З.С. АЛИЕВ, Б.Е. СОМОВ, Д.А. МАРАКОВ
РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина
До настоящего времени в Российской Федерации освоение газовых, газокон-денсатных и газонефтяных месторождений осуществлялось вертикальными и наклонными скважинами. Продолжительность разработки месторождений вертикальными скважинами устанавливалась исходя из их геолого-технических и экономических показателей. При этом существенное значение имели: емкостные и фильтрационные свойства коллекторов, среди которых следует особенно подчеркнуть толщину и фазовую проницаемость газоносных пластов, тип используемых скважин (вертикаль-
продолжительность разработки в среднем составляет около 40 лет.
Возникает естественный вопрос: с чем связана и насколько обоснована такая продолжительность разработки и существуют ли возможности её сокращения? Продолжительность разработки определяется следующими параметрами:
■ уровнем годового отбора газа и сопутствующих компонентов;
■ материально-техническими возможностями разбуривания месторождения;
■ наличием потребителей, включая газотранспортные системы;
Достаточно часто из-за допущенных при подсчете запасов газа ошибок проектная величина годового отбора в размере 5% от начальных запасов в период постоянной добычи оказывается меньше этой величины. Так, например, годовой отбор в размере 5% от запасов, установленный в проекте разработки месторождения Медвежье оказался около 3%, так как позднее запасы газа были переутверждены на 30% больше, чем запасы использованные при проектировании. На Оренбургском газо-конденсатном месторождении при утвержденных перед проектированием запасах газа ~ 1,7 трлн м3 го-
0 НЕОБХОДИМОСТИ СОЗДАНИЯ НОВЫХ КОНЦЕПЦИЙ ДЛЯ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ И МНОГОСТВОЛЬНО-ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ
ный или наклонный), потребности на газ, технические и материал ь-ные ресурсы для обеспечения заданного отбора, наличие углеводородных ресурсов вблизи осваиваемого месторождения и рентабельность его разработки. Рентабельность разработки принято оценивать: чистым дисконтированным доходом; внутренней нормой рентабельности; сроком окупаемости капитальных вложений; индексом доходности и коэффициентом «выгоды/затраты».
В РФ освоение газовых и газо-конденсатных месторождений осуществляется по схеме: наращивание отбора газа и сопутствующих компонентов до проектного уровня, разработка залежи с постоянным годовым отбором путем увеличения числа скважин или депрессии на пласт и доразработка месторождения с падающими годовыми отборами при постоянном или уменьшающемся по различным геолого-техническим принципам числе эксплуатационных скважин. По этой схеме
■ продуктивностью газоносных пластов, т.е. их емкостными и фильтрационными свойствами;
■ типом и конструкцией применяемых скважин;
■ наличием углеводородных ресурсов вблизи осваиваемого месторождения.
Совокупностью в основном этих и других факторов путем технико-экономических расчетов обосновывается продолжительность разработки газовых и газоконденсат-ных месторождений.
Рассмотрим возможности изменения перечисленных условий с позиции сокращения продолжительности разработки.
1. Уровень годовых отборов
По разрабатываемым в России месторождениям годовые отборы колеблются в диапазоне от 0,3 до 5,0% от начальных балансовых запасов газа. Величина годового отбора в размере 5% от этих запасов газа устанавливается только на период постоянной добычи газа.
довые отборы ограничивались 45 млрд м3 в год в период постоянной добычи, что соответствует 2,65% запасов газа. Величина годового отбора из этого месторождения была установлена с учетом потребности на добычу серы и гелия ввиду отсутствия в период проектирования в наличии вблизи Оренбургского месторождения сравнительно крупных месторождений с аналогичными сопутствующими компонентами.
В тех случаях, когда из месторождения добывается только газ, как, например, газ из сеноманских отложений на месторождениях Медвежье, Уренгойское, Ямбург-ское, Заполярное и из многих других сравнительно недалеко расположенных залежей, вопрос о величине годового отбора может и должен быть рассмотрен с позиции сокращения продолжительности их разработки. Расчеты, проведенные по одному из крупных газовых месторождений в сеноманских отложениях на глубине ~ 750 м, показа-
ли, что сокращения продолжительности разработки с 40 лет до 30 путем использования новых типов скважин (горизонтальных) значительно улучшают экономические показатели разработки этой залежи.
Существующие ограничения годового отбора газа на уровне Огод ~ 5 % от запасов газа в период постоянной добычи с использованием вертикальных и наклонных скважин оказываются рентабельными до извлечения 50-60 % от запасов газа. Дальнейшее поддержание такого годового отбора становится неприемлемым из-за необходимости ввода большого числа скважин и резкого ухудшения экономических показателей разработки. Это связано с низкими де-битами вертикальных скважин, введенных накануне периода падающей добычи газа и в дальнейшем.
Обеспечение высоких деби-
тов в процессе всего периода разработки залежи, как на начальной стадии, возможно путем использования горизонтальных и многоствольно-горизонтальных скважин с соответствующей конструкцией горизонтального ствола. Производительность таких скважин зависит не только от величины депрессии на пласт, но и от длины вскрытия (фильтра) газоносных пластов. Нами путем «точного» численного решения задачи о притоке газа к горизонтальным и многоствольно-горизонтальным скважинам, вскрывшим залежи с различными емкостными и фильтрационными свойствами установлены оптимальные их конструкции, обеспечивающие на поздней стадии разработки месторождений высокие производительности и коэффициенты нефте-газоотдачи. Естественно, что при заданной допустимой депрессии на пласт высокие дебиты обеспечиваются за счет удлинения горизонтального ствола. Удлинение горизонтального ствола требует дополнительных затрат на бурение. Такие длины горизонтальных стволов на ранней стадии разработки газовых и газоконденсатных месторождений не требуются, так как между депрессией на пласт, фильтрационными свойствами пористых сред и потерями давления по длине горизонтального ствола существует гидрогазодинамическая связь, с учетом которой можно установить оптимальную конструкцию горизонтальных и многоствольно-горизонтальных скважин на различных ста-
диях разработки месторождений. Из изложенного выше следует, что при разработке газовых и газокон-денсатных месторождений с использованием горизонтальных скважин ограничение на возможность извлечения от начальных запасов только в 50-60%, вызванных производительностью вертикальных скважин снимается. Применение соответствующей конструкции горизонтальных скважин позволяет период постоянной добычи газа продлить до 75-80% отбора газа от начальных его запасов.
До настоящего времени величина годового отбора не более 5% от начальных запасов газа (кроме так называемых «экономических показателей» разработки месторождений вертикальными скважинами) ограничивалась отсутствием точной методики и технологии освоения газовых месторождений. Абсолютное большинство специалистов, не имевших возможности более точного обоснования уровня годового отбора, склонялись к тому, что чем меньше темп годового отбора газа, тем выше коэффициент газоотдачи пластов.
Прежде всего следует подчеркнуть, что:
■ коэффициент газоотдачи зависит от многих факторов, связанных емкостными и фильтрационными свойствами газоносных пластов, их неоднородностью по толщине и по площади залежи. Имеющиеся приближенные методы расчета не пригодны для учета этих свойств и поэтому в реальных условиях эти методы не позволяли точно оценить коэффициент газоотдачи пластов;
■ коэффициент газоотдачи существенно зависит от числа и расположения скважин. Применяемые до настоящего времени вертикальные скважины для освоения газовых и нефтяных залежей в силу их конструктивных особенностей не смогли одинаковым числом таких скважин одновременно и равномерно дренировать все пропластки в разрезе, имеющие различные фильтрационные свойства и удельные запасы. Понятно, что равномерное дренирование пропластков с различными фильтрационными свойствами в условиях плохой гидродинамической связи между ними и отсутствия такой связи возможно только числом скважин, вскрывающих такие пропластки в соответствии с их фильтрационными свойствами и удельными запасами газа. В зависимости от этих параметров
одновременное дренирование ресурсов всех объектов вертикальными скважинами приводит к нерентабельному освоению таких залежей;
■ рентабельное одновременно-равномерное освоение таких месторождений возможно только путем использования высокодебит-ных горизонтальных и многоствольно-горизонтальных скважин. Конструктивные особенности таких скважин позволяют вскрывать любые пропластки пропорционально их фильтрационным свойствам и удельным запасам газа.
Таким образом, новые типы скважин (горизонтальные и многоствольно-горизонтальные) позволяют:
■ удлинить продолжительность периода постоянного отбора газа;
■ повысить годовой отбор газа из месторождения;
■ увеличить конечный коэффициент газоотдачи путем обоснования и выбора оптимальной конструкции скважины, расположения и вскрытия пропластков по толщине пластов и по площади.
Ниже приведены основные результаты математических экспериментов по изучению типа и конструкции скважин, технологии их эксплуатации и интенсивности годового отбора на коэффициент газоотдачи залежей с различными
емкостными и фильтрационными свойствами.
О продолжительности периода постоянного годового отбора газа. Математические эксперименты проведены с использованием как вертикальных скважин, так и с использованием горизонтальных скважин на аналогичных моделях.
В таблице с исходными данными по вариантам при различных интен-сивностях годового отбора газа приведены основные показатели разработки и технологические параметры скважин. Как следует из этой таблицы, при (¿гдд = 10% от запасов ^ = 6-7лет; при ^ = 5% от запасов г = 12-14 лет;
О-аЛ = 2,5 % от запасов п
■■ 20-
30лет. В таблице,
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.