Науки о Земле
Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Попов И.П., доктор геолого-минералогических наук, профессор Томилов А.А., аспирант Пустовой Д.А., аспирант (Тюменский государственный нефтегазовый университет)
ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ЕН-ЯХИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Геолого-промысловым моделированием обоснована фильтрационно-емкостная и гидродинамическая модель залежей, выявлены закономерности, которые способствуют эффективному использованию пластовой энергии, увеличению конденсатоотдачи и снижению непроизводительных затрат
Ключевые слова: газ, конденсат, коллектор, модель залежей, разработка, депрессия, темп отбора, ен-яхинское месторождение.
GEOLOGICAL AND FIELD ANALYSIS OF THE DEVELOPMENT OF GAS CONDENSATE DEPOSITS OF EN-YAKHINSKOYE FIELD
Geological-field modeling proved reservoir and reservoir simulation model and identified laws that contribute to the efficient use of produced energy, increased condensate recovery, and reduce overhead.
Keywords: gas, condensate, collector, models of deposits, development, depression, recovery rates, the en-yakhinskoye field.
Ен-Яхинское нефтегазконденсатное месторождение (НГКМ) расположено в северной части Западно-Сибирской низменности и административно находится в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области.
В тектоническом отношении оно приурочено к Ен-Яхинскому куполовидному поднятию III порядка, которое осложняет Песцовый вал Надым-Тазовской синеклизы и представляет собой брахиантиклинальную складку широтного простирания. Размеры Ен-Яхинской структуры по изогипсе (-3760м) составляют 22x17км, а альтитуда достигает 90м. Блоковое строение фундамента нашло отражение в морфологии глубинного рельефа осадочного комплекса в виде протяженной разломно-трещиноватой зоны, проходящей с северо-запада на юго-восток, и перпендикулярно ей с северо-востока на юго-запад развиты два аналогичных лине-амента.
Геологический разрез Ен-Яхинского НГКМ представлен терригенными песчано-глинистыми отложениями мезазойско-кайнозойского платформенного чехла, залегающими на породах промежуточного структурно-формационного яруса и складчатом палеозойском основании.
Промышленная нефтегазоносность установлена в сеноманских и неокомских отложениях. Сеноманская залежь газа является составной частью Уренгойского месторождения и осваивается общей системой разработки. В неокомских отложениях выявлены четыре нефте-газоконденсатных залежи, которые залегают в интервале 2830-3150м в продуктивных пластах БУ81-2, БУ83 (тангаловская свита) и БУ102, БУ121 (сортымская свита). Продуктивные отложения этих залежей представлены переслаиванием песчаников и алевролитов с глинистыми прослоями.
В разработке с 2003 г. находятся только газоконденсатные залежи (без нефтяной оторочки) пластов БУ81-2 и БУ102, которые имеют близкие геолого-промысловые характеристики (табл.)
Таблица
Геолого-промысловые характеристики газоконденсатных залежей
Параметры пласт БУ81-2 пластов БУ102
Тип залежи пластовая сводовая пластовая сводовая
Размер залежи, км 28,5 x 15,5 28 x 14
Высота залежи, м 68-78.8 69
Начальное пластовое давление, МПа 29,5 30,5
Дебиты газа, т.м /сут 23-580 113-878
Потенциальное содержание конденсата, г/м 289,6 271,2
Относительная плотность смеси, г/см 0,857 0,828
Глубина залегания, м 2830-2908,8 3009-3078
Общая толщина пласта, м 27-52 18-44
Эффективная газонасыщенная толщина, м 1,8-32,8 0,8-24,2
Тип коллектора порово-трещиный порово-трещиный
Коэффициент газонасыщенности, д.ед. 0,289-0,867 0,258-0,839
Пористость коллектора, % 9,3-20,5 9,8-19,5
Проницаемость, мД 0,24-254 0,27-422
Коэффициент песчанистости, д.ед. 0,36-0,84 0,21-0,98
Коэффициент расчлененности, д.ед. 4-16 1-12
Комплексными исследованиями установлена более значительная роль дизъюнктивной тектоники в развитии зон разуплотнения и трещиноватости пород на процесс формирования залежей в различных по литологии отложениях. Зависимость коэффициентов нефтегазона-сыщенности коллекторов и продуктивности скважин от расстояния до разломов позволило заключить [1, 2], что формирование залежей определяет вторичная емкость, т.е. трещины и капиллярные каналы, соизмеримые с порами, имеющими тектоническое происхождение. Наличие обменных процессов между трещинами и порами обусловливает развитие трещинных Т, порово-трещинных ПТ, трещинно-поровых ТП и поровых П коллекторов. Эта дифференциация подтверждается различием в дебитах скважин, геолого-промысловых параметрах и показателях разработки [2].
Система разработки на данном месторождении предусматривала центрально-групповое (кустовое) размещение добывающих скважин в сводовых частях структуры и формирование газовых промыслов. Следует заметить, что продуктивные пласты разбуривались самостоятельной сеткой скважин, а показатели разработки обобщались, однако, и в этом случае проявляются общие закономерности, которые будут изложены ниже, и это свидетельствует о единстве гидродинамической системы залежей.
Поскольку в процессе бурения происходила кольматация трещин, то при освоении скважин наблюдалась очистка трещинной емкости, поэтому в начале разработки уровень добычи соответствовал дренированию порово-трещинного коллектора ПТ (рис.1, до тт. 1,1').
Рис.1. Динамика средних (а) и суммарных (б) по годам показателей разработки газоконденсатных
залежей Ен-Яхинского месторождения. Qг, £^^-соответственно годовая и суммарная добыча газа, усл.ед; пскв-фонд добывающих скважин;
2-темп отбора в % от балансовых запасов; дк-содержание конденсата; дг-среднесуточный дебит скважин; Рт-тастовое давление.
Этот период характеризуется ростом содержания конденсата, медленным темпом снижения пластового давления, а годовые отборы не превышают 2% балансовых запасов. После тт.1,1' коллектор вырабатывается как однороднотрещиный Т, следовательно, фондом скважин (50ед. - 2004г.) залежи полностью охвачены разработкой, и поэтому дальнейшее увеличение количества добывающих скважин и темпа годовых отборов привело к достижению максимальной добычи (т. А - 2006г.), резкому снижению пластового давления и содержания конденсата. Как и по другим месторождениям [2,3] QгПТ~ 0,5QгТ (рис.1а).
Так как при выработке однороднотрещинных коллекторов Т дренирование осуществляется по вертикали, то формируются глубокие воронки депрессии (рис.2), обводняются и выводятся из эксплуатации скважины (рис.1 а) и, как следствие, на переклиналях структур и между сводовыми поднятиями формируются трудноизвлекаемые запасы.
а)
б)
Рис. 2. Продольные профили распределения пластовых давлений во времени по скважинам в конден-
сатных залежах: а - пласт БУ81-2, б - пласт БУ102
Несмотря на ввод новых скважин в 2008-11 гг. добыча газа непрерывно снижается и в ближайшие годы на уровне т.1' (рис.1 а) завершится выработка однороднотрещиных коллекторов Т и в разработку будут вовлечены коллекторы с более худшими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), а именно - порово-трещинные ПТ и трещино-поровые ТП. Исходя из того, что коллекторы Т, ПТ, ТП характеризуются отрицательными значениями скин-эффекта, то они составляют группу трещинных коллекторов [2], следовательно, в проекте разработки недостаточно учитывалась фильтрационно-емкостная и гидродинамическая модель залежей, и поэтому производится раздельная выработка запасов: вначале из трещиной емкости (коллекторы Т, ПТ, ТП), а после ее выработки и обводнения на участках с поро-выми коллекторами. Подобная практика характеризуется неэффективным использованием пластовой энергии, снижением добычи конденсата, защемлением остаточных запасов в по-ровой емкости и обусловливает несоответствие проектных и фактических показателей. Эффективность разработки также снизила нереализованная система поддержания пластового давления путем внедрения сайклинг-процесса.
Рпл.,МПа
311 313 321 323 325 331 333 335 341 351 361
\
X 01.07 .2009
01.01.2 Э12,___
01.07 .2013
Рпл.,МПа
312 124 242 1260
Поскольку основные извлекаемые запасы содержатся в трещинной емкости, а разработка завершается третьей или непродолжительной четвертой стадией, то большая часть запасов в поровых коллекторах останется невыработанной. Совместную выработку двух сред обеспечивает учет фильтрационно-емкостной и гидродинамической модели залежей. Это определяется следующим образом: если исключить прямой I влияние максимальной трещиноватости на форму кривой XQг (рис.1 б), то она будет параллельна отрезку ПТ и, как показывает анализ по выработанным месторождениям, является результирующей Я между трещиной и по-ровой средами, что обеспечивает одновременный отбор газа, т. е. отбор из трещин восполняется подтоком из пор. Темп отбора, соответствующий этой закономерности (2% балансовых запасов), обеспечивает медленное снижение пластового давления (за счет дренирования по латерали), рост конденсатоотдачи и достижения одинакового с фактическими (т.Б) уровня добычи всего опозданием на два года (т.В), а за счет запаса пластовой энергии (т.Д по сравнению с т.Г) дополнительный прирост добычи составит около 15 млрд.м3 газа и около 4 млн.т конденсата (рис1 б).
В сложившейся системе разработки увеличение добычи конденсата можно достичь путем перераспределения пластового давления для чего необходимо ввести в эксплуатацию скважины между сводовыми поднятиями и на периферии и одновременно уменьшить отборы в сводовых частях структуры. Своевременная корректировка системы разработки будет способствовать выравниванию пластовых давлений по всей залежи и исключит преждевременный прорыв воды в сводовые части структуры. Рост и стабилизация пластового давления возможны, если дебит скважин не будет превышать 200 т.м3/сут (рис.1б). Внедрение этой системы по залежам позволит повысить газо- и конденсатоотдачу соответственно до 90 и 40% [3].
На практике в последние годы для стабилизации флюидодинамической системы залежей служит временная остановка промыслов [4]. Это позволяет восстановить энергетический потенци
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.