонны-ми газопроявлениями

4    Газодинамические исследования при стационарных режимах фильтрации

В том числе: специальные исследования комплексами “Надым-1”, “Надым-2”

5    Шаблонирование ствола и

отбивка забоев скважин

6    Замер пьезометрического уровня

7    Определение объема выносимой скважиной пластовой жидкости установкой МГСУ-1-100

8    Отбор проб пластовой жидкости и газа на гидро-химанализ

9    Комплекс промыслово-геофизических методов Р. К., термометрия

10    Комплекс промыслово-геофизических методов Г.Д.К.

11    Комплекс промыслово-геофизических методов по контролю за технически-ким состоянием скважин

Действующий фонд скважин

Эксплуатационный и наблюдательный фонд скважин

Весь фонд скважин

Эксплуатационный фонд скважин

Не менее 50 % эксплуатационного фонда скважин

100 % эксплуатационного фонда скважин Весь фонд скважин

Фонд пьезометрических скважин

Эксплуатационный фонд скважин

Эксплуатационный фонд скважин

Наблюдательный фонд скважин

15-25 % эксплуатационного фонда скважин По фонду скважин, подлежащих капитальному ремонту

1-2 раза в месяц

Ежеквартально

То же

Не менее одного раза в год

На период постоянной добычи

На период падающей добычи

После длительных простоев, перед глубинными промыслово-геофизическими исследованиями, подземным и капитальным ремонтом скважин Ежеквартально

Не менее 1 раза в год

Не менее 1 раза в 2 месяца

1-2 раза в год

Ежегодно

До и после проведения ремонтных работ

П р и м е ч а н и е. Газодинамические и специальные газодинамические исследования проводятся также: после окончания строительства скважин, через 6 мес после запуска скважины в работу; до и после проведения ремонтных и интенсификационных работ по скважине; во время проведения комплекса Г.Д.К.

В настоящее время существующая плотность и периодичность замеров давлений в зонах размещения эксплуатационных скважин достаточна для надежного построения карт изобар в центральной части залежи. Для контроля за разработкой периферийных частей предназначены 15 наблюдательных скважин.

Представляется целесообразным увеличить фонд таких скважин в районах нового эксплуатационного поля УКПГ-8а, пробурив на западном склоне куст из двух наблюдательных скважин (одна для контроля за давлением, вторая - за положением ГВК).

Контроль за продвижением ГВК осуществляется в 75 скважинах. Однако не все они в силу особенностей геологического строения могут выполнять свою непосредственную функцию - источника информации о характере и темпах перемещения ГВК. В разрезах 15 из них находятся мощные глинистые прослои, стабилизирующие положение ГВК на длительный срок. В связи с этим предлагается 12 скважин (45, 75, 74, 94, 91, 84, 69, 48, 49, 81, 86, 89) перевести в разряд эксплуатационно-наблюдательных, проведя в них перфорацию разреза выше толщи глинистых пород. В первую очередь такие работы следует провести в семи кустовых наблюдательных скважинах, имеющих газосборные шлейфы. Вторую очередь освоения составляют оставшиеся пять скважин (48, 49, 81, 86, 89). Опыт эксплуатации таких скважин имеется на Вынгапуровском месторождении, где шесть эксплуатационнонаблюдательных скважин.

Рекомендуемый перечень мероприятий для контроля за разработкой геофизическими, газодинамическими и гидрохимическими методами приводится ниже.

КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ МЕТОДАМИ ПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОФИЗИКИ

Контроль за разработкой промыслово-геофизическими методами включает все виды исследований в эксплуатационных и наблюдательных скважинах.

Опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений севера Тюменской области показывает, что сеноманский продуктивный комплекс отличается значительной неоднородностью и изменчивостью фильтрационноемкостных свойств. В связи с этим комплекс ГИС в бурящихся эксплуатационных и наблюдательных скважинах должен обеспечивать необходимую информацию для построения адекватной геологической модели и решение следующих основных геолого-геофизических задач:

1) литологическое расчленение разреза и выделение коллекторов;

2)    уточнение геологического строения месторождений;

3) оценка характера насыщения и промышленная оценка газоносности коллекторов;

4) определение емкостных параметров пластов продуктивных отложений;

5)    оценка положения газоводяного контакта;

6) оценка технического состояния ствола скважины и качества цементирования эксплуатационной колонны.

Решение перечисленных задач осуществляется комплексом ГИС, составленным на основании инструкции РД-51-1-93 “Типовые и обязательные комплексы геофизических исследований скважин”.

В комплекс включены замеры каверномером и локатором муфт до и после перфорации с целью уточнения положения интервала перфорации и акустическая цементометрия после перфорации для оценки возможных изменений в цементном камне. В наклонных эксплуатационных скважинах проводится сокращенный комплекс ГИС в открытом стволе. Исключаются методы индукционного и бокового каротажа, а из комплекса зондов БКЗ (боковое каротажное зондирование) для замеров используются три малых зонда.

В наблюдательных скважинах выполняются периодические замеры методами промысловой геофизики для решения следующих задач:

1) определение текущего коэффициента газонасыщенности продуктивных пластов;

2)    оценка положения текущего газоводяного контакта;

3) определение характера отработки продуктивного разреза.

При неоднозначной интерпретации данных НГК в качестве дополнительного может быть использован метод импульсного нейтрон-нейтронного каротажа. Периодичность исследований в наблюдательных скважинах в течение первого года должна составлять раз в квартал, в дальнейшем - не менее одного раза в полугодие.

В эксплуатационных скважинах промыслово-геофизические исследования выполняются с целью решения следующих основных задач:

1)    определение профиля притока газа в скважину;

2) выделение газоотдающих интервалов и дифференцированная оценка их продуктивности;

3)    определение пластовых давлений;

4)    определение фильтрационных коэффициентов А и В и проницаемости;

5) выявление компенсационных перетоков в пределах залежи и их направление;

6) определение интервалов заколонных перетоков и мест поступления газа в заколонное пространство;

7) изучение технического состояния скважин - уточнение глубины спуска лифтовых труб, положения фактического забоя, интервалов перфорации, пакеров и мостов и их герметичности.

Перечисленные задачи решаются с помощью комплекса ГИС, который проводится как в остановленной, так и в работающей скважине на нескольких режимах работы. Качественные результаты исследований могут быть получены только в тех скважинах, где башмак лифтовых труб располагается на 10-15 м выше интервала перфорации. Исследования в работающей скважине выполняются не менее чем на трех стационарных режимах фильтрации. Регистрация кривых радиоактивного каротажа в интервале “устье скважины - кровля продуктивной толщи” осуществляется с целью обнаружения скоплений газа за колонной. Периодичность исследований эксплуатационных скважин в начальный период эксплуатации - 1 раз в полгода, в дальнейшем - раз в течение года.

КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ ГАЗОДИНАМИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ

Основными задачами исследований газовых скважин газодинамическими методами являются:

1) определение геолого-физических параметров пород в призабойной зоне вокруг ствола скважины продуктивного пласта;

2) изучение физических свойств насыщающих пласт флюидов;

3) контроль за текущим состоянием призабойной зоны добывающей скважины, самой скважины, выкидных линий и промыслового оборудования.

Газодинамические исследования подразделяются на первичные, текущие и специальные.

Первичные, или базисные, исследования обязательны на всех добывающих скважинах, вводимых в эксплуатацию. При первичных исследованиях определяются:

1)    условно-статическое пластовое давление;

2)    текущее рабочее давление, температура и дебит добывающей скважины;

3) коэффициенты фильтрационного сопротивления призабойной зоны эксплуатационной скважины;

4) коэффициенты проницаемости, пористости, мощность газоотдающих интервалов;

5)    приведенный радиус скважины;

6) количественное соотношение жидкой фазы и механических примесей в потоке газа;

7) коэффициенты гидравлического сопротивления лифтовых труб, фонтанной арматуры скважины и выкидных линий.

Специальные газодинамические исследования проводятся с помощью комплекса “Надым-2” по всему эксплуатационному фонду скважин и позволяют не только установить продуктивность скважин, но и количественно определить наличие в потоке газа механических примесей и пластовой жидкости при различных дебитах скважин.

Исследования комплексом “Надым-2” проводятся без выпуска газа в атмосферу.

В случае отсутствия шлейфа, а также в целях контроля газодинамические исследования проводятся через комплекс “Надым-1” или ДИКТ.

Опыт контроля за разработкой сеноманских залежей показал, что специальные исследования должны также включать следующие виды работ:

1) контроль за перетоками газа в вышележащие горизонты по некачественному цементному камню;

2)    установление эффективности различных методов интенсификации притока газа и водоизоляции;

3) определение интервалов образования гидратов в скважинах и выкидных линиях;

4)    опробование новых методов исследования скважин.

Газодинамические исследования проводят не менее одного раза в год, а также:

1)    после окончания строительства скважин;

2)    через 6 мес после запуска скважины в работу;

3)    до и после проведения по скважине ремонтных и интенсификацион-ных работ.

Специальные исследования проводят по согласованию с геологической службой, но не реже одного раза в год.

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРИМЕНЕНИЮ НОВЫХ МЕТОДОВ КОНТРОЛЯ

1. Комплекс промыслово-геофизических исследований в бурящихся, наблюдательных и эксплуатационных скважинах по контролю за разработкой

Медвежьего месторождения в настоящее время позволяет решать практически все задачи, которые ставит геологическая служба.

Однако в результате длительной эксплуатации месторождения могут возникнуть дополнительные задачи, решение которых потребует привлечения новых методов ГИС. Под термином “новые методы” следует понимать методы как недавно разработанные, так и не входящие в существующий комплекс исследования скважин.

В процессе разработки месторождения в газовой залежи происходит снижение пластового давления. Могут возникнуть условия, при которых превышение горного давления над пластовым приведет к необратимой деформации матрицы пород продуктивных отложений, что вызовет изменение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов, в частности пористости и проницаемости. Подобные явления обнаружены на ряде нефтяных месторождений Тюменской области. С целью контроля за состоянием скелета породы необходимо проводить исследования методом акустического каротажа, являющегося надежным методом определения пористости.

Особое внимание следует уделять контролю за техническим состоянием скважин, многие из которых эксплуатируются уже более 15-20 лет. При этом возникает необходимость решения следующих задач:

1) контроль за состоянием обсадных колонн и лифтовых труб;

2)    временной контроль за качеством цементного камня;

3) контроль за состоянием зоны перфорации;

4) контроль за механическим изменением прискважинной зоны пласта в связи с добычей газа.

Для решения перечисленных задач необходимо включить в обязательный комплекс исследования эксплуатационных скважин гамма-цементомет-рию для выявления дефектов в цементном кольце и гамма-толщинометрию для выявления дефектов в обсадной колонне. Эти методы следует применять совместно с акустической цементометрией. Естественно, что все названные методы должны иметь надежную метрологическую и интерпретационную базу.

С целью контроля ремонтных работ в эксплуатационных скважинах и уточнения информации об отработке разреза в скважинах, подлежащих капитальному ремонту, необходимо проводить расширенный комплекс исследований.

В зависимости от объемов и видов капитальных работ комплекс должен корректироваться по согласованию с геологической службой.

2. Контроль за технологическими и газодинамическими параметрами системы “пласт - скважина - газосборная сеть - вход в УКПГ (ДКС)” с использованием ЭВМ включает определение давления, температуры, расходов газа в различных точках системы, а также фильтрационно-гидравлических коэффициентов сопротивления скважин, местных сопротивлений и пр.

В связи с громоздкостью системы уравнений целесообразно осуществлять контроль параметров с использованием ЭВМ.

Решению задачи контроля параметров способствует то обстоятельство, что большинство параметров системы - медленно меняющиеся функции времени. Это позволяет прогнозировать изменение параметров системы на основании их изменения в прошлом. Так, периодические замеры и расчеты значений пластовых давлений, давлений на устье скважины, расхода газа позволяют проследить изменение эквивалентного коэффициента сопротивления системы “пласт - скважина” Bc = A/g + B, где A и B - фильтрационно-гидравлические коэффициенты сопротивления; g - некоторое фиксированное значение дебита скважины. Довольно точно удается прогнозировать изменение пластового давления, приведенных коэффициентов сопротивления шлейфов и пр.

Сущность решения задачи контроля с использованием ЭВМ заключается в следующем:

1)    на основании имеющейся информации проводится адаптация, т.е. расчетным путем определяются все параметры модели, что обеспечивает ее адекватность реальному процессу;

2) на основании полученной информации решается задача контроля параметров путем сравнения их значений с результатами расчета по математической модели.

Задачу решают, используя программы расчета технологических режимов работы скважин и шлейфов месторождения Медвежье.

4.1.5

ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА ДОБЫЧИ ГАЗА

АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ И ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЯЕМОЙ ТЕХНОЛОГИИ И ТЕХНИКИ ДОБЫЧИ ГАЗА

Эксплуатационные скважины на месторождении размещены в своде структуры, что обеспечивает небольшую протяженность газосборных коллекторов и безгидратные условия работы внутрипромысловой системы сбора газа с температурным запасом относительно равновесных параметров гидра-тообразования в 7-17 °С. Во многом этому способствует применение лифтовых труб увеличенного диаметра. Так, в 209 скважинах спущены лифтовые трубы диаметром 168 мм; в 30-127 мм и в 29 скважинах применена комбинированная колонна.

Данное обстоятельство, наряду с высокими коллекторскими свойствами продуктивного пласта, в начальный период разработки обеспечивало высокие дебиты - от 780 до 2300 тыс. м3/сут при сравнительно небольших потерях пластовой энергии (1,5-2,62 МПа). В настоящее время в связи с падением уровней годовой добычи потери от пласта до устья уменьшились до 0,540,48 МПа при дебитах 331-508 тыс. м3/сут. Скважины дополнительного фонда оснащены 114-миллиметровыми лифтовыми трубами, в которых потери энергии от пласта до устья значительно выше. В частности, в районе новых скважин на участке 8а при текущем дебите 468 тыс. м3/сут они составляют 13,0+1,27 МПа.

Анализ работы эксплуатационных скважин за период 1988-1994 гг. показал, что около 30 % их работали с межколонными газопроявлениями различной интенсивности.

Нарушения герметичности скважин обусловливают опасность утечек газа в атмосферу, в вышележащие водоносные пласты и образование вторичных залежей, а при резко повышенной интенсивности газопроявлений -опасность прогрессирующего ухудшения герметичности крепления скважин и нарушения прискважинной зоны потоком газа. Поэтому эксплуатация с межколонными газопроявлениями рассматривается как временное состояние перед проведением соответствующих ремонтных работ.

ПО “Надымгазпром” силами цеха подземного и капитального ремонта последовательно проводит работы по ликвидации межколонных газопроявлений на скважинах действующего фонда.

Для ликвидации межколонных газопроявлений применялись различные методы: смена уплотнительных колец, раскрытие и смена пакеров, закачка герметизирующих смесей. Положительный результат капитального ремонта получен при спуске эксплуатационных пакеров и переобвязке устья, а также при закачке герметизирующих жидкостей в затрубное пространство.

Вскрытие продуктивных отложений на месторождении осуществляется перфорацией с плотностью от 6 до 12 и более отверстий на метр. Для определения влияния плотности перфорации на продуктивность рассмотрены две группы скважин.

В первой группе - 192 скважины со средней плотностью 6 отверстий на метр. Во второй группе (58 скважин) - плотность отверстий 12 и более на метр. Остальные скважины имеют различную плотность перфорации и при анализе не использовались.

Совместная обработка результатов эксплуатации двух групп скважин показала, что ощутимого эффекта двойная плотность перфорации не дает и ее следует применять лишь для вскрытия плотных коллекторов с пониженной газонасыщенностью. В процессе анализа установлено также, что увеличение мощности интервала перфорации свыше 30 м не приводит к увеличению дебитов скважин.

Качественный и количественный анализ динамики песчаных пробок по 53 эксплуатационным скважинам показал, что рост последних наблюдается только в тех скважинах, где ближайший к забою перфорированный интервал оказывается неработающим. Характерным примером может служить скв. 202. В этой скважине рост пробки не наблюдался в течение пяти лет. При капитальном ремонте нижний газоотдающий интервал был засыпан, после чего начался ее рост. Обратная картина после проведения капитального ремонта и освоения нижележащего продуктивного интервала наблюдалась на скв. 417.

Из всего сказанного выше следует, что практика вскрытия толщи продуктивных отложений с неоднородными пропластками (по типу месторождения Медвежьего) единым фильтром не оправдывает себя, так как не всегда удается при этом освоить нижележащие пропластки. Это приводит к неоправданным капитальным ремонтам и снижает коэффициент готовности всего фонда скважин.

ОБОСНОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ ЛИФТОВЫХ ПОДЪЕМНИКОВ

Для обоснования диаметра лифтовых труб дополнительного эксплуатационного фонда анализировались потери давления в НКТ различного диаметра в зависимости от дебита и скорости газового потока на забоях, а также фактические геолого-промысловые данные по эксплуатации скважин на Уренгойском, Ямбургском и Вынгапуровском месторождениях. Анализ и обобщение имеющихся материалов позволили установить определенные закономерности между величиной рабочих дебитов и диаметров лифтовых труб. В частности, для диапазона дебитов 800-1000 тыс. м3/сут и выше технологически оправдан диаметр НКТ 168 мм, который использован в конструкциях скважин Ямбургского, Уренгойской площади Уренгойского месторождений и в скважинах основного фонда Медвежьего месторождения. При дебитах 750-800 тыс. м3/сут диаметр лифтовой колонны уменьшается до 114 мм. Такие конструкции скважин применяются на Вынгапуровском и Се-веро-Уренгойском месторождениях.

Учитывая невысокие дебиты скважин дополнительного фонда и активное внедрение пластовых вод в процессе разработки, одним из основных критериев при обосновании диаметра лифтовой колонны, кроме затрат пластовой энергии, считают скорость газового потока на забоях, необходимую для выноса скапливающейся жидкости.

Наибольшие скорости газового потока соответствуют лифтовой колонне диаметром 114 мм. Такая конструкция лифтового подъемника заложена в проекте на бурение, по которому велось добуривание Медвежьего месторождения.

МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ОСЛОЖНЕНИЙ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

Основными факторами, осложняющими работу эксплуатационных скважин, являются:

1) возможность гидратообразования из-за сравнительно невысоких устьевых температур:

2) водопескопроявления как следствие внедрения в продуктивные отложения пластовых вод, снижающих прочностные свойства коллектора. Первый из перечисленных факторов имеет ограниченные масштабы распространения, поскольку текущий температурный запас в 10,7 °С (УКПГ-9) - 17 °С (УКПГ-2, 6) относительно равновесных температур гидратообразования обеспечивает безгидратные условия эксплуатации скважин. Тем не менее его полностью исключать не следует, особенно при вводе скважин дополнительного фонда и скважин, выходящих из ремонта на технологический режим. Расчеты показывают, что в этом случае первые 1-3 часа эксплуатации устьевые температуры не обеспечат безгидратные режимы работы. Данное обстоятельство обусловливает необходимость использования антигидратного ингибитора. Предотвращение пескопроявления обеспечивается соответствующим технологическим режимом, устанавливаемым путем регулярного проведения специальных газодинамических исследований комплексами “Надым-1” и “Надым-2”. При этом следует иметь в виду, что во времени технологический режим будет изменяться в сторону снижения дебита и депрессии на пласт. Последнее обусловлено зависимостью между предельной депрессией и величиной текущей обводненности, показывающей закономерное их уменьшение с ростом объемов внедряющейся пластовой воды. В случае невозможности регулирования технологического режима рекомендуется использовать фильтры, в частности стеклопластиковые, опыт применения которых имеется уже в настоящее время.

Наиболее простым способом удаления скапливающейся на забоях скважин жидкости являются периодические продувки. Однако этот путь ведет к неоправданным потерям газа и загрязнению окружающего воздушного бассейна. Поэтому более рациональным представляется использование для э тих целей ПАВ различных модификаций.

Существенную долю (23 %) в общем балансе действующего фонда в настоящее время составляют самозадавливающиеся скважины (потенциальные претенденты на капитальный ремонт).

Анализ геолого-промысловой информации показывает, что основными видами ремонтов этой категории скважин являются:

1)    дострелы в газовой среде (14 скважин);

2)    очистка забоев от жидкостных и песчаных пробок в тех случаях, когда они перекрывают в зоне фильтра высокогазонасыщенные песчаные пласты (12 скважин);

3) сложные капитальные ремонты в скважинах с низким качеством цементирования обсадных колонн. Простая очистка забоев здесь не гарантирует долговременную эксплуатацию скважин с повышенными дебитами. Для исключения перетоков жидкости по некачественному цементному кольцу в таких скважинах необходимо устанавливать цементные экраны выше отметки текущего ГВК. Всего таких скважин 11.

Применяемая в настоящее время периодическая продувка самозадавли-вающихся скважин эффективна только при наличии конденсационной жидкости на забоях и качественного цементирования эксплуатационных колонн. В противном случае интенсивные продувки могут иметь негативные последствия, в частности подтягивание по некачественному цементному камню конуса подошвенных вод и отсечение продуктивных пластов в зоне фильтра.

Для обеспечения надежной работы эксплуатационного фонда в период доразработки месторождения при планировании капитальных ремонтов рекомендуется предусмотреть предотвращение пескопроявлений путем установки песчано-гравийных фильтров (например, конструкции ВНИИГАЗа) для борьбы с водопроявлениями изоляции источников водопритоков; создание условий для эффективного подъема жидкости до устья с минимальными потерями давлений, обеспечение режима эксплуатации с минимально допустимым количеством извлекаемой воды.

При этом возможны следующие технические решения: применение ПАВ различных модификаций; замена лифтовых труб (переход на меньший диаметр) или применение хвостовиков меньшего диаметра; оснащение скважин устьевым оборудованием для периодического удаления скапливающейся на забое жидкости; применение плунжерных лифтов.

4.1.6

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО СИСТЕМЕ ВНУТРИПРОМЫСЛОВОГО СБОРА, ПОДГОТОВКЕ И КОМПРИМИРОВАНИЮ ГАЗА

ВНУТРИПРОМЫСЛОВЫЙ СБОР И КОМПРИМИРОВАНИЕ ГАЗА

Сбор газа от кустов эксплуатационных скважин на Медвежьем месторождении осуществляют по лучевой схеме с подключением нескольких скважин к одному шлейфу. Данная схема обладает достаточной эксплуатационной надежностью и рекомендуется для дальнейшего использования. Для скважин дополнительного фонда допустима индивидуальная система сбора. Во всех рассматриваемых вариантах с учетом геокриологических и ландшафтных условий шлейфы сооружаются двумя способами - надземным и подземным. На вечномерзлых и малопросадочных грунтах рекомендуется подземная прокладка с гидроизоляцией в траншеи на глубину 0,8 м, на участках с просадочными грунтами, уклоном больше 5°, на торфяниках, а также при переходе через естественные преграды применим подземный способ прокладки. Термодинамические режимы работы индивидуальных шлейфов,

Рис. 4.9. Схема производства метанола при 4-6 МПа:

1, 10 и 18 - сепараторы; 2, 11 и 12 - компрессоры; 3 - подогреватель; 4 - аппарат для гидрирования соединений серы; 5 - адсорбер; 6 - трубчатая печь; 7 - котел-утилизатор; 8, 13 и 14 -теплообменники; 9 и 17 - холодильники-конденсаторы; 15 - подогреватель; 16 - колонна; 19 -

сборник

как показывают расчеты, будут достаточно жесткими и зависящими от протяженности и диаметра шлейфа, массы транспортируемого газа.

По гидравлическим параметрам оптимальным является диаметр 219 мм, при котором потери давления находятся в пределах 0,1-0,4 МПа, а температурные режимы обеспечивают безгидратный транспорт до 7 км и более. В то же время при увеличении диаметра до 325 мм в период до 1995-2000 гг. режим работы соответствует гидратному. Для предотвращения гидратообразования потребуется ежесуточная подача в каждый шлейф 0,5-0,75 т метанола. Схема производства метанола приведена на рис. 4.9.

Компримирование газа на всех УКПГ Медвежьего месторождения осуществляется ДКС первой очереди, оснащенных компрессорными агрегатами ГТН-6, за исключением ДКС-9, где установлены агрегаты ГПА-Ц-16. В 1993 г. введен в эксплуатацию первый цех ЦДКС с 10 агрегатами ГПА-Ц-16, который принял на себя функцию второй очереди.

Для дальнейшей разработки месторождения как по первому, так и по второму варианту с 1996 г. был рекомендован второй цех ЦДКС с аналогичным набором технологического оборудования. Параметры работы ЦДКС показывают, что в этом случае суммарные мощности двух цехов ЦДКС и ДКС первой очереди достаточны для компримирования всего объема добываемого газа до конца расчетного срока эксплуатации. Тем не менее на ряде ДКС в период с 1998 по 2001 г. рекомендовано провести смену нагнетателей и перейти на более высокие степени сжатия. Такие замены было рекомендовано провести на УКПГ-7 в 1999 г. (степень сжатия 1,45), а также на ДКС-6 в 1998 г. (степень сжатия 1,3) и 2001 г. (степень сжатия 1,45).

Подготовка газа к дальнему транспорту на Медвежьем месторождении осуществляется по схеме адсорбционной осушки газа (УКПГ-1, 3, 4, 5, 6) и абсорбционной осушки (УКПГ-2, 7, 8, 9). В целом они обеспечивают подготовку всего объема добываемого газа до требуемой стандартом кондиции. Однако фактический режим разработки, первоначальное неравномерное распределение отборов по площади газоносности, а также размещение части дожимных компрессорных мощностей после установок подготовки газа привели к значительным изменениям параметров технологии на УКПГ и неравномерным объемам подготавливаемого на установках газа. Причем существующие схемы переброски газа по поверхности между площадками (кроме УКПГ-6, 9) до конца обеспечивают оптимальное распределение объемов подготавливаемого газа. Поэтому производительность установок в настоящее время и в перспективе значительно различается.

Подготовка газа к дальнему транспорту осуществляется по следующей схеме:    сбор газа от скважин, первичная сепарация на сепараторах-

пылеуловителях ДКС, компримирование на ДКС, охлаждение на АВО ДКС, сепарация газа на УКПГ, осушка, транспорт газа по межпромысловому коллектору, компримирование на ЦДКС, подача газа в магистральный газопровод.

Регенерацию адсорбентов на адсорбционных промыслах производят циркуляцией части осушенного газа, отобранного с выхода УКПГ, и сбросом на вход ДКС за счет перепада давления, создаваемого на ДКС. Компрессоры газа регенерации, предусмотренные по проекту, в настоящее время отключены. Циркуляция газа регенерации осуществляется по следующей схеме: печь огневого нагрева, адсорбер, АВО газа регенерации, сепаратор газа регенерации, линия осушки перед сепараторами-пылеуловителями.

Регенерация абсорбента на установках гликолевой осушки ведется по схеме вакуумной регенерации и включает: выветриватель, теплообменник регенерации, десорбер, испаритель, АВО рефлюкса, вакуум-насос, трубопроводы и насосный парк.

Комплекс расчетов по прогнозу параметров работы установок показывает, что температура газа, входящего на установки, в перспективе может понизиться до 5-7 °С, температура газа, подаваемого после АВО на ДКС, будет составлять от 25 до 18-20 °С. Давление на установках составит от 0,5 до 0,1+0,15 МПа в конце эксплуатации и зависит от давления в межпромысло-вом коллекторе, т.е. от режимов работы ЦДКС и ДКС.

Технологический режим газосборной сети всех УКПГ как в настоящее время, так и в перспективе будет безгидратным, поэтому осложнений в технологии подготовки газа в связи с подачей метанола не ожидается, кроме возможных частных случаев. Увеличение удельного выноса пластовой воды приведет к росту нагрузки по жидкости в сепараторах-пылеуловителях.

УСТАНОВКИ АДСОРБЦИОННОЙ ОСУШКИ ГАЗА

Суммарная нагрузка по парам воды, несмотря на значительное снижение расходов по адсорбционным процессам, в настоящее время составляет 80-90 %, а по УКПГ-4 около 110 %. В перспективе суммарная нагрузка по влаге уменьшится до 10-50 % из-за значительного уменьшения суточных расходов.

Гидравлические режимы работы линии осушки адсорбционных установок находятся в пределах проектных режимов. Однако ожидаются значительные увеличения линейных скоростей в схеме регенерации и в линии осушки (и в адсорберах), что отрицательно повлияет на процесс подготовки газа. В ближайшие годы могут наблюдаться осложнения процессов осушки и регенерации, в частности, по УКПГ-1, 4 из-за недостаточного времени на регенерацию адсорбента.

Расчеты параметров печей огневого нагрева и АВО газа подтверждают их надежную работоспособность. Но при этом ожидается превышение линейных скоростей газа более 15 м/с в разные годы по УКПГ-1, 4, 5, 6.

УСТАНОВКИ АБСОРБЦИОННОЙ ОСУШКИ

На УКПГ-2, 7, 8, 9 в качестве абсорбента применяют диэтиленгликоль высокой концентрации (не ниже 99,0-99,3 %). Регенерация насыщенного раствора диэтиленгликоля производится на установках вакуумной регенерации. В качестве теплоносителя применяется пар, получаемый в котельных установках. Многолетний опыт эксплуатации этих установок показал их весьма надежную работу.

При подготовке газа существенное значение имеет качественная первичная сепарация пластового газа, так как ее показатели влияют на нагрузку установок по влаге, минерализацию ДЭГа, работу ГПА и в целом на степень осушки газа.

Первичную очистку природного газа от жидкости и механических примесей на УКПГ производят в пункте сепарации пластового газа.

Пункты сепарации пластового газа (ПСПГ) УКПГ-2, 7, 8 имеют одноступенчатую систему очистки, на УКПГ-9 - двухступенчатую ПСПГ. УКПГ-2 состоит из четырех пылеуловителей, модернизированных по чертежам ЦКБН ГПР 476.00.000 и обвязанных параллельно. Согласно прогнозным расчетам параметров работы промысла, аппараты обеспечат эффективную работу до конца эксплуатации.

Однако из-за большой протяженности газопровода (около 700 м) от ПСПГ до ДКС-2 во всасывающем коллекторе накапливается конденсационная влага.

ПСПГ ДКС-7 имеет одноступенчатую систему и состоит из 12 параллельно соединенных сепараторов С-1, модернизированных по чертежам ЦКБН ГПР 433.00.000. Аппараты работают с минимальной нагрузкой по газу и обеспечат эффективную очистку газа до конца эксплуатации газового промысла.

ПСПГ ДКС-8 имеет одноступенчатую систему и состоит из 6 параллельно обвязанных пылеуловителей, модернизированных по чертежам Тю-менНИИГипрогаза МПУ-3.05.000.

ПСПГ ДКС-9 имеет двухступенчатую систему очистки газа: на первой ступени четыре пылеуловителя ГП 144.00.000 с пятью циклонами; на второй - пять фильтр-сепараторов ГП 605.01.00.000. Ранее проведенные исследования и расчеты показывают, что до конца эксплуатации обеспечивается их эффективная работа.

В связи с тем, что в процессе доразработки месторождения будет увеличиваться удельное содержание пластовой и конденсационной воды в газе и возможны залповые поступления жидкости в аппараты, потребуется дальнейшее совершенствование сепарационного, массообменного оборудования и блока очистки ДЭГа от солей и механических примесей.

В целом прогнозные расчеты параметров работы газовых промыслов позволяют сделать следующие выводы:

1) несмотря на снижение объемов подготавливаемого газа, в работе адсорбционных УКПГ будут осложнения;

2) необходимо предусмотреть внедрение комплекса мероприятий, которые обеспечат стабильную работу УКПГ до конца их эксплуатации;

3)    установки абсорбционной осушки газа обеспечат подготовку газа согласно ОСТ 51.40.93 при соблюдении требуемых параметров ведения процесса (t = 10-15 °С, концентрация ДЭГа 99,5-99,7 %, расход ДЭГа 10

18 кг/тыс. м3);

4)    при снижении давления газа в абсорберах ниже 3 МПа (30 кгс/см2), концентрации регенерированного ДЭГа менее 99-99,3 %, температуре контакта выше 20-25 °С возможно ухудшение качества осушки газа;

5)    необходимое количество регенерированного ДЭГа для осушки планируемого объема газа на УКПГ-2, 7, 8 достигается работой одной установки вакуумной регенерации на весь период эксплуатации, а на УКПГ-9 - одной или двумя установками в зависимости от необходимого количества циркули-руемого ДЭГа;

6)    потребуется реконструкция (модернизация) АВО газа ДКС для достижения температуры контакта “Газ - ДЭГ” в абсорберах в пределах 1015 °С;

7) на существующих установках вакуумной регенерации ДЭГа УКПГ-2,

7, 8, 9 достигается концентрация 99,0-99,5 % (массовая доля), в дальнейшем по мере падения пластового давления потребуется совершенствование технических решений, позволяющих достичь концентрации ДЭГа в пределах

99,5-99,7 %.

4.2

РАЗРАБОТКА УРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Уренгойское месторождение (Уренгойская, Ен-Яхинская и Песцовая площади) расположено на территории Пуровского и Надымского районов ЯмалоНенецкого национального округа Тюменской области. Ен-Яхинская, Песцовая, северная часть Уренгойской площади находятся за Полярным кругом.

4.2.1

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СЕНОМАНСКОЙ ЗАЛЕЖИ

В геологическом строении месторождения принимают участие отложения юры, мела, палеогена и четвертичной системы, залегающие на палеозойском складчатом фундаменте. Общая толщина осадочного чехла на месторождении около 7 км.

Меловая система подразделяется на две литологические формации:

нижнемеловую, состоящую в нижней части (до баррема включительно) в основном из чередования пластов (иногда линзовидных) глин и аргиллитов с алевролитами и песчаниками, а в верхней части (апт-сеноман) преимущественно из песчаных образований толщиной до 100 м;

верхнемеловую, сложенную глинами, являющимися региональной покрышкой сеноманского продуктивного горизонта. Толщина покрышки достигает 700 м.

С верхней частью нижнемеловых и нижней частью верхнемеловых образований (апт-сеноман) связан основной продуктивный горизонт - сеноманский. Горизонт залегает на глубинах 950-1250 м. Его общая толщина составляет около 100 м.

В разрезе сеноманской толщи отчетливо проявляется цикличность, являющаяся неотъемлемой особенностью всех осадочных образований и отражающая смену обстановок осадконакопления во времени.

Установленная цикличность разреза нижнего мела Западной Сибири позволила разработать и предложить принципиально новый подход к детальным исследованиям продуктивной толщи сеномана крупнейших газовых месторождений севера Западной Сибири. За базовую основу для детальных исследований были взяты месторождения Медвежье и Уренгойское. Здесь применили и опробовали методику фациально-циклического анализа на генетической основе, предложенную В.И. Ермаковым (1976-1985 гг.).

В разрезах продуктивной толщи по данным БКЗ, стандартного каротажа, каверно- и радиометрии выделили четыре основных типа пород:

1)    хорошо проницаемые (?пр >    0,5-10-12 м2);

2)    проницаемые породы (?пр =    (0,5+0,1)-10-12 м2), представленные    песча

никами, разно- и мелкозернистыми алевролитами;

3)    слабопроницаемые породы    (?пр < 0,1-10-12 м2):    алевролиты    мелкозернистые и пачки тонкого переслаивания алевролитов и    глин;

4)    непроницаемые глинистые породы.

Песчаники и проницаемые алевролиты слагают, как правило, русловые фации, приуроченные к началу каждого цикла.

Алевритоглинистые породы составляют пойменные, болотно-пойменные и озерные фации, завершающие цикл осадконакопления.

Все сеноманские залежи севера Тюменской области относятся к субмас-сивному типу. Отсутствие сплошных глинистых экранов, разделяющих залежь по площади и этажу газоносности, не позволяет относить их к пластово-массивному типу. С другой стороны, наличие изменчивых линзовидных прослоев, иногда большой протяженности и площади, отличает их от залежей массивного типа, для которых характерно вторжение пластовых вод как по напластованию, так и по вертикали. Рассматриваемые залежи водоплавающие. Контакт газ - вода имеет слабый наклон в субмеридиональном направлении.

По существу, система структур, составляющих собственно Уренгойскую антиклиналь и примыкающие к ней поднятия (Ен-Яхинское, Песцовое), объединяет одну крупнейшую залежь с единой плоскостью газоводяного контакта. От собственно Уренгойской залежи эти структуры отделяются различными по ширине и высоте седловинами. В пределах Ен-Яхинской залежи по новым данным газоводяной контакт прослеживается на отметках минус 11931199 м. Наклон плоскости ГВК отмечается в северо-восточном направлении. Уточнен контур газоносности.

Газ сеноманской залежи Уренгойского месторождения по химическому составу весьма сходен с газом других сеноманских залежей севера Тюменской области. Он имеет в основном метановый состав (от 95,4 до 99,3 %). Максимальное содержание углеводородов С2+высшие не превышает 1 %.

Относительная плотность газа по воздуху колеблется от 0,557 до 0,563. Критические параметры приведены ниже:

Среднекритическое давление........................................................4,64 МПа

Среднекритическая температура................................................190,5 К

Низшая теплотворная способность..........................................7648-7972    ккал/м3 (в среднем - 7883 ккал)

Среднее содержание компонентов, входящих в состав газа (молярная доля, %), следующее:

Выход конденсата - 0,03-0,05 см33.

По фракционному составу конденсат соответствует нормам на топливо для быстроходных дизелей (ГОСТ 4749-49), в том числе арктическому дизельному топливу марки ДА, предназначенному для эксплуатации двигателей при температуре воздуха ниже минус 30 °С. Однако из-за большого содержания в конденсате нафтеновых углеводородов метановое число его невелико и равно 36, что несколько больше, чем предусмотрено ГОСТом на арктическое дизельное топливо. Вязкость этого конденсата 4,66 см2/с. По указанным причинам конденсат сеноманской залежи можно рассматривать как компонент арктического дизтоплива.

4.2.2

ЭТАПЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ

Проектирование разработки Уренгойского месторождения велось в несколько этапов в связи с расширением изученности и пересмотром запасов газа залежи, изменением заданий на проектирование, отставанием бурения скважин и обустройства промысла.

На месторождении, уникальном по запасам газа и расположенном в труднодоступной местности, уже в первых проектах рассмотрена принципиально новая система разработки и обустройства: кустовое размещение вертикальных эксплуатационных скважин увеличенного диаметра в наиболее продуктивных зонах; дебиты, в несколько раз превышающие ранее полученные на газовых промыслах страны; дифференцированная система вскрытия продуктивного горизонта; установки комплексной подготовки газа (УКПГ) повышенной производительности и др. Особое внимание было уделено (в условиях ограниченной информации) определению продуктивной характеристики скважин, технико-экономическому обоснованию оптимального дебита и конструкции скважин, количеству скважин в кусте и суммарной производительности куста скважин и др.

Результаты анализа фактического состояния разработки месторождения, проводимого в порядке авторского надзора в течение всего периода эксплуатации, подтвердили обоснованность принятых решений. Вместе с тем отставание сроков ввода УКПГ, эксплуатационного и наблюдательного фонда скважин, ДКС, значительное превышение годовых отборов из сеноманской залежи Уренгойской площади приводило к необходимости внесения корректив в проектные показатели. Хронология такова:

1973, 1974, 1975 гг. - проекты разработки залежи Уренгойской площади составлены до ввода в эксплуатацию месторождения на запасы 1970 г.; годовой отбор на период постоянной добычи соответственно 30 (ОПЭ), 60,

1 00 млрд. м3;

1978    г. - месторождение введено в эксплуатацию;

1979 г. - проект разработки залежи Уренгойской и Ен-Яхинской площадей на запасы 1970 г.; годовой отбор 160 млрд. м3 (соответственно 130 и 30 млрд. м3);

1981 г. - проект разработки Уренгойского месторождения (без Песцовой площади) на объем годовой добычи 250 млрд. м3 (в том числе СевероУренгойское месторождение - 15 млрд. м3; запасы 1974 г.) составлен в связи с увеличением ГКЗ в 1979 г. запасов газа; планировалось в 1984-1985 гг. завершить бурение и ввод эксплуатационных, наблюдательных скважин и обустройство месторождений (ввод ДКС проектировался с 1986 г.);

1983 г. - дополнения к проекту (показатели разработки Таб-Яхинского участка; годовой отбор 10 млрд. м3);

1985 г. - коррективы проектных показателей разработки в связи с увеличением планируемой годовой добычи и отставанием ввода в эксплуатацию Ен-Яхинской площади и Северо-Уренгойского месторождения (годовой отбор 250 млрд. м3 осуществлялся только из залежи Уренгойской площади);

1991 г. - проект разработки Уренгойского месторождения - корректировка показателей разработки Уренгойской (в том числе Таб-Яхинский участок) и Ен-Яхинской площадей в связи с неподтверждаемостью запасов газа ГКЗ 1989 г. по фактическим данным разработки, отставанием обустройства (Таб-Яхинский участок) и сроков ввода ДКС;

1991 г. - проект разработки залежи Песцовой площади на объем годовой добычи 27,5 млрд. м3; запасы ГКЗ 1989 г.;

1996 г. - проект разработки Уренгойского месторождения - корректировка уровней добычи Уренгойской (в том числе Таб-Яхинский участок) и Ен-Яхинской площадей в связи с рассмотрением ЦКЗ б. РАО “Газпром” запасов газа, оцененных по фактическим данным разработки (и рекомендацией принять их для расчета прогнозных показателей), и отставанием сроков ввода ДКС;

1996 г. - принят проект разработки Северо-Уренгойского месторождения, составленный в 1994 г. в связи с увеличением ГКЗ в 1991 г. запасов газа.

4.2.3

СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ. СОПОСТАВЛЕНИЕ ПРОЕКТНЫХ И ФАКТИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

На 01.01.98 разработка сеноманской залежи месторождения велась на основании проекта разработки сеноманской залежи Уренгойского месторождения, утвержденного в 1996 г.

Динамика проектных и фактических показателей разработки за весь период эксплуатации (годового отбора газа, среднего дебита скважин, эксплуатационного и действующего фонда скважин, суммарной добычи газа) Уренгойской и Ен-Яхинской площадей и Северо-Уренгойского месторождения приведена на рис. 4.10-4.13.

Годовой отбору млрд. м 3    Годовой отбор, млрд. м ?    Годовой отбор, млрд. м

Рис. 4.10. Динамика годовой добычи газа:

а - Уренгойская площадь; - Ен-Яхинская площадь; в - Северо-Уренгойское месторождение

Рис. 4.11. Суммарный отбор газа, млрд. м3 ($ ), отношение суммарного отбора газа площади к ее

начальным запасам, % ( •):

1 - запасы по ГКЗ; 2 - запасы по ЦКЗ; 3 - ВНИИГАЗ, расчет показателей разработки

Основная добыча на 01.01.98 приходится на залежь Уренгойской площади - 85,3 % от суммарной добычи месторождения.

Годовой отбор газа из залежи Уренгойского месторождения составил

178,8 млрд. м3 (ниже проектного на 7,9 %).

Условия освоения и характер разработки месторождения и его отдельных участков обусловили формирование текущего поля пластовых давлений. Характер распределения пластового давления свидетельствует о хорошей газодинамической связи как по площади, так и по разрезу продуктивных отложений и позволяет рассматривать процесс отработки залежи как единой газодинамической системы.

На Уренгойской площади на 01.01.98 минимальное давление отмечено в

Рис. 4.12. Динамика дебитов скважин:

а - Уренгойская площадь; б - Ен-Яхинская площадь; в - Северо-Уренгойское месторождение

районе эксплуатационных скважин УКПГ-3^6 - среднее давление в этой зоне снизилось относительно начального на 7,0^7,2 МПа, или на 59^61 %.

На неразрабатываемом Таб-Яхинском участке пластовое давление снизилось относительно начального на 2,7^4,7 МПа в связи с перетоками в зону УКПГ-10.

Глубина текущей воронки депрессии по Уренгойской площади - р азни-ца между минимальным (куст № 47) и максимальным (скв. № 177а на юге) давлениями составляет 3,9^4,8 МПа.

На Ен-Яхинской площади среднее пластовое давление в зоне УКПГ-12

Годы

в

б    Годы


Годовой отбор, млрд. м ? Годовой отбор, млрд. м 3 Годовой отбор, млрд.



Годы

Рис. 4.13. Динамика фонда действующих скважин:

а - Уренгойская площадь; - Ен-Яхинская площадь; в - Северо-Уренгойское месторождение


соответствует проектному; в зонах УКПГ-11, 13 - выше проектного (на 0,3+0,4 МПа). Минимальное давление - в зоне эксплуатационных скважин УКПГ-12; максимальное - на УКПГ-13.

Среднее пластовое давление снизилось по скважинам УКПГ-11 на

41,8 % от начального, УКПГ-12 - на 50 %, УКПГ-13 на 41 %.

По Северо-Уренгойскому месторождению пластовое давление на 01.01.98 снизилось на 38,5 % от начального и составляет 7,3 МПа. Минимальное давление в зоне эксплуатационных скважин 6,9 МПа.

Устьевые давления, МПа, средние по УКПГ на 01.01.98, следующие:

Уренгойская площадь - 3,3 (УКПГ-5) 4,4 (УКПГ-10);

Ен-Яхинская - 4,2 (УКПГ-12)    4,4    (УКПГ-13);

Северо-Уренгойское месторождение - 4,8.

Компрессорный период эксплуатации на Уренгойском месторождении - с 1987 г. Сроки ввода ДКС в силу различных причин неоднократно корректировались, что привело к существенному отклонению реальных условий эксплуатации УГКМ от первоначально определенных проектом разработки месторождения.

Строительство I очереди ДКС закончено в I кв. 1996 г. (УКПГ-2); ДКС

II очереди введены на уКпГ-1, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 12.

Отставание ввода ДКС приводило к тому, что значительный фонд скважин в течение длительного времени работал на режиме р = const, так как давление на устье ограничивалось давлением в коллекторе, в связи с чем были снижены годовые отборы в зонах отдельных УКПГ.

4.2.4

АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН ПРИ СТАЦИОНАРНОМ РЕЖИМЕ ФИЛЬТРАЦИИ. УТОЧНЕНИЕ ПРОДУКТИВНОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ “СРЕДНЕЙ” СКВАЖИНЫ ЗОН УКПГ

С целью определения текущей продуктивной характеристики скважин, необходимой для правильного установления технологического режима, и регулирования отборов газа по отдельным скважинам, кустам, УКПГ на Уренгойском и Северо-Уренгойском месторождениях в течение всего периода разработки проводились испытания при стационарных режимах фильтрации по стандартной методике.

Учитывая, что эксплуатационные скважины оборудованы пакерами и забойными клапанами-отсекателями (проектировалось для обеспечения надежности эксплуатации), обработку результатов испытаний проводили по

формуле Ар2 = р1_л - ру ¦ e2s при заданном дебите Q. При этом определяется коэффициент сопротивления призабойной зоны пласта А и коэффициент (5+0), где 0 характеризует суммарные потери давления в лифтовой колонне и забойном оборудовании.

С целью уменьшения затрат на промысловые испытания скважин и сокращения потерь газа в атмосферу во ВНИИГазе разработали и с 1985 г. внедряют на Уренгойском месторождении методику испытаний на одном рабочем режиме. Анализ результатов исследований 637 скважин Уренгойской площади по стандартной методике за 12 лет с начала эксплуатации показал, что зависимость р^ - р2 ¦ e2s от Q конкретной скважины практически постоянна во времени. В связи с этим было рекомендовано шире применять замеры дебита и устьевого давления на рабочем режиме в качестве контрольной точки на индикаторной линии р^ - ру; ¦ e2s как функции

Q (использовать данные разновременных стандартных исследований конкретной скважины).

Исследования скважин на одном рабочем режиме и сегодня актуальны в связи с законом об окружающей среде и рациональном использовании природных ресурсов, ограничивающем выпуск газа в атмосферу. В то же время эти исследования и исследования без выпуска газа в атмосферу за последние годы (1992-1997 гг.) резко сокращены.

Для достоверной оценки забойного давления, депрессии и коэффициента В необходимо знать и достоверное значение 0. Начиная с 1981 г., на месторождении проводят исследования скважин с применением глубинных приборов, которые позволили определить забойные давления и депрессии на рабочих режимах, а также коэффициенты X и 0. Фактические значения 0 конкретных скважин изменяются в широком диапазоне, и величина их зависит от внутреннего диаметра лифтовой колонны (сужений ее в интервале установки пакера, дополнительных сопротивлений в соединениях, различной толщины стенок отдельных секций и др.), седла пакера и клапана-отсекателя.

Распределение на площадях количества скважин по фактическим диаметрам и процентное отношение их к общему эксплуатационному фонду приведены в табл. 4.3.

Как отмечалось в проекте, в скважинах с лифтовой колонной диаметром 168 мм значение 0 изменяется в диапазоне (20+80)¦Ю-5. Среднее значение 0, определенное для группы скважин, в которых проводились глубинные исследования до установки клапана-отсекателя и после, составляет соответственно 3540-5 и 5540-5. Значение 0 “средней” скважины 60Т0-5.

По номограмме, приведенной в проекте, оценивалась абсолютная ошибка 60, дающая погрешность в 0,1 МПа для забойного давления и депрессии при заданных значениях рза6 и Q. Так, при Q = 1000 тыс. м3/сут и рза6 = 10 МПа может быть допущена та же погрешность в 0,1 МПа при 60 = 2040-5. При снижении рза6 влияние точности определения 0 на расчетную величину рза6 и депрессию увеличивается, и на конец периода постоянной добычи (рзаб = = 5 МПа) при том же дебите 60 составит уже 1040-5.

Анализ результатов исследований показал, что в эксплуатационных скважинах с лифтовой колонной диаметром 168 мм для практической оценки забойного давления, депрессии, коэффициента В по результатам стационарных исследований может быть использовано значение 0, определенное по

ТАБЛИЦА 4.3

Месторождение

Диаметр лифтовой колонны, мм

168

114

127; 102; 89; 73

Уренгойское:

Уренгойская площадь

604/53

118/10

52/5

Ен-Яхинская площадь

-

240/22

21/2

Северо-Уренгойское

-

81/7

17/1

Итого:

604/53

439/39

90/8

глубинным исследованиям. В то же время в скважинах с лифтовой колонной диаметром 114 мм и ниже влияние 60 на рза6 и депрессию существенно.

В проекте при расчете технологических показателей “средней” скважины с лифтовой колонной диаметром 114 мм принята 0 = 250-10-5. Фактическое ее значение по результатам глубинных исследований конкретных скважин изменяется в основном от 100-10-5 до 600-10-5. Для лифтовых колонн одного диаметра (с однотипным забойным оборудованием) и близкими по величине дебитами следует ожидать одинаковых значений 0. Однако анализ глубинных исследований за период 1990-1996 гг. конкретных скважин с лифтовой колонной диаметром 114 мм (УКПГ-11+13,15) показывает изменение 0 в широком диапазоне при близких дебитах.

Отклонение 0 скважины от средней величины составляет ±150-10-5 (клапан-отсекатель извлечен) и более. Таким образом, использование средних значений 0 для расчета рзаб, Ар, В по результатам стационарных исследований конкретной скважины с лифтовой колонной диаметром 114 мм и меньше может привести к существенным ошибкам.

Проектные значения коэффициентов фильтрационного сопротивления и пласта, и призабойной зоны “средней” скважины УКПГ, используемой для расчета технологических показателей разработки, рассчитывались в зависимости от эффективной мощности интервала перфорации h3n. До ввода в разработку сеноманских залежей эта зависимость определялась по результатам исследований разведочных скважин месторождений севера Тюменской области, h3U которых не превышала 20 % от общей эффективной мощности, и трех специальных скважин, где перфорирована практически вся h3U. В связи с тем, что весь фактический фонд эксплуатационных скважин был оснащен забойным оборудованием, корректировка кривых в проекте проводилась по результатам исследования 100 эксплуатационных скважин месторождения Медвежье до установки в них забойного оборудования.

Сопоставление показало, что коэффициенты А и В по данным исследований скважин эксплуатационного фонда при одной и той же величине hsn несколько меньше, чем по разведочным.

Эти зависимости были использованы для обоснования необходимой и достаточной величины эффективной мощности в интервале перфорации эксплуатационных скважин Уренгойской площади.

Методический подход для определения проектных значений коэффициентов А и В “средней” скважины по эффективной мощности в интервале перфорации можно считать обоснованным, а продуктивная характеристика призабойной зоны пласта и скважины Уренгойской площади соответствует проектной.

В то же время для расчета прогнозных показателей разработки “средней” скважины УКПГ необходимо использовать коэффициенты А и (В + 0), характеризующие весь эксплуатационный фонд, включая скважины с диаметром лифтовой колонны 114 мм (и меньше) и с ухудшенной продуктивной характеристикой.

В настоящей работе (В + 0) оценивались также и по устьевым (ру) параметрам работы УКПГ по состоянию на начало 1997 г., которые практически совпадают с проектными для всего фонда эксплуатационных скважин Уренгойской площади.

В проекте 1981 г. контроль за разработкой Уренгойской и Ен-Яхинской площадей предусматривалось осуществлять с помощью 212 наблюдательных скважин, специально пробуренных или переоборудованных из разведочного фонда, в которых рекомендовалось проводить наблюдения за динамикой ГВК, пластового давления в газовой залежи и статических уровней в водоносной части пласта.

С целью уточнения структурного плана, дополнительного изучения продуктивной толщи и ее водонапорного бассейна, петрофизической характеристики разреза и объемных параметров пород-коллекторов для более точной оценки запасов газа проектировалось осуществить опережающее бурение наблюдательных скважин, в том числе 19 специальных - 17 оценочных и 2 для определения объемных параметров.

Контроль за изменением пластового давления в газовой залежи проектировалось осуществлять как в скважинах эксплуатационного фонда, так и наблюдательных, специально пробуренных или переведенных из разведочного фонда.

На Уренгойском месторождении рекомендовалось для этих целей переоборудовать 39 разведочных скважин и пробурить 7 новых наблюдательных скважин на периферии залежи. Кроме того, планировалось использовать пять скважин, расположенных на куполах в районе УКПГ-7, 8, 11, 12, 13 и предназначенных для наблюдения за давлением в приконтактной зоне залежи; две скважины, расположенные на периферии Уренгойской площади, для наблюдений за ГВК в газовой среде и давлением; 16 оценочных скважин. Всего для контроля за изменением пластового давления в газовой залежи проектировалось использовать 69 наблюдательных скважин.

Контроль за динамикой ГВК в газовой залежи предусматривалось осуществлять по всей площади газоносности специально пробуренными наблюдательными скважинами.

Контроль за давлением в законтурной области и под газовой залежью проектом предусматривалось осуществлять системой гидропьезометрических скважин, включающей в себя три поперечных профиля (два на Уренгойской площади и один на Ен-Яхинской) и один продольный по оси Уренгойского и Северо-Уренгойского месторождений. Кроме того, с целью получения систематических сведений о пластовых водах и их начальных статических уровнях в разрабатываемой части месторождения, изучения характера влияния водонапорного бассейна на газовую залежь в процессе разработки был запроектирован в районе УКПГ-8 куст из трех скважин для гидрогеологических исследований, в которых водоносный пласт вскрывался ниже ГВК сеноманской газовой залежи на 50, 150 и 300 м. Всего на Уренгойском месторождении проектировалось 36 гидропьезометрических скважин, в том числе 14 намечалось переоборудовать из разведочных.

Для наблюдения и контроля за растеплением околоствольного пространства, а также с целью уточнения строения и изучения температурного режима толщи многолетнемерзлых пород проектировалось бурение 14 скважин глубиной до 600 м.

Фактически на начало 1985 г. разрабатывалась только залежь собственно Уренгойской площади, но и здесь отмечалось отставание обустройства -фонд эксплуатационных скважин составлял около 75 % от проектного на данной площади, наблюдательных - 50 %, причем последние располагались в зоне эксплуатационного разбуривания.

В связи с неудовлетворительной организацией контроля за разработкой и необходимостью доразведки периферийных частей залежи Уренгойского месторождения было принято решение дополнительно к заранее запроектированным пробурить 72 наблюдательные скважины.

Таким образом, после внесения корректив фонд наблюдательных скважин увеличился на 43 единицы, в том числе на Уренгойской площади на 26, на Ен-Яхинской площади на 17.

Скорректированное количество проектных скважин для контроля за разработкой и обслуживания промысла Уренгойского месторождения (Уренгойская и Ен-Яхинская площади) составляло 287 скважин, в том числе наблюдательных за ГВК, пластовым давлением и гидропьезометров - 241, включая 2 для оценки объемных параметров; наблюдательных за растеплением мерзлоты - 14; нагнетательных для промстоков - 32.

В проекте 1991 г. отмечалось, что по состоянию на 01.01.91 г. бурение проектного эксплуатационного фонда на Уренгойском месторождении практически закончено. Однако бурение наблюдательных и переоборудование разведочных скважин выполнено всего на 50 %.

В связи с создавшимся состоянием фонда наблюдательных скважин, сокращением финансирования бурения, а также с тем, что необходимость в ряде наблюдательных скважин отпала (в частности, в большом количестве гидропьезометров), в проекте были даны предложения по сокращению фонда наблюдательных скважин с одновременной корректировкой местоположения части оставшихся недобуренных скважин для контроля за разработкой и с целью доразведки периферийных частей залежи.

При рассмотрении проекта разработки 1991 г. с целью получения надежной информации для подсчета запасов газа было принято решение завершить в 1992-1993 гг. бурение 42 проектных наблюдательных скважин в соответствии с уточненной схемой их размещения.

Таким образом, общее количество наблюдательных скважин по проекту 1991 г. должно было составить 166.

КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ СЕВЕРО-УРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

На Северо-Уренгойском месторождении проектом 1981 г. рекомендовалось для контроля за разработкой пробурить 14 скважин за ГВК, в том числе 7 на крыльевых частях.

Также рекомендовалось переоборудовать из разведочного фонда 11 скважин для наблюдения за пластовым давлением, из них 9 на периферии.

В первую очередь намечалось бурение скважин по контролю за ГВК.

Общий фонд наблюдательных скважин (за давлением, ГВК и пьезометрических) по проекту составлял 31 единицу.

Так же, как и по Уренгойскому месторождению, наблюдательные скважины рекомендовалось вводить раньше или одновременно с эксплуатационными.

Для наблюдения и контроля за растеплением пород проектировалось бурение семи скважин в зоне кустов, из них шесть глубиной 150 м и одна со вскрытием полной мощности многолетнемерзлых пород (400-500 м).

В “Коррективах...” 1985 г. число наблюдательных скважин, предусмотренных на Северо-Уренгойском месторождении, не пересматривалось. Месторождение введено в эксплуатацию в 1987 г.

Скорректированный позднее проектный фонд наблюдательных скважин составлял 27 единиц, в том числе 11 разведочных.

В проекте 1991 г. Северо-Уренгойское месторождение не рассматривалось, так как в это время пересматривались запасы газа сеноманской залежи.

Незначительное количество наблюдательных скважин в периферийных частях привело к тому, что информации по контролю за разработкой за пределами эксплуатационного поля недостаточно.

Проектом 1998 г. планировался ввод в разработку восточного купола Се-веро-Уренгойского месторождения. Для контроля за ГВК и давлением рекомендовалось дополнительно пробурить две наблюдательные кустовые скважины и одну скважину на периферии. Вместе с ними проектный фонд наблюдательных скважин составляет 30 единиц (из них 11 - разведочные).

КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ ПЕСЦОВОЙ ПЛОЩАДИ УРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Рекомендации по контролю за разработкой Песцовой площади были даны в проекте, выполненном в 1990 г.

В основу размещения сети наблюдательных скважин положена схема, состоящая из двух профилей, пересекающих месторождение по линии разведочных скважин.

Контроль за пластовым давлением в зоне кустов осуществляется замерами по фонду эксплуатационных скважин. В периферийных частях для этой цели предусматривается максимальное использование разведочного фонда, для чего предлагается вывести из консервации девять разведочных скважин. Для полного и равномерного охвата периферийных частей наблюдением за полем давления дополнительно предусматривается бурение четырех скважин. В совокупности со скважинами разведочного фонда они образуют замкнутое кольцо вокруг зоны эксплуатационного разбуривания с одинаковым расстоянием между наблюдательными скважинами.

Таким образом, проектная схема контроля за разработкой Песцовой площади предполагает наличие 23 скважин, в том числе 9 для контроля за ГВК, 13 за распределением давления в периферийной зоне и 1 глубокую пьезометрическую скважину. Из них подлежали бурению 14 скважин. Все наблюдательные скважины бурятся вертикальными с отбором керна в разрезе продуктивных отложений.

СОСТОЯНИЕ ФОНДА НАБЛЮДАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

На Уренгойском месторождении по проекту 1991 г., общее количество наблюдательных скважин, предназначенных для контроля динамики ГВК, пластового давления в газовой залежи и пьезометров, по разрабатываемым площадям должно было составлять 166 единиц (126 - на Уренгойской площади, 40 - на Ен-Яхинской).

По состоянию на 01.01.98 г. их количество должно было достичь 178 единиц:

128 на Уренгойской площади; из них для наблюдения за ГВК - 63 (в том числе в кустах эксплуатационных скважин и одиночных в зоне отбора - 58), за пластовым давлением - 27, пьезометры - 38;

50 на Ен-Яхинской площади (в том числе 6 на Песцовой площади); из них для наблюдения за ГВК - 19 (в том числе кустовых и одиночных в зоне эксплуатационного разбуривания - 15), за пластовым давлением - 23 (из них 5 на Песцовой площади), пьезометры - 8 (из них 1 на Песцовой площади).

Из рекомендованных проектом 1991 г. к бурению 42 скважин (на Уренгойской площади - 24, на Ен-Яхинской - 18) на 01.01.98 г. пробурены и приняты на баланс ПО “Уренгойгазпром” 36 скважин.

На Ен-Яхинской площади пробурена и принята на баланс ПО “Уренгойгазпром” 21 скважина.

После внесенных корректив на 01.01.98 г. общий фонд наблюдательных за ГВК, давлением и пьезометрических скважин на Уренгойском месторождении (без Песцовой площади) должен был составить 170 (по Уренгойской площади - 128, по Ен-Яхинской - 42).

На Песцовой площади с целью доразведки Санского (Северо-Песцового) участка ПО УГП дополнительно пробурены в 1994-1996 гг. и приняты на баланс в качестве наблюдательных за давлением шесть скважин.

Для контроля за давлением используется также разведочная скв. 3-р.

На Северо-Уренгойском месторождении фонд наблюдательных скважин на 01.01.98 г. - 18; из них: за ГВК - 7 (в том числе 6 кустовых), за пластовым давлением - 7; пьезометры - 4.

Проектный фонд наблюдательных скважин 30 единиц (в том числе 11 разведочных). Сравнение проектных и фактических данных по количеству и назначению наблюдательных скважин показывает их несоответствие: часть скважин пробурена или переоборудована вне проектных рекомендаций, не переоборудованы разведочные скважины. В результате и в настоящее время на значительной площади периферии информация по контролю за разработкой ограниченная.

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО КОНТРОЛЮ ЗА РАЗРАБОТКОЙ

Основной задачей контроля за разработкой является обеспечение комплексного наблюдения за процессом эксплуатации газовой залежи с целью:

оценки эффективности принятой системы разработки и проводимых отдельных геолого-технических мероприятий;

принятия решений по регулированию процесса разработки и планированию мероприятий по его совершенствованию для достижения сбалансированности между максимальной конечной газоотдачей и оптимальными экономическими затратами.

Контроль за разработкой осуществляется комплексом геолого-промыс-ловых, промыслово-геофизических и гидрохимических исследований.

4.2.6

АНАЛИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН С ВОДО- И ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЯМИ

В период промышленной разработки сеноманских залежей Уренгойского месторождения рабочие депрессии на пласт в некоторых случаях составляли 0,5-0,6 МПа, дебиты скважин превышали 1,5 млн. м3/сут, поддерживались условия для выноса с забоя жидкости и механических примесей (песка), при этом не происходило разрушения призабойной зоны и выноса песка из скважин.

В последние годы во многих скважинах происходит разрушение призабойной зоны скважин при рабочих депрессиях на пласт 0,1-0,2 МПа. Отрицательное влияние песка на работу скважин проявляется за счет накопления песка в интервале перфорации на забое скважин, в технологических трубопроводах и аппаратах, абразивном разрушении скважинного оборудования, запорной арматуры на устье скважины и установках сбора и подготовки газа, в создании аварийных ситуаций.

За 12 мес 1995 г., например, при проведении ежегодных ревизий аппаратов осушки газа и разделителей Е-310 из них было извлечено в общей сложности более 118 т песка.

Наличие в потоке транспортируемого газа песка и жидкости приводит к повышенному износу фасонных деталей трубопроводов. За 12 мес 1995 г. наблюдалось десять случаев отказов газопромыслового оборудования по причине эрозионного износа запорной арматуры и фасонных деталей обвязки (проедание отводов, задвижек, термокарманов - на УКПГ-1, 8, 7, 10).

Разрушение призабойной зоны пласта в первую очередь связывают с поступлением в пласт конденсационной или пластовой воды. Вода, поступающая в пласт за счет обратной фильтрации, ослабляет существующие механические связи между частицами песка, скелет пласта разрушается, а песок выносится потоком газа из пласта в скважину.

НТЦ ПО “Уренгойгазпром” в 1995-1996 гг. проведены исследовательские работы.

Основные выводы этих работ:

увеличение влагонасыщенности призабойной зоны скважины снижает прочностные свойства породы;

устойчивость коллектора призабойной зоны нарушается независимо от природы выносимой воды (остаточная, конденсационная, пластовая, техногенная);

устойчивость коллектора зависит от продолжительности воздействия воды на породу;

по обводненным скважинам разрушение коллектора происходит при самых минимальных депрессиях (менее 0,1 МПа).

Постоянный, индивидуально подобранный режим (когда в пласте все стабилизируется) является условием работы скважины без разрушения призабойной зоны.

Аналогичный вывод о выносе песка в течение первых нескольких часов после выхода на очередной режим эксплуатации делают авторы одной из работ по исследованиям скважин хадумского горизонта Северо-Ставро-польского месторождения, объясняя это образованием в пласте каверны, т.е. увеличением поверхности фильтрации и уменьшением градиента давления на частицы породы, прилегающие к стволу скважины.

Смена режимов работы скважин приводит также к процессу обратной фильтрации в пласт жидкости, скапливающейся на забое и в стволе скважины, которая увлажняет породу и способствует ее разрушению.

С другой стороны, сами коллекторы сеноманской залежи Уренгойского месторождения характеризуются    хорошими фильтрационно-емкостными

свойствами, обусловливающими низкие прочностные качества. Интервалы перфорации всех скважин, в которых проведены специальные газогидродинамические исследования, вскрывают наряду с “просто” коллекторами “суперколлекторы”, т.е. коллекторы с наиболее высокими значениями коэффициентов пористости, газонасыщенности и проницаемости. Именно “суперколлекторы” в условиях сеноманской залежи, когда все скважины выносят воду, наиболее подвержены разрушению.

Геофизические исследования показали, что в этих скважинах движение флюидов осуществляется в основном из “суперколлекторов” интервала перфорации или выше (ниже) его.

Поэтому проблема выноса песка далее будет еще актуальней и, видимо, должна решаться с помощью технических средств.

Специальные газодинамические исследования будут продолжены для определения условий разрушения коллектора призабойной зоны с использованием результатов геофизических исследований и анализа полной геологопромысловой информации, включая и результаты ревизий технологических ниток, с выдачей конкретных рекомендаций по технологическим режимам эксплуатации скважин. При проведении исследований следует обратить внимание на длительность отработки скважины на одном режиме, а также на изменение количества выносимых механических примесей во времени с начала исследований. Исследования необходимо проводить на нескольких скважинах, конструкция и условия работы которых могут наиболее полно характеризовать действующий фонд.

4.2.7

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ ТЕХНОЛОГИИ ПОДГОТОВКИ ГАЗА К ТРАНСПОРТУ

Специалистами ВНИИГАЗа разработаны технические решения, направленные на повышение эффективности работы УКПГ в заключительный период разработки месторождений с учетом влияния размещения ДКС на показатели.

Повышение надежности работы ДКС. С размещением ДКС перед установками осушки газа возникает необходимость в защите агрегатов от попадания в них механических примесей и минеральных солей. Рекомендуется осуществлять промывку газа во входном сепараторе ДКС. В качестве орошения целесообразно использовать водный конденсат, получаемый в блоке регенерации гликоля. Для реализации этого предложения не требуется разработки нового оборудования, так как имеются сепараторы с массообменными секциями (разработка ДАО “ЦКБН”).

Осушка газа при низких температурах контакта. На основании опытных и опытно-промышленных исследований установлены преимущества процесса абсорбционной осушки газа при низких температурах контакта. Из них можно указать следующие:

возможность увеличения пропускной способности УАОГ, что особенно важно в зимний период, когда увеличивается потребность в газе;

уменьшение количества воды, поглощаемой из газа гликолем, что снижает затраты на регенерацию насыщенного раствора;

для осушки газа достаточно использовать раствор ДЭГа концентрацией не более 90-97 % (массовая доля). Следовательно, отпадает необходимость в

Рис. 4.14. Схема подготовки газа к транспорту при обеспеченном равномерном распределении

гликоля в потоке газа на входе в АВО

регенерации насыщенного раствора под глубоким вакуумом. Это в свою очередь позволит свести к минимуму возможность окисления гликоля (за счет подсоса воздуха в систему) и его термическое разложение. Одновременно снижаются количество циркулирующего в системе гликоля и связанный с этим расход энергии на работу насосов на перекачку регенерированного раствора гликоля;

применение раствора низкой концентрации для осушки газа в совокупности с низкой температурой контакта обеспечивает снижение потерь гликоля за счет капельного уноса (несколько граммов на 1000 м3 газа). Потери гликоля за счет растворимости в газовой фазе при низких температурах контакта снизятся в несколько раз;

при низких температурах контакта будет обеспечена надежная осушка газа до точки росы минус 20 °С и ниже без особых затруднений, что однозначно решает вопрос о соответствии газа требованиям ОСТ 51.40-93;

сводится к минимуму количество жидкой фазы, образовавшейся в газотранспортной системе и т.д.

В зависимости от режима эксплуатации систем добычи и сбора газа технология осушки газа при низких температурах контакта может осуществляться по двум вариантам.

Первый вариант предпочтителен при предварительном ингибировании газа раствором метанола. Этот вариант предусматривает подачу в АВО раствора метанола для предотвращения гидратообразования в системе.

Второй вариант рекомендуется применять в случае отсутствия в системе сбора газа условий гидратообразования, т.е. когда сырьевой газ не содержит пары метанола. В этом варианте для предотвращения гидратообразования в АВО подается раствор ДЭГа. Такой вариант может быть реализован по схемам, приведенным на рис. 4.14 и 4.15.

ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА РЕКОМЕНДУЕМОГО ВАРИАНТА ПОДГОТОВКИ ГАЗА К ТРАНСПОРТУ

В обоих вариантах предполагается охлаждать газ с использованием АВО в зимний период до температур +5...+10 °С и ниже, далее подавать газ на доосушку по существующей схеме.

Реализовать схему по рис. 4.14 можно только при решении вопроса о равномерном распределении раствора гликоля в потоке газа на входе в АВО.

Технологическая схема, приведенная на рис. 4.15 (предложение ПО “Уренгойгазпром”), в настоящее время реализуется на УКПГ-3. Суть этого варианта сводится к тому, что за счет контактирования с насыщенным раствором ДЭГа производится предварительная осушка газа. Обозначим остаточное влагосодержание газа на выходе из фильтра B1. В этом случае на АВО газ охлаждается до температуры, при которой в заданном давлении равновесная влагоемкость газа не должна быть меньше значения B1. Это позволит избежать гидратообразования в системе при охлаждении газа. После АВО производится доосушка газа по проектной схеме.

Реализация такой схемы может быть осуществлена с соблюдением условия, когда из входного сепаратора не уносятся механические примеси. Для сведения к минимуму уноса механических примесей с газом, как было указано выше, рекомендуется предусмотреть промывку газа с использованием ре-флюксной жидкости.

Очистка раствора гликоля от минеральных солей. Опыт эксплуатации ДКС показывает, что часть жидкости в виде тумана все же проходит через компрессорные агрегаты с газом. Следовательно, и в этом случае неизбежно попадание в абсорберы капельной воды, содержащей минеральные соли.

Одновременно в растворе ДЭГа будут накапливаться также тяжелые углеводороды, продукты коррозии и разложения, осмоления самого гликоля и т.д.

Это подтверждается фактическими показателями эксплуатации внутри-промысловых газопроводов и ГКС Уренгойского ГКМ, где в трех цехах за год улавливается до 3500 т раствора ДЭГа. Эти факты указывают на необходимость строительства установки по очистке раствора гликоля от различных примесей.

Благодаря внедрению новых технических решений в схеме установки возможно практически полное выделение гликоля и воды из загрязненного раствора при температурах ниже температуры разложения гликоля.

Одним из способов повышения эффективности работы абсорберов УАОГ при высоких температурах контакта может стать использование триэтиленг-ликоля (ТЭГ) вместо ДЭГа в качестве осушителя.

Основными показателями, характеризующими осушающую способность гликолей, являются: депрессия по точке росы газа по влаге, их удельные потери на установке осушки, регенерируемость насыщенного раствора и т.д. По всем указанным показателям ТЭГ имеет преимущество перед ДЭГом.

Опыт эксплуатации установок осушки газа на Западно-Таркосалинском месторождении показал, что по итогам 1997 г. средние потери ТЭГа составили 8,5 г/1000 м3.

Перевод установок на ТЭГ возможен при использовании в качестве теплоносителя водяного пара с температурой примерно 210...220 °С. Производство пара с такой температурой невозможно при использовании действующих котлов.

Другим вариантом может быть включение в схему УКПГ огневого блока регенерации, что требует больших капитальных вложений.

ВНИИГАЗом прорабатывается вопрос о включении в схему промысловых ДКС котлов-утилизаторов. Реализация этого предложения позволила бы производить водяной пар с температурой 320 °С. В этом случае отпала бы необходимость в огневых блоках регенерации.

Таким образом, использование ТЭГа в качестве осушителя, включение в схему УКПГ огневых блоков регенерации, модернизация и ремонт котлов и производство водяного пара с использованием энергии дымовых газов должны рассматриваться в едином блоке, с учетом снижения объемов добычи газа. Для решения этих вопросов необходимо выполнить соответствующее ТЭО.

Монтажные работы на УКПГ-5 по строительству огневого блока регенерации с термосифонами планировалось завершить в 1998 г. После ввода этой установки в эксплуатацию для осушки газа можно было бы использовать раствор ТЭГа. Это позволило накопить соответствующий опыт в условиях низкого давления и при высоких температурах контакта (в летние месяцы). На основе получаемых данных можно оценить экономическую эффективность использования ТЭГа.

4.2.8

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ

Проект разработки по Уренгойской и Ен-Яхинской площадям был выполнен ВНИИГАЗом и в 1996 г. принят Комиссией по месторождениям и ПХГ б. РАО “Газпром”. Показатели по Уренгойской и Ен-Яхинской площадям были утверждены до 1997 г. Уровень годовых отборов по Уренгойской площади 154 млрд. м3, эксплуатационный фонд 777 скважин; по Ен-Яхинской площади 43 млрд. м3, эксплуатационный фонд - 261 скважина.

Проект разработки Северо-Уренгойского месторождения выполнен ТюменНИИгипрогазом в 1996 г. и принят на заседании Комиссии по месторождениям и ПХГ. Уровень годовых отборов 18,9 млрд. м3, эксплуатационный фонд - 104 скважины.

Проект разработки сеноманской залежи Песцового месторождения (ТюменНИИгипрогаз) принят на заседании ЦКР б. ГГК “Газпром” в 1991 г. Уровень годовых отборов 27,5 млрд. м3, эксплуатационный фонд - 145 скважин.

На 01.01.98 г. разрабатывались Уренгойская, Ен-Яхинская площади и Северо-У ренгойское месторождение.

В настоящей работе приводятся расчеты показателей разработки.

В силу того, что Песцовая и Северо-Песцовая площади не разрабатыва-

Показатели

Урен

гой

УКПГ-

1АС

УКПГ-1

УКПГ-2

УКПГ-3

УКПГ-4

УКПГ-5

УКПГ-6

УКПГ-7

УКПГ-8

УКПГ-9

УКПГ-10

Таб-

Яхин-

ская.

пл.

Фонд скважин

794

73

58

64

Ва

64

риант 1 63

63

60

88

87

88

63

24

Годовой отбор,

14,7

1,09

0,81

0,76

0,24

0,24

0,86

0,96

1,44

0,92

2,37

2,43

2,62

млрд. м3 Накопленная

4537

372,8

387

339,6

370,8

358,2

350

350,2

495,5

418,3

549,8

439,4

105,

добыча, млн. м3 Остаточные за

6,5

5,3

4,9

5,8

5,8

5,3

4,9

4,6

5,1

6,4

4,5

6,8

4

16,4

пасы, % от начальных Среднее давле

20,9

26,4

14,7

11,6

11,4

11,6

11,8

13,8

16,1

17,4

17,5

27,3

45,3

ние, атм Вторжение во

18 842

2141

1865,7

1308,8

1284,3

1412,3

1469,6

1487,6

1550,1

1559,4

1377,1

2035,7

1350,9

ды, млн. м3 в т. ч. в зоне

11 130

1143,1

666,8

903,6

968,6

988,5

825,1

805,8

1174,8

1258,3

1087,1

985

323,2

отбора Фонд скважин

892

97

72

74

Ва

68

риант 2 65

71

74

94

87

94

73

24

Годовой отбор,

14,7

1,09

0,81

0,76

0,24

0,24

0,86

0,96

1,44

0,92

2,37

2,43

2,62

млрд. м3 Накопленная

4537

372,8

387

339,6

370,8

358,2

350

350,2

495,5

418,3

549,8

439,3

105,4

добыча, млн. м3 Остаточные за-

6,5

5,0

4,9

6,0

6,0

5,5

5,1

4,7

5,2

6,5

4,6

6,6

16,0

пасы, % от начальных Среднее давле

21

25,3

15,2

12,5

12,2

12,3

12,3

14,1

16,3

17,7

17,9

26,9

44,8

ние, атм Вторжение во

18 846

2150

1862,6

1304,8

1280,9

1 41 0,2

1468,6

1487,2

1549,6

1556,9

1372,5

2041,2

1361,5

ды, млн. м3 в т.ч. по зоне

12 299

1439,1

898,1

899,9

1032,2

986,4

875,4

999

1283

1255,5

1163,9

11 40,4

326,2

отбора

ются и давление на них близко к начальному, в настоящее время переток газа оттуда существенно влияет на формирование депрессионной воронки на Ен-Яхинской площади. Так, на конец 2025 г. по всем вариантам переток газа с Песцовой и Северо-Песцовой площадей превысит 62 млрд. м3. Следует отметить, что после планировавшегося ввода в разработку Песцовой площади в 2000 г. величина годового перетока в Ен-Яхинскую площадь должна была уменьшиться.

Бурение дополнительных скважин и расширение зоны размещения скважин приводит к увеличению газоотдачи. На конец 2025 г. текущая газоотдача по вариантам составит 89,3-89,5 % (в базовом варианте - 87,3 %).

Для всех УКПГ Ен-Яхинской площади в силу разных причин перетоки газа существенно влияют на газоотдачу. Так, для УКПГ-11 и 13 газоотдача, определенная по суммарной добыче, оказывается выше, чем определенная по остаточным запасам, а по УКПГ-12 - наоборот.

Результаты моделирования разработки Уренгойской площади на период до 01.01.2025 г. по вариантам с бурением новых скважин и без него приведены в табл. 4.4.

Сравнение распределения пластового давления по УКПГ по вариантам показывает, что бурение периферийных скважин не приводит к заметному улучшению отработки объекта разработки. Так, значительное увеличение эксплуатационного фонда на УКПГ-1АС приводит к незначительному снижению остаточных запасов (на 1,3 млрд. м3). По другим УКПГ также не происходит заметного роста газоотдачи периферии за счет ввода новых скважин.

Вместе с тем наличие большого числа скважин, где по прогнозам возможно обводнение как за счет подъема ГВК, так и вследствие низкого качества заколонного цемента, требует расширения объема работ по капитальному ремонту скважин. Учитывая, что вследствие неоднородности геологического строения продуктивной толщи сеномана при отключении отдельных скважин могут ухудшаться условия отработки продуктивной толщи на поздней стадии, необходимо поддерживать эксплуатационный фонд на проектном уровне путем проведения капитального ремонта (включая забурива-ние вторых стволов и бурение дублеров взамен ликвидируемых скважин).

УТОЧНЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ СЕВЕРО-УРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Сеноманская залежь Северо-Уренгойского месторождения вошла в проект “Уренгой-250” как УКПГ-15. По этой причине самостоятельные проектные документы по данному месторождению отсутствовали. В 1996 г. ТюменНИИгипрогазом подготовлены “Коррективы к проекту разработки сеноманской залежи Северо-Уренгойского месторождения”, утвержденные секцией по разработке Комиссии по месторождениям и ПХГ б. РАО “Газпром” по варианту 3а, предусматривающему разработку месторождения с проектным фондом скважин в режиме предельной депрессии на пласт. Несмотря на форсированный режим разработки на месторождении, только 13 скважин из 101, действующей на 01.01.97 г., имели ограничения из-за выноса механических примесей и жидкости. Наличие пластовой воды в различных смесях с конденсационной водой по результатам гидрохимических исследований на 01.10.97 г. отмечено в 20 скважинах. При этом в двух скважинах (15142, 15281) ее присутствие обусловлено близостью текущей плоскости ГВК. В остальных 18 скважинах основной причиной является некачественное цементирование обсадной колонны.

В целом сопоставление фактических и проектных показателей указывает на возможность дальнейшей эксплуатации залежи в режиме предельных депрессий. Поэтому корректировка показателей разработки выполнялась с учетом текущего состояния эксплуатации, сохранения проектной динамики отборов газа и мощности ДКС на сеточной газодинамической модели, адаптированной по данным истории разработки в двух вариантах.

Первый вариант не предусматривал изменение первоначальных проектных решений по фонду скважин и набору технологического оборудования по подготовке и компримированию газа. Результаты расчета показывают, что до 2007 г. уровни годовых отборов будут определяться предельной депрессией на пласт, равной 0,86 МПа. В дальнейшем ограничивающими факторами в динамике годовых отборов становятся суммарная мощность рабочих агрегатов двух цехов ДКС и выбытие скважин из-за обводнения. При том же сроке разработки, что и в ранее выполненных “Коррективах” (2040 г.), из залежи будет отобрано 83,6 % от утвержденных запасов при обводнении 50,1 % порового объема западного купола. По этой причине из действующего фонда выйдут 32 % эксплуатационных скважин.

Существенным недостатком первого варианта является слабая степень дренирования запасов газа восточного купола. Так, согласно карте изобар, к 2015 г. пластовое давление в этой части залежи снизится до 10,3-10,5 МПа, а суммарный переток газа в зону текущего эксплуатационного поля составит 16,2 млрд. м3. На конечный год разработки при пластовом давлении 8 МПа объем перетекшего газа возрастет до 32,3 млрд. м3. Поэтому во втором варианте с 2003 г. в эксплуатацию вводится восточный купол, где предлагается разместить 14 наклонно направленных скважин, сгруппированных в 7 кустов по две скважины в каждом. Максимальный объем годовой добычи на восточном куполе 1,8 млрд. м3 планируется получать с 2005 г. в течение 6 лет с последующим снижением до 0,66 млрд. м3 к 2040 г. Ввод восточного купола позволит в течение 2003-2005 гг. поддерживать объем годовой добычи по месторождению в целом на уровне 15,0 млрд. м3. Поскольку в начальный период устьевые давления по скважинам восточного купола будут высокими, весь объем добываемого на восточном куполе газа после установки первичной подготовки газа (УППГ) по внутрипромысловому коллектору будет подаваться на УКПГ без дополнительного компримирования до 2008 г. В последующий период предлагается смешивать потоки газа восточного и западного купола с помощью эжектора для его компримирования без увеличения мощности ДКС.

В этом варианте суммарный отбор газа к 2040 г. составит 90,9 % от начальных запасов. Ввод восточного купола обеспечит более равномерное снижение пластового давления по площади газоносности. Анализ карт изобар показывает, что в 2015 и 2040 гг. перепад пластовых давлений не превысит соответственно 3,5 и 1,5 МПа против 6 и 7 МПа по первому варианту.

По результатам технико-экономических расчетов к внедрению рекомендован первый вариант разработки, предусматривающий эксплуатацию западного купола в режиме предельных депрессий. Целесообразность ввода восточного купола и сроки его разбуривания будут зависеть от уточнения его геологических запасов и времени начала освоения нижнемеловых залежей Северо-У ренгойского месторождения.

НЕКОТОРЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ СЕНОМАНСКОЙ ЗАЛЕЖИ БОЛЬШОГО УРЕНГОЯ

Основная доля добычи газа в стране приходится на ПО “Уренгойгазпром”, который в 1996 г. обеспечил 43 % от общего отбора по РФ, в том числе из сеноманских отложений 38 %.

Сеноманская залежь Уренгойского месторождения введена в разработку в апреле 1978 г., и по состоянию на 01.01.97 г. отобрано около 56 % от утвержденных запасов газа.

Основные результаты выполненного во ВНИИГАЗе анализа сводятся к следующему.

1. Нарастающий и постоянный периоды добычи газа (1978-1992 гг.) характеризовались благоприятным уровнем ТЭП, кроме периода 1991-1992 гг., когда начали вводиться свободные цены. Удельные затраты (капитальные вложения и себестоимость) в добычу газа в это время были ниже проектных в 2,1-2,4 раза, производительность труда оказалась выше в 1,5 раза.

Проектный уровень годовой добычи газа 250 млрд. м3 (в том числе 15 по Северо-Уренгойской площади) был достигнут “минимальным пусковым комплексом” за счет максимального использования созданных производственных мощностей и их резервов, что и способствовало снижению затрат в добычу газа в первоначальный период.

Постепенное освоение планируемого объема капитальных вложений в бурение и обустройство промысла, создание социальной инфраструктуры привело к относительному ухудшению ТЭП разработки месторождений и приближению их к проектному уровню.

Главным фактором улучшения фактического уровня ТЭП по сравнению с проектным в начальный период явилось значительное превышение темпов роста добычи газа над темпами освоения капитальных вложений, что благоприятным образом отразилось на удельных показателях затрат. На момент достижения проектного уровня (1985 г.) была обустроена только Уренгойская площадь, где эксплуатировалось 11 УКПГ вместо 15 УКПГ по проекту, с учетом Ен-Яхинской площади (3 УКПГ) и Северо-Уренгойского месторождения (1 УКПГ).

Немаловажным обстоятельством, обеспечившим благоприятный уровень достигнутых ТЭП, явилось внедрение прогрессивных научно-технических решений, обоснованных при проектировании разработки месторождений севера Тюменской области: применение скважин увеличенного диаметра и повышенного дебита, кустовое расположение скважин; дифференцированная система вскрытия пласта, УКПГ повышенной производительности и т.д. привели к тому, что месторождение было выведено на проектную мощность ускоренными темпами и с минимальными затратами. Проведенные экономические исследования показали, что только использование скважин с повышенным дебитом ежегодно увеличивало фондоотдачу в среднем на 12 %, себестоимость добычи при этом снижалась на 10 %.

2.    Начиная с 1993 г. добыча газа из сеноманских залежей падает, что вызвано запаздыванием ввода ДКС. Основной особенностью периода разработки 1993-1996 гг. является ухудшение всех технико-экономических показателей, что непосредственно связано со временем проведения экономических преобразований в стране.

Переход на рыночные отношения и введение свободных цен на энергоносители предопределили резкий (скачкообразный) рост стоимости основных фондов и годовых эксплуатационных затрат и соответственно удельных показателей: фондоемкости и себестоимости добычи газа.

Стоимость основных промышленно-производственных фондов (ОППФ) для разработки сеноманской залежи Уренгойского месторождения в 1997 г. возросла по отношению к 1989 г. более чем в 6 тыс. раз. Увеличение стоимости ОППФ вызвано прежде всего четырехкратной переоценкой фондов (по состоянию на 01.07.92; 01.01.94; 01.01.95 и 01.01.96), которая производилась на основе разработанных коэффициентов. Однако многократная переоценка основных фондов ОФ с помощью индексного метода приводила к искажению и, в большинстве случаев, к превышению реальной стоимости ОФ.

В результате экспертной оценки, проведенной в 1-м полугодии 1997 г., стоимость ОФ по УГПУ снижена.

3. Кроме существенного роста ежегодных эксплуатационных расходов и соответственно себестоимости добычи газа, коренным образом изменилась их структура. Помимо собственных затрат на добычу газа в себестоимость продукции включаются и обязательные отчисления в виде налогов и платежей.

В условиях рыночных отношений добывающие предприятия облагаются налогом за пользование недрами. Они производят также отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСБ), которые составляют соответственно 16 и 10 % от стоимости реализованной продукции. Кроме того, введены налоги на имущество, на поддержание образования, транспортный налог и т.д.

Анализ собственных затрат на газ (без учета налогов) показал, что начиная с 1991 г. самой весомой долей затрат являются “Прочие расходы”, которые составляли от 17 до 59 %, а в 1992-1993 гг. достигли 80 %. По указанной статье затрат учитываются услуги транспортных и сторонних организаций, содержание дорог, плата за кредит и т.д.

Изменение структуры эксплуатационных расходов привело к снижению удельного веса амортизационных отчислений за период с 1989 по 1996 г. с 75 до 45 %. Расходы на оплату труда за это время возросли с 4,6 до 7,3 %.

Рассмотрение полных издержек на газ (с учетом налогов и выплат) показало, что структура их меняется. Второе место после прочих расходов, наряду с амортизацией, занимает плата за право пользования недрами (10-27 %), и общая сумма налогов в структуре затрат занимает 25-44 %. В 1996 г. доля амортизации увеличилась по сравнению с 1995 г. с 21 до 30 %, что является следствием возросшей стоимости ОФ в результате переоценок. После исправления искаженной стоимости ОФ в сторону уменьшения величина амортизационных отчислений на реновацию в 1997 г. также обоснованно снижена примерно в 1,3*1,4 раза по сравнению с 1996 г.

На основании анализа фактических данных о затратах на добычу газа, сравнения базовых нормативов затрат, заложенных в проекты (разработки и обустройства), и с учетом коэффициентов удорожания были выполнены коррективы нормативной базы для расчета перспективного уровня капитальных и эксплуатационных затрат.

Укрупненные нормативы затрат для расчета капитальных вложений и эксплуатационных расходов были введены с учетом уровня цен по состоянию на 01.10.97 г., и в дальнейшем нормативы предполагалось пересматривать в зависимости от изменения политики цен, достижений научно-технического прогресса и других факторов.

4.3

РАЗРАБОТКА ЯМБУРГСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Ямбургское месторождение расположено на Тазовском полуострове (территория Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области). Это северная часть Надымского нефтегазоносного района Надым-Пурской нефтегазоносной области.

4.3.1

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СЕНОМАНСКОЙ ЗАЛЕЖИ

Основные запасы газа приурочены к сеноманской продуктивной толще. Эта газовая залежь массивного типа вскрыта в интервале глубин 997,61210,0 м. Размеры залежи по площади 85x45 км, высота более 220 м.

Сеноманская продуктивная толща представляет собой сложный полифа-циальный комплекс прибрежно-морских и аллювиально-дельтовых континентальных отложений и характеризуется значительной изменчивостью литологического состава, сильной расчлененностью и неоднородностью пластов-коллекторов, которые выклиниваются и замещаются по разрезу и по площади.

Построенные карты эффективных газонасыщенных толщин, средневзвешенных значений эффективной пористости и абсолютной проницаемости коллекторов и их доли в газонасыщенной толще сеномана позволили уточнить закономерности распространения газонасыщенных пород-коллекторов и изменения их фильтрационно-емкостных параметров на площади месторождения. Большее внимание было уделено наименее изученной северной части месторождения, районам УКПГ-7 и особенно УКПГ-4, где в 19961997 гг. дополнительно пробурено несколько разведочных скважин.

Анализ выполненных графических построений показывает, что на территории месторождения выделяются несколько крупных участков с повышенными толщинами газонасыщенных коллекторов. В пределах этих участков породы-коллекторы характеризуются также более высокими фильтрационно-емкостными свойствами по сравнению с соседними районами.

В южной половине месторождения прослеживаются два таких участка. Наиболее крупный по размерам, основной участок, в котором наблюдаются наибольшие в пределах месторождения толщины газонасыщенных коллекторов, приурочен к купольной части Ямбургского поднятия. Эффективные газонасыщенные толщины в нем изменяются от 90 до 175 м. Максимальные их значения установлены в скв. 2099 и 2120, пробуренных в своде поднятия.

Породы-коллекторы основного участка характеризуются очень высокими фильтрационно-емкостными свойствами. В его пределах средневзвешенная эффективная пористость газонасыщенных пород-коллекторов составляет 24-31,5 % и лишь на отдельных периферийных участках уменьшается до 20-22 %. Средневзвешенная абсолютная проницаемость коллекторов изменяется от 110-12 до 2,11-10-12 м2, и только вблизи границ участка местами снижается до 0,5-10-12 м2. Максимальные значения средневзвешенной эффективной пористости и абсолютной проницаемости наблюдаются в сводовой скв. 2120.

Второй участок повышенных толщин газонасыщенных коллекторов меньших размеров выделяется на пологом восточном крыле структуры. В его пределах эффективные газонасыщенные толщины изменяются от 80 до 107 м. Максимальные их значения установлены в скв. 6100 и 6055. Средневзвешенные значения эффективной пористости и абсолютной проницаемости пород-коллекторов соответственно составляют 22-26 % и (0,5+1,14)x x10-12 м2. В зоне, отделяющей первый основной участок от второго, эффективные газонасыщенные толщины уменьшаются до 60-75 м, эффективная пористость коллекторов - до 18,5-20,5 % и абсолютная проницаемость - до (0,32+0,34)-10-12 м2.

В северной части месторождения, на территории УКПГ-4 и УКПГ-7 прослеживаются четыре участка повышенных толщин газонасыщенных коллекторов: западный, Анерьяхский, восточный и центральный.

Западный участок выделяется на северной периклинали поднятия, в южной части площади УКПГ-4. Эффективные газонасыщенные толщины изменяются в нем от 40 до 60 м (скв. 4044), из которых на долю высокопроницаемых пород I—III классов приходится более 50 % толщин, что составляет 24-49 м. На картах эффективной пористости и абсолютной проницаемости этот участок также характеризуется высокими значениями фильтрационно-емкостных параметров: средневзвешенная эффективная пористость составляет 18-26 % и абсолютная проницаемость (0,3+0,9)-10-12 м2.

На границе УКПГ-3 и УКПГ-4 западный участок отделяется от основного участка повышенных толщин южной части месторождения зоной пониженных толщин широтного простирания.

К северу от западного участка прослеживается Анерьяхский участок повышенных толщин, изученный пока небольшим количеством глубоких скважин. В его пределах толщины газонасыщенных коллекторов колеблются от 30 до 44,5-47,5 м (скв. 446, 447). Средневзвешенная эффективная пористость коллекторов изменяется от 16 до 19,6 %, а абсолютная проницаемость -от 0,22 - 10-12 до 0,33 - 10-12 м2. Их максимальные значения наблюдаются в скв. 446.

Анерьяхский участок отделяется от западного зоной, намечающейся в районе скв. 23, в которой толщины газонасыщенных коллекторов уменьшаются до 28,4 м, а средневзвешенная эффективная пористость и абсолютная проницаемость коллекторов не превышают соответственно 15,5 % и 0,18 x

x 10-12 м2.

Восточный участок повышенных толщин газонасыщенных пород-коллекторов приурочен к северо-восточному структурному носу. Эффективные газонасыщенные толщины изменяются в его пределах от 50 до 84,5 м (скв. 108). Толщины высокопроницаемых газонасыщенных коллекторов I—III классов достигают 43-60 м. Средневзвешенная эффективная пористость коллекторов составляет здесь 18-24,5    %, а абсолютная проницаемость

(0,25+1,14) - 10-12 м2. Наибольшими значениями этих параметров коллекторы характеризуются в скв. 7200 и 133.

Центральный участок повышенных толщин газонасыщенных коллекторов, имеющий субмеридиональное простирание, прослеживается на границе УКПГ-4 и УКПГ-7. Он недостаточно изучен, так как вскрыт лишь двумя скважинами (64 и 7014). Эффективные газонасыщенные толщины достигают в нем 49,6-59,6 м, при этом толщина пород-коллекторов III класса составляет 19-36,2 м. Средневзвешенная эффективная пористость здесь не превышает 18-20,6 %, а проницаемость (0,23+ 0,27) - 10-12 м2.

Западный, центральный и восточный участки повышенных толщин разделены зонами, где толщины газонасыщенных коллекторов значительно сокращаются и составляют менее 40 м, при этом содержание высокопроницаемых пород в них уменьшается до 7-11 м. В разрезах этих зон присутствуют коллекторы, состоящие в основном из глинистых алевролитов, в связи с чем их средневзвешенная эффективная пористость составляет лишь 15-16 %, а абсолютная проницаемость - менее 0,1 - 10-12 м2.

Как показано выше, толщины высокопроницаемых газонасыщенных коллекторов в разрезах участков повышенных толщин в несколько раз больше, чем в разделяющих их зонах. Это указывает на то, что значительная часть песчаных и алевролитовых пластов (коллекторы I—III классов), вероятно, выклинивается или замещается слабопроницаемыми глинисто-алевролитовыми породами в сторону зон пониженных эффективных газонасыщенных толщин.

Газ сеноманской залежи Ямбургской площади состоит в основном из метана (98,32 %). Содержание тяжелых углеводородов в среднем составляет

0,0662 %, сероводород отсутствует. В пробах и по результатам на газокон-денсатность углеводороды С5+в не обнаружены. Содержание азота 1,18 %, углекислого газа - 0,382 %. В непромышленных концентрациях отмечены инертные газы (до 0,01 %), водород содержится в количестве 0,038 %.

Относительная плотность газа по воздуху - 0,564, среднее значение низшей теплотворной способности - 7878 ккал/м3. Начальное пластовое давление 11,39 МПа. Среднекритические параметры составляют:    ркр =

= 4,487 МПа, Гкр = 190,66 K.

4.3.2

СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ СЕНОМАНСКОЙ ЗАЛЕЖИ

Сеноманская залежь введена в эксплуатацию в 1986 г.

Проектом разработки залежи 1984 г. предусматривалось достижение годовой добычи газа в объеме 185 млрд. м3 на шестой год отбора запасов. Затем предполагался 13-летний период постоянной добычи газа, к концу которого накопленный отбор достигает 66 % от начальных запасов. Средний рабочий дебит скважин в период постоянной добычи - 1 млн. м3/сут. Для равномерного дренирования залежи было рекомендовано кустовое размещение наклонных скважин по 4-8 стволов в кусте с забоями в изопахите 50 м. Фонд эксплуатационных скважин, включая резерв, составлял 673 единицы.

Фактические показатели разработки сеноманской залежи сначала из-за задержек в обустройстве промысла, а в последние годы вследствие снижения спроса на газ несколько отставали от проектных. В то же время в районе введенных в эксплуатацию УКПГ фактические отборы газа превышали проектные, что привело к значительному снижению пластового давления.

При составлении действующего проекта разработки предусматривалась отработка периферийных участков залежи проектным фондом скважин. Контроль за отработкой периферийных зон УКПГ должен был осуществляться специальными скважинами. Однако невыполнение проектных рекомендаций по контролю за разработкой привело к тому, что до настоящего времени не контролируется отработка северной и северо-восточной частей сеноманской залежи. Скважина 447, пробуренная в конце 1996 г. на периферийной части УКПГ-4 (Анерьяхинская площадь), показала наличие почти начального пластового давления, тогда как расчетное давление при принятой геологической модели в этой зоне должно быть значительно ниже. Таким образом, фактическое распределение запасов между УКПГ, особенно по УКПГ-4 и 7, отличается от принятого в проекте.

В последние годы существенной особенностью разработки газовых месторождений являются сезонные колебания в добыче газа. Как показал статистический анализ эксплуатации сеноманской залежи, после 1995 г. сезонная неравномерность в течение года распределяется следующим образом. За первый квартал каждого года отбор газа составляет 27,9 % от годовой его добычи, за второй - 23,6 %, за третий - 21,1 % и за четвертый - 27,4 %. Поэтому при расчетах показателей разработки на ближайшие годы можно пользоваться поквартальным распределением добычи газа. При расчетах на длительный период целесообразно использовать годовой коэффициент неравномерности потребления, равный 0,9.

Первый год разработки сеноманской залежи сопровождался опережающим вводом скважин в эксплуатацию. На конец 1986 г. действующий фонд составил 31 скважину вместо 19 по проекту. Затем до 1996 г. разработка залежи происходила с отставанием эксплуатационного фонда скважин от проекта.

На 01.01.97 г. месторождение согласно проекту разработки 1984 г. было полностью разбурено эксплуатационным фондом скважин. Общий фонд составил 782 скважины, эксплуатационный фонд - 676 скважин. Действующий фонд насчитывает 668 скважин, сгруппированных в 106 кустов и охватывающих своей сетью в основном центральную часть сеноманской залежи в пределах изопахиты 50 м.

Большинство скважин оборудованы пакерами, эффективность которых оказалась недостаточно высокой. С первых лет разработки залежи появился ряд скважин, работающих с межколонным давлением, превышающим

0,5 МПа. На 01.01.97 г. на месторождении около 10 % скважин работали с межколонным давлением более 5 МПа (63 скважины). Основные причины межколонных проявлений:

переток по цементному камню;

негерметичность устьевого пакера;

пропуски по резьбовым соединениям эксплуатационной колонны.

У ряда эксплуатационных скважин вскрытые интервалы частично перекрыты песчаными и жидкими пробками. По данным гидрохимического контроля, выносимая многими скважинами вода является конденсационной, пластовой, технической либо смесью этих вод. Средний коэффициент эксплуатации работающих скважин составляет около 0,9.

В 1996 г. на северо-западном участке сеноманской залежи с ухудшенными коллекторскими свойствами продуктивных пород были пробурены три горизонтальные скважины, а также одна вертикальная (район УКПГ-4, куст 401).

Исследования этих вновь пробуренных скважин в 1996 и в 1997 гг. показали, что продуктивные характеристики горизонтальных скважин в отличие от вертикальных со временем улучшаются. Отмечено также, что с уменьшением пластового давления существенно повышается относительная эффективность горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными.

В то же время к неблагоприятным факторам применения горизонтальных скважин относятся механическая неустойчивость коллекторов, наличие подошвенной воды, недостаточный опыт бурения и эксплуатации скважин такого типа на этом объекте добычи газа.

КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ

В процессе контроля за разработкой месторождения производились наблюдения за вторжением и продвижением пластовых вод, изменением пластовых давлений газа и отработкой продуктивного разреза.

За вторжением и продвижением пластовых вод осуществляется наблюдение в пределах эксплуатационного поля с помощью специальных наблюдательных скважин в кустах скважин в количестве 61 единицы.

Распределение их неравномерное, наибольшее число таких скважин имеется на УКПГ-1 (12 единиц), УКПГ-5 (10 единиц), а в наименее изученных районах УКПГ-4 и 7 наблюдательный фонд насчитывает всего 6 и

5 скважин соответственно. В проекте предполагалось, что сетка размещения таких скважин должна быть равномерной, одна наблюдательная скважина приходится на 40-50 км2 газоносной площади. Кроме того, намечалось пробурить между кустами шесть одиночных скважин для наблюдения за ГВК. Сейчас их насчитывается 13 единиц, частично это скважины, переведенные из разведочного фонда. Всего число скважин для наблюдения за ГВК составило 73. Периферийные участки УКПГ-3, 4, 7, Анерьяхинская площадь на сегодняшний день еще не охвачены контролем за ГВК.

Весь эксплуатационный фонд скважин не реже одного раза в год исследуют с целью контроля за изменением пластового давления в залежи. При этом используют как исследования в кустах скважин, так и результаты замеров по 16 одиночным скважинам, расположенным в центральной зоне, до изопахиты 50 м; из них 7 скважин используют как наблюдательные за пластовым давлением, остальные - как нагнетательные. Проектом предусматривался контроль за падением пластового давления газа в периферийных частях, в основном по скважинам, переводимым из разведочного фонда; бурение предусматривалось только на восточном крыле.

Всего для наблюдения за пластовым давлением на периферии рекомендовалось оборудовать 11 разведочных скважин.

Фактически эти рекомендации не выполнены, а в настоящее время в основном техническое состояние скважин и некоторые другие обстоятельства не позволяют использовать их для целей контроля за периферийной частью залежи.

Согласно проекту разработки для наблюдения за отработкой продуктивного разреза по вертикали, особенно глубинных его частей, которые не вскрываются эксплуатационными скважинами, было намечено пробурить четыре наблюдательные скважины в сводовой части залежи.

На 25 скважинах была проведена поинтервальная дебитометрия; результаты показали, что наиболее интенсивно отрабатываются нижние горизонты продуктивной сеноманской толщи, представленные пластами с высокими коллекторскими свойствами.

Контроль за растеплением ММП планировалось проводить 35 скважинами; фактически он осуществляется по результатам термометрии “глухих” скважин и скв. 275, забой которой располагается на глубине 550 м.

ДИНАМИКА ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ

Вследствие того, что на месторождении был осуществлен поэтапный ввод УКПГ в разработку, по действующим УКПГ проектный отбор постоянно превышался, а периферийные УКПГ были введены со значительным отставанием, в центральной части месторождения образовалась депрессионная воронка (рис. 4.16).

Средние значения пластового давления в центральной и пер иферийных зонах приведены в табл. 4.5 и 4.6.

Как видно из приведенных таблиц, из-за невыполнения проектных рекомендаций по контролю за разработкой вся северная и северо-восточная части месторождения не освещены замерами давления. То же самое можно сказать и о восточном и западном крыльях месторождения. Пробуренная в

р, МПа

12 -

Рис. 4.16. Динамика депрессионной воронки в центральной части сеноманской залежи Ямбургского месторождения.

Годы: 1 - 1992, 2 - 1994, 3 - 1996

Изменение пластовых давлений по годам: минимального в зоне разбуривания, максимального в периферийной зоне [Ямбургское месторождение (сеноман)]

УКПГ

рпл, МПа

1993

1994

min

max

сред

нее

Ар

min

max

сред

нее

Ар

1

8,2

10,0

9,14

18,0

7,71

9,2

8,74

1,49

2

8,04

9,8

8,48

17,6

7,72

9,4

7,92

1,68

3

8,2

10,2

8,61

20,0

7,88

10,0

8,13

2,12

4

9,31

11,4

10,81

20,9

9,03

11,3

10,48

2,27

5

8,1

10,4

8,43

23,0

7,7

10,0

7,95

2,3

6

8,14

10,6

8,92

24,6

7,8

10,4

8,46

2,6

7

9,2

11,2

10,52

20,0

8,63

11,2

9,99

2,57

ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. 4.5

УКПГ

Рпл. МПа

1995

1996

min

max

сред

нее

Ар

min

max

сред

нее

Ар

1

7,3

8,6

8,4

13

6,64

8,2

7,31

1,56

2

7,22

8,8

7,52

1,58

6,69

8,6

7,1

1,91

3

7,3

9,6

7,72

2,3

6,78

9,2

7,27

2,42

4

7,71

11,2

10,11

3,49

7,73

11,0

10,0

3,27

5

7,25

9,8

7,48

2,55

6,79

9,6

7,27

2,81

6

7,22

10,3

7,94

3,08

6,65

10,0

7,56

3,35

7

7,91

11,0

9,9

30,9

7,41

11,0

9,5

3,59

ТАБЛИЦА 4.6

Но

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

мер

УКПГ

сква

Дата

Рпл

Дата

Рпл

Дата

!пл

Дата

Рпл

Дата

Рпл

Дата

Рпл

Дата

Рпл

жи

ны

1

52

14.08

9,41

29.11

9,28

2

204

27.05

10,8

12.05

8,99

5.12

8,39

4

447

11,6

5

58

10.12

9,71

19.11

9,42

29.06

9,3

14.11

8,55

31.10

8,18

6

7

23.11

10,69

23.10

10,17

22.09

9,46

16.11

8,96

7

62

21.10

10,39

9.09

10,08

14.11

9,46

31.10

8,99

65

27.11

10,81

12.11

10,7

28.9

10,59

13.03

10,46

11.11

9,21

1996 г. разведочная скв. 447 показала наличие в этой зоне практически начального пластового давления. Это не позволяет однозначно говорить о степени отработки периферийных частей УКПГ-4 и 7.

Динамика замеров пластового давления (в МПа) периферийные скважин за 1990—1996 гг. [Ямбургское месторождение (сеноман)]


Существенное влияние на изменение давления в южной части месторождения оказывает Харвутинская площадь. Расположенная на ней УКПГ-8 вступила в эксплуатацию в 1996 г. Однако на этот момент пластовое давление на ближайших к УКПГ-1 кустах снизилось до 9 МПа. Этот факт свидетельствует о значительных перетоках газа в сторону УКПГ-1. На 01.01.97 г. суммарный переток оценивается в 32,6 млрд. м3.

ПРОДВИЖЕНИЕ ПЛАСТОВЫХ ВОД

Текущее положение ГВК устанавливалось по данным временных замеров НГК в наблюдательных, пьезометрических, поглощающих и 24 эксплуатационных скважинах. Были учтены замеры на различные даты: по 128 скважинам на 01.01.96 г., по 144 скважинам на 01.01.97 г. Необходимо отметить, что информация по периферийной части залежи отсутствует.

Опыт разработки крупных сеноманских залежей свидетельствует

о неравномерности подъема ГВК под ними, что и подтверждается на Ямбургском месторождении. В основном неравномерность подъема воды связана со сложным геологическим строением, наличием глинистых пропластков, поэтапным вводом отдельных участков в разработку, сопровождающимся повышенными отборами из этих зон. Диапазон подъема ГВК колеблется в пределах 1-35 м. Максимальный подъем ГВК приурочен к зонам повышенных коллекторских свойств и “литологическим окнам”. По зонам УКПГ выделяются отдельные кусты скважин, на которые необходимо обращать внимание при назначении технологических режимов работы.

Ниже приведены данные на 01.01.97 г. по наибольшему подъему ГВК на Ямбургском месторождении, который был отмечен в кустах скважин на разных УКПГ:

УКПГ-1    - скв.    104 (21,4 м), 108 (23,2 м), 114 (24,4 м);

УКПГ-2    - скв. 205 (15 м), 208 (13,2 м), 215 (12,4 м);

УКПГ-3    - скв. 302 (20 м), 317 (18 м);

УКПГ-4    - скв. 407 (8,8 м);

УКПГ-5    - скв. 505 (18 м), 511 (16,4 м);

УКПГ-6    - скв. 605 (20 м), 608 (21,2 м), 611 (20,6 м), 612 (20,2 м);

УКПГ-7    - скв. 712 (13,8 м), 719 (12,6 м).

В условиях разработки залежи особое значение имеет расчет количества воды, внедрившейся в продуктивные отложения, который проводился объемным способом.

С учетом существующего темпа подъема ГВК, карт подъема ГВК, распределения пластового давления по площади проведен расчет выбытия из действующего фонда скважин, нижних дыр интервала перфорации которых достигла подошвенная вода. По прогнозу к 2025 г. при годовом отборе 150 млрд. м3    число    обводнившихся скважин по зонам УКПГ составит    от    1

(УКПГ-2) до    22, в целом по месторождению 85 скважин, расположенных    в

38 кустах.

Согласно прогнозным расчетам, к 2025 г. обводнение газонасыщенного объема сеноманской залежи достигнет 44 % (вариант 3, при годовой добыче 150 млрд. м3).

4.3.3

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ

На основании выполненного анализа разработки сеноманской залежи было установлено, что начиная с 1992 г. годовые отборы газа практически соответствуют варианту разработки залежи в объеме 170 млрд. м3 газа в год с небольшими отклонениями в ту или другую сторону. Этот вариант под номером 1 будем рассматривать как базовый. Кроме того, при оценке состояния проектирования сеноманской залежи в 1997 г. было решено рассмотреть еще два варианта разработки этой залежи в объеме 160 и 150 млрд. м3 в год. Это вызвано тем, что постоянно идет отставание ввода ДКС, произошло снижение дебитов скважин, образование глубоких депрессионных воронок, что привело к снижению устьевых давлений. Сложившееся положение не позволит достигать высоких темпов отбора газа на протяжении длительного времени, поэтому вариантами 2 и 3 предусматривается некоторое снижение годового отбора газа, а именно, переход на отбор газа 160 и 150 млрд. м3 в год соответственно.

При моделировании процесса разработки сеноманской залежи использовались два метода:

метод “средней скважины” на основе уравнения материального баланса;

двухмерная сеточная модель для расчета распределения пластового давления и внедрения пластовой воды в залежь.

Используемый метод материального баланса перспективен на начальной стадии проектирования, когда недостаточно исходной геолого-промысловой информации о пластовом резервуаре. Кроме того, этот метод часто используется для оперативных расчетов показателей разработки для небольших временных интервалов. Сеточная модель включает в себя информационную и геометрические модели залежи, а также математическую модель фильтрации жидкости и газа. Информационная модель содержит основные геологические характеристики (эффективную толщину, пористость, проницаемость) и технологические показатели разработки (отборы газа, дебиты и число скважин). Геометрическая модель представляет серию необходимых карт полей параметров. Математическая модель включает систему дифференциальных уравнений, полученных исходя из балансовых соотношений газа и воды в поровом объеме и параметров флюидов.

На первом этапе моделирования решались две основные задачи - определение величины дренируемых запасов газа и выявление характера распределения пластового давления по площади газоносности, т.е. глубинных депрессионных воронок при существующей схеме размещения эксплуатационных скважин.

Результаты моделирования сеноманской залежи показали, что дренируемые запасы составляют более 86 % от суммарных запасов. Расчеты показывают, что не следует ожидать активного вторжения пластовой воды. Этот вывод подтверждается и опытом разработки аналогичных месторождений Западной Сибири. Начальные запасы газа по УКПГ подсчитаны как объемным методом, так и по падению пластового давления.

При расчете показателей разработки на сеточной модели используются емкостные характеристики, применяемые для подсчета запасов газа объемным методом. При использовании модели, основанной на методе материального баланса, целесообразно использовать дренируемые запасы газа. Для Анерьяхинской площади дренируемые запасы газа были оценены из условий расположения эксплуатационных скважин в зоне, ограниченной 30-метровой линией изопахит. Фильтрационные коэффициенты получены на основании статистической обработки результатов исследования эксплуатационных скважин и являются средними для эксплуатационной зоны каждой УКПГ. В случае расположения дополнительных эксплуатационных скважин, не входящих в эту зону, необходимо фильтрационные коэффициенты для этих скважин определять по графикам зависимости их от изменения изопахит.

На основании многочисленных специальных исследований было подтверждено, что предельно допустимая депрессия на пласт для “сухих” скважин не должна превышать 0,6 МПа. В случае присутствия на забое скважин конденсационной или пластовой воды рабочая депрессия должна снижаться с целью недопущения разрушения пласта-коллектора.

Газодинамические расчеты показателей разработки проводили по трем основным вариантам (по объемам годового отбора газа): вариант 1 - 170 млрд. м3 в год; вариант 2 - 160 млрд. м3 в год; вариант 3 - 150 млрд. м3 в год.

При этом для каждого варианта определяли необходимое число дополнительных эксплуатационных скважин. Кроме того, вариантами 1А, 2 А и 3А предусматривались те же годовые отборы газа, но без учета дополнительного числа эксплуатационных скважин.

На рис. 4.17 показана динамика газоотдачи сеноманской залежи с учетом добуривания дополнительных скважин.

На рис. 4.18 приведен график изменения пластового давления с учетом добуривания скважин.

Как показали расчеты, в процессе разработки сеноманской залежи будут происходить перетоки газа между УКПГ из-за существенной разницы в

Рис. 4.17. Ямбургское месторождение (сеноман). Текущая газоотдача K с учетом добуривания

скважин.

Добыча, млрд. м3/год: 1 - 150, 2 - 160, 3 - 170

Л,л’МПа

h

О

1

ft

(150)

А

2

- 9

(160)

$

¦

3

6

(170)

" ¦ л

6

¦ 6

¦ ¦

6 ¦ 6

¦

6

* 6 ж

¦ й .

..................................1 ...................1_L-

1

* * * $ с

* ® 5 9 1

i • 1 1.........................................1........-...............—1----------1—

* 6 ft ft Й

1 1

ft ft t

i

1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025

Годы

Рис. 4.18. Ямбургское месторождение (сеноман). Изменение пластового давления с учетом добуривания скважин.

Добыча, млрд. м3/год: 1 - 150, 2 - 160, 3 - 170

пластовых давлениях. Так, отток газа будет происходить из УКПГ-3, 4 и 7, приток - в УКПГ-1, 2, 5 и 6.

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. должны 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. м3 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 г. 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 г. объем внедрившейся в сеноманскую залежь воды был значителен в абсолютных величинах, однако не превышал 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 разработке уже длительное время находились соседние месторождения-гиганты Уренгой и Медвежье, которые приурочены к единой водонапорной системе. В связи с этим специалистами ВНИИГАЗа при участии Р.М. Тер-Саркисова 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 г. (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 0 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 1984 г.). По мере обводнения скважины рекомендуется переводить на капитальный ремонт для проведения гидроизоляционных работ.

Наряду с оценкой геофизиков в процессе адаптации и расчета прогнозных показателей разработки по вариантам был рассмотрен вопрос обводнения скважин по районам УКПГ на геолого-математической модели сеноманской залежи Ямбургского месторождения.

4.3.5

ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА ДОБЫЧИ ГАЗА

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОБСЛЕДОВАНИЮ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД (ММП)

На основе полученных результатов по анализу технического состояния скважин Ямбургского месторождения с учетом мерзлотных условий для обеспечения надежной эксплуатации скважин было рекомендовано следующее.

1. На скважинах, на которых отмечаются осложнения при эксплуатации, связанные с провалом на устье, наличием межколонных газопроявлений, грифонов, рекомендуется доисследовать разрез криолитозоны на льдис-тость по результатам строительства, бурения скважин на основе специальной обработки имеющихся данных стандартного каротажа, кавернометрии, БКЗ, термометрии и оценить качество цементирования колонн термометодом, в том числе на скважинах, где проведено встречное цементирование колонн с закачкой второй порции цемента в затрубье непосредственно с поверхности.

2. В процессе эксплуатации скважин при развитии каверн до глубин 50-70 м и более в результате оттаивания ММП могут образоваться глубокие провалы, протяженные зазоры вокруг скважин, и для их ликвидации, обеспечения надежной опоры их на окружающие породы, безопасного их обслуживания необходимо предусматривать своевременную отсыпку образующихся провалов, зазоров. Для контроля и предупреждения образующихся провалов, зазоров в процессе теплового взаимодействия скважин с ММП рекомендуется на ряде скважин осуществить спуск до глубин 20-60 м термометрических трубок (ТТ), заглушенных снизу и заполненных дизтопливом, для проведения в них замеров температур и сезонно-действующих охлаждающих устройств (СОУ) до глубин 10-12 м для поддержания пород в мерзлом состоянии.

3.    По скважинам с интенсивными межколонными газопроявлениями, грифонами, которые могут сопровождаться деформацией колонн с нарушением их герметичности, рекомендуется провести повторную инклинометрию и сравнить ее результаты с результатами ранее произведенной инклинометрии при строительстве скважины.

4.    На скважинах с пониженным рабочим дебитом (менее 400500 тыс. м3/сут) для предупреждения обвалов пород вокруг скважин, потери устойчивости, межколонных пропусков газа, перекоса арматуры и улучшения условий выноса жидкости с забоя скважин рекомендуется также в опытном порядке реализовать ряд специальных мероприятий.

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ДАЛЬНЕЙШЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН С ВОДО- И ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЯМИ

В процессе разработки Ямбургского месторождения в эксплуатационных скважинах возможны осложнения, обусловленные скоплениями в скважине конденсационной и пластовой воды. Конденсационная вода выпадает из газа за счет снижения температуры газа от пластовой до устьевой. Количество конденсационной воды пропорционально фактическому дебиту газа и определяется с достаточной точностью по данным диаграмм влагосодержания. Количество минерализованной воды, поступающей из пласта, зависит от положения ГВК, конструкции скважины и фактической рабочей депрессии. Условия образования скоплений жидкости в скважинах сеномана севера Тюменской области сходны по характеру с условиями, сопровождавшими разработку Северо-Ставропольского, Газлинского, ряда мелких месторождений Республики Коми, Саратовской и Самарской областей. На этих месторождениях эксплуатировались скважины по колоннам с внутренним диаметром 150-200 мм с депрессиями от 0,01 до 0,20 МПа.

Высота интервала продуктивного пласта из песчаника доходила до 100200 м.

ВНИИГАЗом для Северо-Ставропольского месторождения были разработаны: технология эксплуатации скважин одновременно по лифтовым колоннам и кольцевому межтрубному пространству, технология эксплуатации скважин в условиях разрушения призабойной зоны и автоматические системы для эксплуатации скважин “Ласточка” для реализации этих технологий. Системами “Ласточка” были оборудованы более 40 скважин, они обеспечили

Номер

УКПГ

Количество действующих скважин с лифтовыми колоннами диаметром, мм

168

114

102

89

Всего

1

104

-

104

2

90

6

-

-

96

3

108

2

-

-

110

4

30

50

4

-

84

5

96

-

-

-

96

6

96

-

-

-

96

7

80

10

-

90

Всего

604

68

4

676

нормальную работу скважин одновременно по лифтовым колоннам и кольцевому межтрубному пространству до окончания разработки Северо-Ставро-польского месторождения в 90-х годах. Системы “Ласточка-73” успешно применялись на Газлинском и Шебелинском месторождениях.

Скважины Ямбургского месторождения в настоящее время эксплуатируются по лифтовым колоннам различного диаметра. Обобщающая информация приведена в табл. 4.7.

Как следует из данной информации, наибольшее количество скважин оборудовано лифтовыми колоннами 168 мм. В таких скважинах вода скапливается в зоне от фактического забоя до входа в лифтовую колонну. На этом интервале жидкость барботируется газом, поступающим из пласта, и количество ее по длине определяется фактической скоростью газа. Ниже работающих перфорационных отверстий жидкость смешана с песком. На уровне нижних отверстий перфорации или, по крайней мере, в зоне нижних перфорационных отверстий давление на забое за счет столба жидкости превышает пластовое. Это способствует оттоку жидкости в пласт.

Для эксплуатации скважин в этих условиях можно использовать различные технологические приемы, обеспечивающие оптимальные рабочие дебиты скважин.

Результаты расчетов предельных дебитов газа, меньше которых в лифтовых колоннах и ниже их башмака будет накапливаться вода, ограничивающая приток газа, приведены в табл. 4.8.

Во ВНИИГАЗе были проведены исследования условий выноса жидкости на стенде. Результаты расчетов и экспериментов хорошо согласуются с промысловыми исследованиями на скважинах. На основе информации о скважи-

ТАБЛИЦА 4.8

Базовый дебит 0баз

, тыс. м3/сут, для скважин с фонтанными щих диаметров йвн, см

колоннами

следую-

Р,

6,2

7,6

8,86

10,03

11,5

12,7

15,4

20

МПа

63,3

105,0

154,5

213,5

296,6

380,2

615,6

1183,2

10,0

56,6

93,9

138,2

191,0

265,3

340,0

550,6

1058,2

8,0

49,0

81,3

119,7

165,4

229,8

294,5

476,8

916,5

6,0

44,8

74,2

109,3

151,0

209,7

268,9

435,3

836,6

5,0

40,0

66,4

97,7

135,1

187,6

240,4

389,3

748,3

4,0

34,7

57,5

84,6

117,0

162,5

208,2

337,2

648,0

3,0

28,3

46,9

69,1

95,5

132,7

170,0

275,3

529,1

2,0

нах Ямбургского месторождения и динамике изменений рабочих дебитов и отборов газа произведена прогнозная оценка технологических ситуаций, обусловленных уменьшением рабочих дебитов скважин на период до 2028 г. по всем УКПГ.

Установлено, что на забоях большинства скважин Ямбургского месторождения в интервалах от нижних перфорационных отверстий до входа в лифтовые колонны в трубах диаметром 219 мм оптимальные условия для выноса жидкости и песка не обеспечивались в 1997 г. и позднее;

в лифтовых колоннах диаметром 168 мм оптимальные условия для выноса жидкости сохранятся на Ямбургском месторождении в основном до 2010— 2013 гг.

ВОЗМОЖНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ

1.    Для подъема жидкости из скважин с лифтовыми колоннами диаметром 100-168 мм жидкость и песок с забоя можно удалять, продувая скважину в атмосферу, используя вспенивающие поверхностно-активные вещества в сочетании с продувкой в атмосферу или в газосборный коллектор. Рекомендуется также доспуск НКТ глубже нижних отверстий интервала перфорации.

2.    Заменить лифтовые колонны на колонны из насосно-компрессорных труб с меньшим диаметром (60, 73 или 89 мм и т.п.) для эксплуатации скважин по одному или одновременно по двум каналам, лифтовой колонне и кольцевому межтрубному пространству (214,3-73,0(60,0)).

3.    Оборудовать скважины с лифтовыми колоннами 168,3 мм дополнительными лифтовыми колоннами из труб диаметром 60 или 73 мм для эксплуатации скважин по одному, двум или трем каналам, лифтовой колонне и кольцевым межтрубным пространствам (168,3-73,0(60,0) и 168,3-214,5).

4.    Оборудовать скважины с лифтовыми колоннами 168,3 мм устьевым оборудованием для периодического удаления скоплений жидкости с забоя и из лифтовых колонн с использованием “Комбигазлифта” с передвижными или стационарными лебедками.

5.    Применять технологию удаления скоплений жидкости с применением плунжерного лифта. Плунжерный лифт может использоваться в скважинах, оборудованных лифтовыми колоннами из труб с внутренним диаметром 5062-76 мм, для продления периода эксплуатации с выносом жидкости.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА ГАЗА К ЗАБОЮ И ОСВОЕНИЮ СКВАЖИН

1. По данным ГИС, расходометрии и газодинамических исследований следует, что в значительной части скважин за счет первичного и вторичного вскрытия на глинистом растворе эксплуатируемые интервалы имеют неработающие пропластки. В целом же объекты эксплуатации освоены лишь на 47-63 % и существует большая вероятность того, что степень освоения объекта тем меньше, чем меньше средневзвешенная по его толщине проницаемость. По отдельным скважинам за промежуток времени около одного года произошло увеличение степени освоения, например в скв. 2140 - с 7,4 до 17,9 %, в скв. 7014 - с 46,7 до 54,7 %. Однако процесс естественного освоения довольно длительный.

Для повышения продуктивности отдельных скважин рекомендуется вторичное (дополнительное) и повторное вскрытие объекта эксплуатации перфорацией осуществлять в газовой или, что менее предпочтительно, в водоспиртовой и конденсатной среде с использованием малогабаритных перфораторов, спускаемых через лифтовую колонну, если башмак ее располагается у (или выше) кровли эксплуатируемого интервала. Для вторичного (дополнительного) и повторного вскрытия пласта в скважинах ВНИИГАЗом совместно с НИМИ разработана перфорационная система ПЛТ-75.

2.    Технологическая эффективность работ с целью разглинизации и очистки призабойной зоны пласта (ПЗП) от фильтрата бурового раствора за предшествующий период составила 83 %.

Для повышения их эффективности и, в частности, максимально возможного охвата ПЗП воздействием восстанавливающими его проницаемость реагентами применяемая технология должна совершенствоваться. В первую очередь рекомендуется проводить циклическое нагнетание восстанавливающих реагентов с использованием способов временного тампонирования наиболее проницаемых пропластков.

В перспективе рекомендуется проводить мини-гидроразрывы с образованием вертикальной трещины протяженностью, несколько превышающей протяженность зоны поражения приствольной части пласта буровым раствором, для восстановления и повышения продуктивности скважин в зонах залежи с относительно пониженной проницаемостью.

3. Мировой опыт свидетельствует, что применение часто используемого способа изоляции притока в скважину воды различной природы цементными растворами как на водной, так и на углеводородной основе нецелесообразно. Технологическая эффективность таких работ не превышает 15-20 %. С точки зрения экономической эффективности они, как правило, убыточны.

В настоящее время - в период вхождения в завершающую стадию разработки залежи - необходимо апробировать несколько способов селективного ограничения и изоляции притока вод с применением нескольких легко фильтрующихся в поровую среду реагентов и выбрать из этих способов и реагентов наиболее эффективные и технологичные для массового применения в условиях залежи.

4.    Специальными исследованиями предприятия “Ямбурггаздобыча” в значительном числе сеноманских скважин выявлено пескопроявление. При этом некоторые скважины работают с превышением норм по выносу песка вследствие активного разрушения породы в ПЗП. Для предупреждения разрушения скелета пласта в зонах с естественной слабой сцементированнос-тью коллектора необходимо проведение работ по более полному освоению эксплуатируемых интервалов, что позволит в будущем снизить депрессии без снижения отборов газа.

В случае пескопроявлений, обусловленных обводнением отдельных пропластков объекта эксплуатации контурной водой, рекомендуется проведение селективной изоляции притока этих вод для устранения их разрушающего влияния на скелет породы пласта.

При этом рекомендуется проводить работы по укреплению призабойной зоны реагентами, намывке в ПЗП гравийно-песочных фильтров и оборудованию хвостовика лифта проволочными, керамическими и другими фильтрами.

5. Для расширения арсенала жидкостей, предназначенных для предотвращения поглощения жидкости глушения пластом, во время проведения ремонтных работ рекомендуется апробировать меловые растворы и пакерую-щую жидкость с повышенными вязкоупругими свойствами.

6. Для оптимального проектирования и проведения технологических операций по оптимизации работы скважин, выявлению положительных и отрицательных факторов, влияющих на исход операций, отбору наиболее эффективных технологий рекомендуется перед работами на каждой скважине и после их окончания проводить полный известный комплекс их исследования.

4.3.6

МОДЕРНИЗАЦИЯ СИСТЕМЫ СБОРА И ПРОМЫСЛОВОЙ ПОДГОТОВКИ ГАЗА В ПРОЦЕССЕ ДОРАЗРАБОТКИ СЕНОМАНСКОЙ ЗАЛЕЖИ

Система сбора газа Ямбургского газоконденсатного месторождения состоит из 7 УКПГ, газ из которых подается в систему межпромысловых коллекторов, соединяющих УКПГ с двумя головными компрессорными станциями.

Каждая УКПГ на ЯГКМ включает от 90 до 110 скважин, соединенных в кусты, шлейфы, а также оборудование по сепарации и осушке газа.

В процессе разработки месторождения на работу системы сбора и внут-рипромыслового транспорта газа оказывают влияние следующие причины.

1.    Технологические - когда в процессе движения газа от забоя по скважинам и шлейфам до УКПГ в результате изменения термобарических условий происходит конденсация водной фазы. Тогда в зависимости от режима работы скважины и шлейфов конденсационная вода либо практически полностью выносится газовым потоком (истинное влагосодержание не оказывает заметного влияния на гидравлику), либо часть ее накапливается в нижних точках трассы шлейфа с последующим образованием жидких пробок, что приводит к значительному возрастанию гидравлических потерь в шлейфе и снижению его пропускной способности.

2. Конструктивные - к ним следует отнести профиль трассы, диаметры и протяженности шлейфов.

Чтобы оценить влияние этих факторов на работу системы сбора газа, при дальнейшем анализе гидравлических режимов работы шлейфов была выбрана УКПГ-4, где газ транспортируется по шлейфам диаметром 530 мм.

Для оценки влияния различных технологических параметров на работу шлейфа участки промысловых трубопроводов были ранжированы на несколько групп: по длине (2 км, 5 км, 10 км); по расходу газа, что определяется количеством скважин, работающих в один шлейф (4, 6, 8 скважин); по количеству воды, поступающему в шлейф, - в одном случае это равновесное влагосодержание по условиям в пласте, в другом - наличие жидкости в количестве, обеспечивающем наличие свободной жидкой фазы в (в > 0).

Цель расчетов состояла в том, чтобы выяснить, как снижение отборов газа и давлений на устье скважин по годам разработки месторождения будет влиять на режим транспорта газа в шлейфах, другими словами, когда в шлейфах будет происходить накопление жидкости, т.е. будет осуществляться пробковый режим течения смеси. Для оценочного расчета режима течения газа в шлейфе предлагается упрощенная формула

Режим течения смеси в шлейфах диаметром 530 мм на УКПГ-4 в зависимости от производительности скважин по годам разработки

Пе

Q скв ’

Ру,

МПа

Число скважин

риод

Год

тыс.

1-2 км

1-5 км

1-10 км

м3/сут

4

6

8

4

6

8

4

6

8

1а

1997

645

5,95

п

п

к

п

п

к

п

п

к

2000

501

4,35

п

к

к

п

к

к

п

к

к

2002

501

2,80

Газ

Газ

Газ

Газ

Газ

Газ

Газ

Газ

Газ

2001

430

4,61

п

п

к

п

п

к

п

п

к

2005

430

2,14

Газ

Газ

Газ

Газ

Газ

Газ

Газ

Газ

Газ

2004

375

2,19

2006

259

1,64

2010

158

1,31

2009

147

1,27

2012

109

1,10

2011

107

1,18

2011

102

1,07

2009

57

0,87

2015

54

0,79

16

1997

645

5,95

п

п

к

п

п

к

п

п

к

2000

501

4,35

п

к

к

п

к

к

п

к

к

2002

501

2,80

к

к

к

к

к

к

к

к

к

2001

430

4,61

п

п

к

п

п

к

п

п

к

2005

430

2,14

к

к

к

к

к

к

к

к

к

2004

375

2,19

к

к

к

к

к

к

к

к

к

2006

259

1,64

к

к

к

к

к

к

к

к

к

2010

158

1,31

п

к

к

п

к

к

п

к

к

2009

147

1,27

п

к

к

п

к

к

п

к

к

2012

109

1,10

п

п

к

п

п

к

п

п

к

2011

107

1,18

п

п

к

п

п

к

п

п

к

2011

102

1,07

п

п

к

п

п

к

п

п

к

2009

57

0,87

п

п

п

п

п

п

п

п

п

2015

54

0,79

п

п

п

п

п

п

п

п

п

2а

1997

645

5,95

п

п

к

п

п

к

п

п

к

2000

501

4,35

Газ

Газ

Газ

Газ

Газ

Газ

Газ

Газ

Газ

2002

501

2,80

2001

430

4,61

2005

430

2,14

2004

375

2,19

2006

259

1,64

2010

158

1,31

2009

147

1,27

2012

109

1,10

2011

107

1,18

2011

102

1,07

2009

57

0,87

2015

54

0,79

26

1997

645

5,95

п

п

к

п

п

к

п

п

к

2000

501

4,35

п

к

к

п

к

к

п

к

к

2002

501

2,80

к

к

к

к

к

к

к

к

к

2001

430

4,61

п

п

к

п

п

к

п

п

к

2005

430

2,14

к

к

к

к

к

к

к

к

к

2004

375

2,19

к

к

к

к

к

к

к

к

к

2006

259

1,64

к

к

к

к

к

к

к

к

к

2010

158

1,31

п

к

к

п

к

к

п

к

к

2009

147

1,27

п

к

к

п

к

к

п

к

к

2012

109

1,10

п

п

к

п

п

к

п

п

к

2011

107

1,18

п

п

к

п

п

к

п

п

к

2011

102

1,07

п

п

к

п

п

к

п

п

к

2009

57

0,87

п

п

п

п

п

п

п

п

п

2015

54

0,79

п

п

п

п

п

п

п

п

п

П р и м е ч а н и я. к - кольцевой режим течения смеси, газ - транспорт

чистого газа,

п - пробковый режим течения

смеси;

1а - зимний

период

без выноса пластовой воды, 16 -

зимний период с выносом пластовой воды, 2а - летний период без выноса пластовой 26 - летний период с выносом пластовой воды.

воды,

где D - внутренний диаметр трубопровода, м; ру - устьевое давление, МПа-10; Ту - устьевая температура, К; Q - расход газа в шлейфе, млн. м3/сут.

При V > 0,0174 реализуется пробковый режим течения смеси, при V < < 0,0174 - кольцевой режим.

Анализ рельефа местности позволяет считать участок длиной до 2 км горизонтальным, длиной более 2 км - состоящим последовательно из трех участков: нисходящего, горизонтального и восходящего (с углом наклона трассы 5°).

При расчете режимов течения смеси технологическую схему разбивали на расчетные участки:

1)    по количеству скважин:

по УКПГ-4 для шлейфа диаметром 530 мм:

1    группа - 4 скважины;

2    группа - 6 скважин;

3    группа - 8 скважин;

2)    по длине шлейфов:

1    группа - до 2 км;

2    группа - до 5 км;

3    группа - до 10 км.

Расчеты проводились по годам разработки месторождения с учетом изменяющихся дебитов и устьевых давлений (Q<.KB и ру соответственно) для зимнего и летнего периодов с выносом пластовой воды и без нее.

Из результатов расчетов (табл. 4.9) видно, что на УКПГ-4 режим течения смеси для шлейфа диаметром 530 мм не зависит от его длины, а определяется только количеством скважин, работающих в шлейф.

Следует отметить, что при условии соблюдения режима течения смеси, т.е. при кольцевом течении и в случае транспорта чистого газа, гидравлические потери в шлейфах не превышают в среднем 0,1 МПа. В том случае, когда режим течения - пробковый, происходит накопление жидкости в полости трубопровода и гидравлические потери возрастают. На наиболее протяженных участках при наличии переходов ожидается увеличение гидравлического сопротивления до 0,7 МПа.

Таким образом, чтобы добиться требуемого режима работы трубопровода, необходимо поддерживать производительность на определенном уровне. Этого можно достичь, объединяя большое число кустов скважин, работающих в шлейф, либо проводя мероприятия по очистке шлейфов от жидкости и механических примесей.

Сопоставляя полученные результаты, можно проанализировать работу шлейфов на каждом из УКПГ месторождения.

В период падающей добычи одним из основных факторов, определяющих энергоемкость добычи газа, является эффективность работы внут-рипромысловой транспортной системы, поскольку дополнительные потери давления в ней приводят к увеличению энергозатрат на компримирование газа.

Основными причинами снижения эффективности системы промысловых коллекторов являются накопление жидкой фазы (конденсат, вода, гликоль) и неоптимальное распределение потоков.

По технологическим режимам за 1995 и 1996 гг. был проведен анализ гидравлической эффективности участков межпромыслового коллектора. Полученные результаты показывают, что в среднем эффективность составляет

0,7-0,8, а на отдельных участках эффективность падает до 0,4-0,5. В первую очередь это относится к трубопроводам диаметром 1420 мм, примыкающим к УКПГ-4 и 7.

Для оценки сезонной неравномерности потребления газа и ее влияния на режимы работы УКПГ были собраны фактические данные за 1994

1 996 гг.

Анализ этих данных позволяет сделать следующие выводы:

максимальное потребление газа приходится на I квартал года и составляет 27 % от годового потребления;

минимальное потребление газа приходится на III квартал года и составляет 23 % от годового потребления;

потребление газа во II и IV кварталах составляет 24 и 26 % соответственно.

Указанные данные сезонной неравномерности потребления газа приняты для гидравлических расчетов межпромысловых коллекторов на период до 2010 г.

Для определения необходимых давлений газа на выходе из УКПГ в рассматриваемый период с учетом сезонной неравномерности потребления газа произведен гидравлический расчет межпромысловых коллекторов.

Результаты гидравлических расчетов межпромысловых коллекторов по определению выходных давлений из УКПГ с учетом сезонной неравномерности на период 1997-2010 гг. показали следующее.

1. Гидравлические потери в шлейфах составят в среднем 0,1 МПа при условии соблюдения кольцевого режима течения смеси. На большинстве участков этого можно достичь объединением большего числа кустов скважин, работающих в шлейф.

2.    Отдельные участки межпромыслового коллектора работают с пониженной эффективностью. Рекомендуется проводить профилактические мероприятия по очистке межпромысловых коллекторов от жидкости и механических примесей.

ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПО ПРОМЫСЛОВОЙ ОБРАБОТКЕ ГАЗА

Подготовка газов сеноманских залежей к транспорту ведется на семи УКПГ, имеющих одинаковые технологические схемы. УКПГ укомплектованы отечественным оборудованием.

В состав каждой УКПГ входят девять (восемь рабочих, одна резервная) однотипных технологических ниток по осушке газа с проектной производительностью 10 млн. м3/сут каждая. С целью исключения растепления грунтов вдоль трассы газопроводов предусмотрено охлаждение газа до температуры 0... -1 °С перед подачей его на транспортировку.

Фактический среднесуточный расход газа через одну технологическую

нитку в течение года меняется от 5,3 до 8,3 млн. м3 в летний период и от 8,2 до 10,0 млн. м3 в зимний период. Средняя производительность УКПГ составляет летом 48-75,0 млн. м3/сут, зимой - 73,4-90,0 млн. м3/сут. Давление газа на входе в УКПГ равно 5,6+7,2 МПа, входная температура изменяется в пределах от 6,6 до 15,3 °С. Такие низкие температуры контакта создают благоприятные условия для осушки газа и уменьшения потерь гликоля с осушенным газом.

Точка росы по воде на выходе из установки составляет —21 —7 °С в

зимний период и -14...-17 °С - в летний период. Специалистами ВНИИГАЗа разработан ряд рекомендаций по повышению эффективности работы УКПГ в компрессорный период разработки месторождения. Ниже приводится краткое содержание этих рекомендаций.

Повышение надежности работы ДКС. С вводом дожимной компрессорной станции (ДКС) возникает проблема по обеспечению надежности эксплуатации компрессорных агрегатов. Это связано с тем, что конструкция и режим работы входных сепараторов не обеспечивают стопроцентного отделения жидкой фазы из газа. Часть капельной жидкости попадает в компрессорные агрегаты. Эта жидкость, как правило, содержит механические примеси и минеральные соли.

При компримировании газа часть примесей осаждается на лопатках компрессоров, что приводит к их износу, поэтому приходится часто останавливать компрессорные агрегаты для проведения ремонтно-профилактических работ.

В связи с этим нами рекомендуется техническое решение по снижению попадания различных примесей на компрессорные агрегаты. Суть решения заключается в промывке газа от примесей во входном сепараторе ДКС. Этот процесс особенно целесообразен в случае применения различных ПАВ для интенсификации добычи газа, так как их попадание в абсорбер может способствовать вспениванию раствора ДЭГа, что приведет к увеличению потерь гликоля с осушенным газом. В случае применения ПАВ на промысле необходимо провести исследования по технологической совместимости их с растворами гликолей, в первую очередь с ДЭГом.

На установках абсорбционной осушки газа для промывки газа рекомендуется использовать рефлюксную жидкость, получаемую в блоке регенерации гликоля (БРГ). Реализация этого способа защищена авторским свидетельством СССР № 965486 (авторы А.М. Сиротин и др.).

Промывка газа рефлюксной жидкостью, практически не содержащей солей и механических примесей, позволит снизить концентрацию этих примесей в капельной воде, уносимой с газом из входного сепаратора. Следовательно, при сохранении степени сепарации на проектном уровне уменьшится концентрация солей в капельной жидкости, поступающей в компрессорные агрегаты, что повысит надежность их эксплуатации. Кроме того, будет достигнут еще один положительный результат - сведение к минимуму накопления примесей пластовой продукции в растворе гликоля.

При постоянном значении концентрации примесей в первичной капельной жидкости между количеством примесей, уносимых в абсорбер и поглощаемых раствором гликоля, и расходом орошения имеется практически прямая зависимость. Например, при уносе капельной жидкости из сепаратора в количестве 30 мл/тыс. м3 подача орошения в том же количестве позволит уменьшить концентрацию примесей в уносимой жидкой фазе в 2 раза. Если учесть, что количество орошения будет на порядок больше, то и скорость накопления примесей в растворе гликоля будет также на порядок меньше.

Разработка нового поколения аппаратов воздушного охлаждения (АВО). Важным вопросом при размещении ДКС перед установками осушки газа является обеспечение более глубокого использования потенциала энергии воздуха, особенно в зимний период.

Опыт эксплуатации УКПГ Медвежьего месторождения показывает, что в зимний период не удается использовать потенциал энергии воздуха и охлаждать газ до достаточно низких температур с применением АВО.

Конструкция АВО такова, что изменение расхода воздуха в аппаратах производится только за счет поворота жалюзей. Температура воздуха, поступающего в трубный пучок, не контролируется, а следовательно, не контролируется и температура стенок труб. Нижняя, наиболее уязвимая часть трубного пучка (часто выходит из строя) не защищена от сильных ветров, которые резко увеличивают расход воздуха через нижний ряд труб и приводят к переохлаждению стенок труб.

Следует также отметить, что имеющиеся на промыслах жалюзи неработоспособны, их крайне трудно повернуть вручную (а в зимний период времени невозможно). Отсутствие привода надежной конструкции не позволяет обеспечить дистанционное оперативное управление, которое требуется в условиях Крайнего Севера.

При отрицательной температуре окружающего воздуха вследствие гидратообразования газа необходимо обеспечить определенный контролируемый расход воздуха в АВО при фиксированной температуре. Расход воздуха зависит от расхода природного газа, при этом необходимо измерять температуру стенки трубы в первом ряду снизу на выходе, при подаче воздуха вверх.

Это можно обеспечить за счет рециркуляции воздуха и плавного изменения частоты вращения вентилятора.

С учетом изложенного выше М.П. Игнатьевым (ДАО “ЦКБН”) определены основные направления повышения эффективности и надежности АВО. Из них можно указать следующие:

создание конструкции жалюзей с электроприводом и с возможностью проводить рециркуляцию воздуха в зимний период;

разработка системы измерения температуры стенок труб с выдачей результата на пульт дистанционного управления;

разработка системы автоматического регулирования работы жалюзей, вентилятора и т.д.

Осушка газа при низких температурах контакта. Использование в схемах УКПГ АВО новой конструкции, которые могут работать при отрицательных температурах, обеспечит охлаждение сырого и дожатого газа до более низких температур. При этом в зимний период осушку газа можно вести при низких температурах контакта с использованием раствора гликоля более низкой концентрации.

Возможность проведения процесса осушки газа при низких температурах контакта подтверждена результатами опытных и промысловых исследований.

Этот процесс применительно к проектной схеме может быть реализован в двух вариантах. Первый вариант предпочтителен в случае использования метанола для предварительного ингибирования; он предусматривает подачу в АВО раствора метанола для предотвращения гидратообразования.

Второй вариант целесообразен при отсутствии в системе сбора газа условий гидратообразования. В этом варианте в АВО подается раствор ДЭГа. Применение этого варианта обусловливает предварительное решение задачи равномерного распределения раствора гликоля по всем рабочим трубкам АВО.

Независимо от применяемого варианта технология осушки газа при низких температурах контакта имеет следующие преимущества:

благодаря ведению процесса осушки газа, при низких температурах контакта возможно увеличение пропускной способности установок осушки газа, что особенно важно в зимний период, когда увеличивается потребность в газе;

для осушки газа достаточно использовать раствор ДЭГа концентрацией не более 95 % (массовая доля). К примеру, при температуре контакта 5 и 10 °С достаточно использовать растворы ДЭГа концентрацией 93 и 95 % соответственно. В то же время при температуре контакта 25 °С этот показатель равен 99 %. При температуре контакта 0... -1 °С можно использовать

90...92%-ный раствор. В этих условиях отпадает необходимость в регенерации насыщенного раствора под вакуумом, а это позволит снизить расход энергии в блоке регенерации и свести к минимуму возможность окисления гликоля (за счет подсоса воздуха в систему) и его термического разложения. Одновременно снижаются количество циркулирующего в системе гликоля и связанный с этим расход энергии на работу насосов на перекачку регенерированного раствора гликоля;

применение раствора низкой концентрации для осушки газа в совокупности с низкой температурой контакта обеспечивает снижение равновесных потерь гликоля не менее 2,5 мг/м3. Однако общие потери гликоля будут значительно ниже, так как имеются соответствующие предпосылки (меньшая дисперсность, предварительное выделение из газа тяжелых компонентов конденсата, ведение процесса регенерации гликоля без вакуума и т.д.);

при низких температурах контакта будет обеспечена надежная осушка газа до точки росы минус 20 °С и ниже без особых затруднений, что однозначно решает вопрос о соответствии газа требованиям ОСТ 51.40-93;

из-за уменьшения растворимости гликоля в паровой фазе и снижения его уноса в виде капель сводится к минимуму количество жидкой фазы, образовавшейся на участках газотранспортных систем.

Предполагается коммуникации установки обвязать таким образом, чтобы их можно было эксплуатировать по схемам обоих вариантов, а также в проектном режиме.

О целесообразности переобвязки фильтр-сепараторов на головной КС Ямбург. На УКПГ перед подачей в МГ предусмотрено охлаждение осушенного газа. При этом в жидкую фазу выделяется некоторое количество ДЭГа как за счет коагуляции мелкодисперсных капель, так и из-за изменения равновесных условий системы. Не исключено образование в системе и жидкой углеводородной фазы.

По проекту на установках комплексной подготовки газа отделение образовавшейся жидкой фазы перед подачей в межпромысловый коллектор не предусмотрено. Следовательно, жидкая фаза вместе с газом поступает на головную КС Ямбург. Здесь перед компрессорными агрегатами установлены входные сепараторы. При работе в проектном режиме жидкая фаза из газа должна выделяться на КС Ямбург.

В зимний период на КС Ямбург охлаждение производится с использованием АВО. В летний период для этого должна быть использована пропа-новая холодильная установка, ввод которой предполагается только в 2000 г. Следовательно, в летний период отсутствует возможность охлаждения газа до низких температур. В этих условиях во избежание подачи в МГ теплого газа в летние месяцы КС не эксплуатируется. При этом не производится выделение жидкой фазы из газа на КС, так как входные сепараторы КС жестко завязаны с компрессорными агрегатами. Газ через сепараторы может пройти только при работе компрессорных агрегатов.

Таким образом, жидкость, имеющаяся в системе, транспортируется от УКПГ до КС Ныда в потоке газа и выделяется из него во входных сепараторах этой компрессорной станции.

Наличие жидкости в потоке газа ухудшает гидравлическую характеристику газопроводов. Кроме того, на КС Ныда возникают проблемы по утилизации выделяющейся из газа жидкой фазы.

Рекомендуется проработать возможность переобвязки входных сепараторов КС Ямбург с целью обеспечения их автономной работы. В этом случае можно из газа выделять жидкую фазу и транспортировать газ, минуя компрессорные агрегаты на КС Ныда.

В зимние месяцы, когда эксплуатируется КС Ямбург, во входных сепараторах выделяется жидкая фаза, состоящая из метанола, воды, гликоля и углеводородов. Количество жидкой фазы временами доходит до

6...8 м3/сут. На КС не предусмотрены мероприятия по утилизации этой жидкости.

Рекомендуется построить продуктопровод от компрессорной станции Ямбург до УКПГ-1 и возвращать жидкую фазу для обработки и утилизации. При этом можно использовать один из резервных блоков регенерации гликоля или блок регенерации метанола.

Благодаря обработке этой жидкости в блоке регенерации, из нее можно выделить гликоль для повторного использования.

Об использовании триэтиленгликоля (ТЭГа) на установках осушки газа. Размещение ДКС перед установками осушки газа обеспечивает оптимальный гидравлический режим работы технологического оборудования и снижает эксплуатационные затраты на подготовку газа к транспорту. В то же время возникают проблемы, в том числе повышение температуры контакта в летние месяцы года.

Для достижения глубокой осушки газа требуется более концентрированный раствор. Кроме того, с повышением температуры увеличиваются потери гликоля с осушенным газом.

Одним из способов повышения эффективности работы абсорберов при высоких температурах контакта является использование триэтиленгликоля (ТЭГа) вместо диэтиленгликоля (ДЭГа) в качестве осушителя.

В настоящее время для осушки природных газов в системе ОАО “Газпром” применяется только ДЭГ. Только на одном месторождении (Западное Таркосалинское) с осени 1996 г. начали использовать раствор ТЭГа. За первые 4 месяца 1997 г. удельные потери ТЭГа на объекте составили около 12 мг/м3, что в 2 раза меньше, чем потери ДЭГа на аналогичных установках.

Основными показателями, характеризующими гликоли как осушитель, являются депрессия точки росы газа по влаге, потери с осушенным газом, регенерируемость насыщенного раствора и т.д. Практически по всем этим показателям ТЭГ имеет преимущество перед ДЭГом.

Очистка раствора гликоля от различных примесей. Для очистки растворов гликолей от минеральных солей, механических примесей и других ингредиентов, попадающих в абсорбент на установках осушки газа, рекомендовано внедрить дистилляционный способ очистки раствора гликоля от минеральных солей и механических примесей, разработанный во ВНИИГАЗе.

Предлагаемая схема реализации этого способа включает в себя ряд элементов на уровне “ноу-хау”. Благодаря внедрению новых технических решений в схеме установки возможно практически полное выделение гликоля и воды из загрязненного раствора при температурах ниже температуры разложения гликоля. Способ одинаково успешно может быть применен для очистки растворов ДЭГа и ТЭГа.

Во всех случаях количество воды, подаваемой на вход насоса, выбирается таким образом, чтобы обеспечить на выходе из испарителя режим, соответствующий полному переходу раствора в паровую фазу.

Интенсивная технология обеспечивает получение раствора гликоля, практически полностью очищенного от различных примесей.

Одновременно интенсивная технология имеет дополнительное преимущество по экологическим показателям: количество промстоков многократно меньше по сравнению с базовой технологией.

На установке очистки в качестве сырья можно использовать также раствор гликоля, выделенного из газа на КС Ямбург. Срок окупаемости данной установки по экспертной оценке составит менее полугода.

4.3.7

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ ПО ОСОБЕННОСТЯМ РАЗРАБОТКИ СЕНОМАНСКОЙ ЗАЛЕЖИ ЯМБУРГСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Однако за это время было введено 5 УКПГ, которые эксплуатировались со значительным превышением их проектной производительности. Последние УКПГ-4 и 7 были введены с опозданием на три года, что не позволило выйти на проектную производительность.

4.    По состоянию на 01.01.97 из залежи Ямбургского поднятия отобрано 33 % от запасов, утвержденных в 1996 г.

Текущее пластовое давление снизилось до 6,64-8,09 МПа (по проекту 7,06-8,09 МПа).

Снижение пластового давления по Харвутинской площади, отмеченное еще до ввода ее в эксплуатацию, связано с дренированием части ее запасов работающими УКПГ Ямбургского поднятия.

5. В настоящее время месторождение полностью разбурено эксплуатационным фондом. Общий фонд составил 782 скважины, эксплуатационный фонд - 676 скважин. Действующий фонд насчитывает 668 скважин, сгруппированных в 107 кустов и охватывающих своей сетью в основном центральную часть сеноманской залежи в пределах изопахиты 50 м. Большинство скважин, оборудованных пакерами, работало с превышением давления в затрубном пространстве, что говорит о низкой эффективности забойного оборудования. Кроме того, около 10 % скважин эксплуатируются с межколонным давлением более 0,5 МПа.

6.    По результатам специальных исследований установлено, что в значительном количестве сеноманских скважин наблюдается пескопроявление (178 скважин), а некоторые скважины работают с превышением норм по выносу песка вследствие активного разрушения породы в ПЗП.

Для предупреждения разрушения скелета пласта в зонах с естественной слабой сцементированностью коллектора необходимо снизить депрессии, что эффективно можно реализовать после проведения работ по более полному освоению эксплуатируемых интервалов.

В случаях пескопроявлений, обусловленных обводнением ПЗП пластовой водой, рекомендуется проведение селективной изоляции притока этих вод.

7. Наряду с этим рекомендуется в перспективе проводить работы по укреплению призабойной зоны реагентами, намывке в ПЗП гравийно-песчаных фильтров и оборудовать хвостовики лифтов проволочными, керамическими и другими фильтрами.

Контроль за разработкой сеноманской залежи осуществляется в следующих направлениях. Газодинамические исследования проводятся на всех эксплуатационных скважинах не реже одного раза в два года и используются для определения фильтрационных параметров, на основании которых осуществляется распределение дебитов при совместной подаче газа в один шлейф, а также для уточнения технологических режимов работы скважин. Замеры пластовых давлений проводятся в скважинах 1 раз в квартал.

В специально оборудованных “глухих” вертикальных скважинах, расположенных, как правило, внутри куста и забой которых находится ниже ГВК на 70 м, осуществляется контроль за подъемом воды в процессе эксплуатации.

8. Уточнение профилей притока и параметров газоотдающих интервалов осуществляется на основании динамического каротажа в специально оборудованных скважинах, имеющихся на всех УКПГ. В результате этих исследований установлено, что газоотдающая толщина в среднем составляет 54 %.

В результате обобщения опыта эксплуатации сеноманских залежей севера Тюменской области было отмечено, что в течение первых лет (до 5

7 лет) их разработка осуществляется по газовому режиму, только затем наблюдается слабое проявление упруговодонапорного режима и внедрение воды в залежь. Оценка объемов внедрения пластовой воды в сеноманскую залежь проводилась с помощью карт подъема ГВК и на моделях.

Подсчет внедрившейся воды в залежь выполнен на начало каждого года эксплуатации, начиная с 1990 г.

На 01.01.97 г. объем воды, внедрившейся в залежь, составил около 5,0 % от газонасыщенного объема залежи.

9.    По данным геофизической оценки, скважины начнут обводняться с 2006 г. (8 ед.) и к концу 2025 г. общее число таких скважин составит 53; они располагаются в 41-м кусте. Наибольшее число обводнившихся скважин приходится на район УКПГ-6, где уже в настоящее время в продукции ряда скважин есть пластовая вода.

В ходе прогнозных расчетов показателей разработки был рассмотрен вопрос обводнения залежи на геолого-математической модели. По прогнозу к 2025 г. число обводнившихся скважин по зонам УКПГ составит от 1 до 22, в целом по месторождению - 85 скважин, расположенных в 38 кустах. К концу разработки обводнение сеноманской залежи составит 44 %.

10.    На основании выполненного анализа результатов газогидродинамических исследований эксплуатационных скважин за период 1993-1996 гг., а также за первую половину 1997 г. были отобраны представительные результаты исследований и на их основе по известным методикам рассчитаны средние фильтрационные параметры для всех УКПГ, которые в 1,5—2,0 раза отличаются от проектных 1984 г. в сторону их ухудшения.

11.    В силу того, что имеются значительные перепады давлений между периферийными участками и зонами эксплуатации, а также между различными УКПГ, происходит перераспределение давления между этими зонами, вызванное перетоками газа из зон с высокими давлениями в зоны с пониженными давлениями. Объем перетоков из зон УКПГ-3, 4 и 7 в зоны с пониженными давлениями на 01.01.97 г. составил 148,4 млрд. м3. Кроме того, из Харвутинского участка (УКПГ-8) в зону УКПГ-1 перетекло 32,6 млрд. м3 газа. Менее всего задренированы запасы газа в зонах УКПГ-4 (64,4 %) и УКПГ-7 (70,2 %).

12.    Решением секции по разработке Комиссии по месторождениям и ПХГ б. РАО “Газпром” от 18 марта 1997 г. было предложено рассмотреть три варианта разработки сеноманской залежи с годовыми отборами 170, 160 и 150 млрд. м3. Исходя из необходимости поддержания постоянного отбора газа из отдельных зон УКПГ, а также из условий предотвращения обводнения скважин и разрушений призабойной зоны пласта, рассчитали необходимое число дополнительных эксплуатационных скважин для каждого варианта, которое составило 131, 86 и 47 единиц соответственно.

13.    Анализ расчетов технологических показателей разработки сеноманской залежи по рассматриваемым вариантам показал следующее. В результате ввода в эксплуатацию дополнительного числа скважин период постоянной добычи газа увеличивается всего на один год. При этом происходит заметное снижение депрессии на пласт, что уменьшает вероятность обводнения скважин и образования песчаных пробок. Коэффициент газоотдачи увеличивается до 3 % в основном за счет ввода дополнительного числа эксплуатационных скважин на УКПГ-4 и 7.

Как показали расчеты, в процессе разработки сеноманской залежи будут происходить перетоки газа между зонами УКПГ из-за существенной разницы в их пластовых давлениях. Так, отток газа будет происходить из зон УКПГ-3, 4 и 7, приток - в зоны УКПГ-1, 2, 5 и 6, в том числе из Хар-вутинского участка.

14.    На основании технико-экономических показателей к внедрению на сеноманской залежи был рекомендован вариант с годовой добычей газа 150 млрд. м3. Для реализации данного варианта потребуется на УКПГ-4 пробурить 15 эксплуатационных скважин, а на УКПГ-7 - 32 скважины с целью обеспечения запланированной добычи газа и увеличения коэффициента газоотдачи.

Из трех рассмотренных вариантов разработки лучшие ТЭП и максимальное значение критериального показателя (ЧДД) получены по варианту с годовым отбором газа 150 млрд. м3.

Наиболее существенным фактором, определяющим стратегию разработки месторождения в период падающей добычи, является изменение экономических условий его функционирования. Это прежде всего снижение ставки налогов и отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы.

Основные рекомендации по контролю за разработкой сводятся к следующему:

увеличение числа наблюдательных скважин для контроля за пластовым давлением на 7 и пьезометрических на 6, с размещением их в периферийных участках залежи;

для расширения зоны контроля за продвижением ГВК добурить 13 “глухих” скважин, из них 7 на Анерьяхинской площади;

все скважины, вышедшие из эксплуатации, должны рассматриваться на предмет их дальнейшего использования в качестве наблюдательных для контроля за разработкой:

15.    Технологическая политика газодобывающего предприятия в области геологии, охраны недр и окружающей среды должна основываться на принципах инженерно-геологического мониторинга, включающего в себя наблюдение и управляющее воздействие на процессы, возникающие в ходе производственной и социальной деятельности. С целью исключения или уменьшения неблагоприятных воздействий объектов добычи газа на воздушную и водную среды, земную поверхность и почву, растительный и животный мир, недра и социальную среду предусматриваются специальные мероприятия по их защите.

РЕАЛИЗАЦИЯ РЕКОМЕНДУЕМОГО ВАРИАНТА НА РАЗРАБАТЫВАЕМОЙ СЕНОМАНСКОЙ ЗАЛЕЖИ

Как уже отмечалось, к внедрению предлагается вариант 3, предусматривающий годовой отбор газа в объеме 150 млрд. м3. Этот вариант позволяет учесть некоторое отставание ввода в эксплуатацию ДКС. Дело в том, что в летнее время газ подается в магистральный газопровод под собственным давлением не менее 5,5 МПа. Снижение отборов газа по отдельным УКПГ обеспечивает на некоторое время такую возможность.

В ходе разработки сеноманской залежи из-за разности пластовых давлений в различных зонах УКПГ происходят перетоки газа между этими участками. При реализации варианта 3 будет также осуществляться переток газа в зону УКПГ-1 из Харвутинской площади (УКПГ-8). На 01.01.97 величина перетока составила 32,6 млрд. м3.

К 2020 г. переток газа из этого участка практически прекратится и в сумме составит около 79 млрд. м3.

Для предлагаемого варианта, как указано выше, потребуется в эксплуатационной зоне УКПГ-4 пробурить 15 скважин, в зоне УКПГ-7 - 32 скважины. Уже сейчас добыча газа из указанных зон не обеспечивается существующим числом скважин. Поэтому ввод этих скважин целесообразно осуществить в ближайшие 2-3 года.

РАЗРАБОТКА

Разработка нефтяных месторождений с применением заводнения  »
Библиотека »