ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ, ГАЗОНОСНОСТЬ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗРАБОТКИ СЕНОМАНСКОЙ ЗАЛЕЖИ ЗАПОЛЯРНОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
|
Введение 8
1 Краткий географо-экономический очерк 9
2 История исследования и геологическая изученность 11
3 Геологическое строение и нефтегазоводносность 12
3.1 Стратиграфия и литология 12
3.2 Тектоника 16
3.3 Нефтегазоводоносность 18
4 Г еолого-геофизическая характеристика залежи 21
4.1 Параметры продуктивных пластов 21
4.2 Физико-химическая характеристика газа и конденсата 32
4.3 Запасы газа 33
5 Технологические показатели разработки 34
5.1 Выбор варианта разработки 34
5.2 Основные положения по реализации рекомендуемого варианта
разработки 46
5.3 Расположение добывающих скважин и порядок их ввода в
эксплуатацию 48
5.4 Рекомендации по улучшению качества контроля за разработкой
залежи 48
6 Охрана окружающей среды 51
Заключение 54
Список использованных источников
1 Краткий географо-экономический очерк 9
2 История исследования и геологическая изученность 11
3 Геологическое строение и нефтегазоводносность 12
3.1 Стратиграфия и литология 12
3.2 Тектоника 16
3.3 Нефтегазоводоносность 18
4 Г еолого-геофизическая характеристика залежи 21
4.1 Параметры продуктивных пластов 21
4.2 Физико-химическая характеристика газа и конденсата 32
4.3 Запасы газа 33
5 Технологические показатели разработки 34
5.1 Выбор варианта разработки 34
5.2 Основные положения по реализации рекомендуемого варианта
разработки 46
5.3 Расположение добывающих скважин и порядок их ввода в
эксплуатацию 48
5.4 Рекомендации по улучшению качества контроля за разработкой
залежи 48
6 Охрана окружающей среды 51
Заключение 54
Список использованных источников
Сеноманская газовая залежь Заполярного месторождения введена в промышленную эксплуатацию в 2001 году предприятием ООО «Ямбурггаздобыча», с соответствии с проектным документом, выполненным институтом «ТюменНИИгипрогаз».
С 2005 года газовый промысел вышел на проектный уровень годовой добычи газа, проектный фонд добывающих скважин разбурен полностью.
Данные полученные по результатам эксплуатации месторождения за прошедший период, информация о продуктивных характеристиках скважин, а также материалы эксплуатационного бурения, позволяют на основе анализа и сопоставления проектных и фактических показателей разработки, внести необходимые коррективы в процесс разработки месторождения.
Целью представленной ниже работы является обоснование оптимальных технологических показателей разработки, комплекса геолого-технических мероприятий, рекомендаций и решений по регулированию процессов разработки сеноманской газовой залежи Заполярного месторождения.
В рамках работы проведён анализ текущего состояния разработки, обустройства месторождения, на основе существующей трёхмерной газогидродинамической модели выполнен прогноз технологических показателей разработки по семи расчётным вариантам разработки; даны рекомендации по улучшению качества контроля за разработкой.
При выполнении работы использованы фондовые материалы геологической службы ООО «Ямбурггаздобыча», а также материалы предыдущих проектных работ, авторских сопровождений и работ по анализу текущего состояния разработки.
С 2005 года газовый промысел вышел на проектный уровень годовой добычи газа, проектный фонд добывающих скважин разбурен полностью.
Данные полученные по результатам эксплуатации месторождения за прошедший период, информация о продуктивных характеристиках скважин, а также материалы эксплуатационного бурения, позволяют на основе анализа и сопоставления проектных и фактических показателей разработки, внести необходимые коррективы в процесс разработки месторождения.
Целью представленной ниже работы является обоснование оптимальных технологических показателей разработки, комплекса геолого-технических мероприятий, рекомендаций и решений по регулированию процессов разработки сеноманской газовой залежи Заполярного месторождения.
В рамках работы проведён анализ текущего состояния разработки, обустройства месторождения, на основе существующей трёхмерной газогидродинамической модели выполнен прогноз технологических показателей разработки по семи расчётным вариантам разработки; даны рекомендации по улучшению качества контроля за разработкой.
При выполнении работы использованы фондовые материалы геологической службы ООО «Ямбурггаздобыча», а также материалы предыдущих проектных работ, авторских сопровождений и работ по анализу текущего состояния разработки.
Сеноманская газовая залежь Заполярного месторождения находится в промышленной эксплуатации с сентября 2001 г.
Первый проект разработки сеноманской залежи Заполярного месторождения был выполнен в 1983 году совместно институтами ООО «ВНИИГ аз» и ООО «ТюменНИИгипрогаз» на годовой отбор газа 80 млрд.м3 и предусматривал строительство 284 скважин на четырех УКПГ производительностью по 20 млрд.м3 каждая. В основу проектных уровней добычи газа и показателей разработки положена величина начальных запасов 1900 млрд.м3, утвержденная ГКЗ СССР в 1983 году.
За прошедшее время по мере получения новых данных о геологическом строении сеноманской залежи, уточнении величины запасов газа, уточнении продуктивной характеристики было составлено несколько проектных документов. В настоящий момент действует утвержденный в феврале 2007 года "Уточнённый проект разработки сеноманской залежи Заполярного
нефтегазоконденсатного месторождения с учётом результатов эксплуатационного бурения", предусматривающий: годовой отбор газа 115 млрд.м3; эксплуатационный фонд - 446 скважин; средний дебит 636 тыс.м3/сут. ; депрессию на пласт в пределах 0,08-0,135 МПа.
Анализ фактических геолого-промысловых данных прошедших лет разработки показал, что месторождение эксплуатировалось в соответствии с проектными решениями и утверждёнными показателями разработки.
Характер распределения пластового давления по площади газоносности формировался под влиянием особенностей геологического строения, очередности освоения и темпов разработки отдельных участков
месторождения.
По состоянию на 2016 г. пластовое давление в эксплуатационном поле составляет 6,82 МПа.
Текущий характер распределения пластового давления по площади газоносности свидетельствует о хорошей газодинамической связи между центральными и периферийными зонами и подтверждает высокие коллекторские свойства продуктивных отложений.
Месторождение находится на стабильной стадии эксплуатации со всеми признаками упруго-водонапорного режима. Хотя контроль за подъемом ГВК и изменением давления в водоносной части пласта недостаточен из-за малого количества наблюдательных скважин (особенно на периферийных участках), есть данные ГИС по изменению положения ГВК во всех трех эксплуатационных зонах.
На Заполярном НГКМ предусмотрена система контроля за обводнением сеноманской залежи.
По состоянию на 2016 г. замерами текущего ГВК охарактеризовано 39 скважин (без учета поглощающих скважин), что составляет 50.6% от всего наблюдательного фонда (77 ед.). Среднее значение подъема ГВК составляет 2.1м. Максимальный подъем ГВК (3,5 м) отмечен в скважине 3060.
Анализ ранее принятых проектных решений по разработке сеноманской газовой залежи Заполярного месторождения доказывает, что эксплуатация трех УКПГ с суммарным объемом годовой добычи газа 115 млрд.м3 существующими производственными и технологическими мощностями обеспечивает рациональное использование недр и рентабельную добычу на всем периоде эксплуатации. Гидродинамическими расчетами, основанными на фактических данных, подтверждена высокая продуктивность и потенциал сеноманской залежи. Годовая добыча газа в 115 млрд.м3. приблизила срок ввода промысловых ДКС, уменьшило период постоянных отборов и незначительно ускорило темп выбытия эксплуатационных скважин по причине обводнения.
В качестве базового варианта для расчетов принят вариант 1, утвержденный в рамках предыдущего проектного документа. Расчетные показатели разработки уточнены на основе существующей геологогидродинамической модели с учетом фактических данных. Проектный годовой отбор газа в период постоянных отборов составляет 115 млрд.м3.
В вариантах под номером 2 годовой отбор газа - 115 млрд.мЗ. Для расширения зоны эксплуатации и улучшения дренирования залежи, а также сохранения величин проектных дебитов рассмотрен ввод дополнительных скважин (42 скважины, 14 кустов по 3 скважины в кусте):
Вариант 2а предусматривает наклонно-направленное окончание новых эксплуатационных скважин, подключение к УКПГ осуществляется
индивидуальными шлейфами;
Вариант 2б так же предусматривает наклонно-направленное окончание новых эксплуатационных скважин, подключение осуществляется к близлежайшим добывающим кустам, имеющим запас пропускной способности для дополнительного объема газа;
В варианте 2в рассматривается горизонтальный способ окончания новых эксплуатационных скважин, подключение так же осуществляется к близлежайшим добывающим кустам, имеющим запас пропускной способности для дополнительного объема газа.
В варианте 3 годовой отбор газа составляет 115 млрд.м3. Для сохранения установившихся технологических режимов работы эксплуатационных скважин и проектных сроков ввода ДКС предусматривается бурение 40 наклоннонаправленных скважин (8 кустов по 5 скважин в кусте) с подключением к УКПГ индивидуальными шлейфами;
Вариант 4а предполагает продолжение годового отбора газа 115 млрд.м3 без дополнительного бурения эксплуатационных скважин. Для обеспечения пропускной способности ЦДКС количество агрегатов увеличивается на 6 штук (с учетом резерва);
Вариант 4б так же предусматривает годовой отбор газа 115 млрд.м3 без увеличения фонда действующих скважин. Для сохранения проектного периода постоянных отборов увеличивается количество агрегатов дожимного комплекса: промысловые ДКС на 3 и ЦДКС на 6 штук (с учетом резерва).
Результаты расчетов вариантов технологических показателей и их сопоставление показывают, что в целом, на протяжении всего рассматриваемого периода, варианты разработки близки между собой и к концу рассматриваемого периода обеспечивают газоотдачу 91,7-92,5 %.
Темп отбора газа, обуславливающий период постоянной добычи, технологические режимы работы скважин имеют лучшие характеристики в варианте 4а, о чем свидетельствует меньший процент обводнения залежи, а следовательно и меньшее количество эксплуатационных скважин, выбывших по этой причине. Так фонд действующих скважин на конец рассматриваемого периода в варианте 4а составит 180 ед, против 103-109 ед. в вариантах второй группы, предусматривающих расширение эксплуатационного поля.
Разработка сеноманской залежи Заполярного месторождения характеризуется высокими показателями экономической эффективности по всем вариантам.
Учитывая вышесказанное, к внедрению рекомендуется вариант 4а.
Характеристика рекомендуемого варианта.
Согласно прогнозным расчетам технологических показателей разработки по варианту 4а период постоянной годовой добычи газа 115 млрд.м3 в целом по месторождению продлится до 2018г., за который будет отобрано 1769,29 млрд.м3 газа или 67,15% от начальных запасов газа, принятых для проектирования в объеме 2634 млрд.м3.
Средний дебит добывающих скважин в период постоянной добычи газа будет изменяться от 578 до 779 тыс.м3/сут с учетом сложившейся сезонной неравномерностью газопотребления. К концу 2031г. накопленная добыча газа из залежи составит 2422,1 млрд.м3, что будет соответствовать коэффициенту газоотдачи 91,93 %. К этому времени в залежь внедрится порядка 7093 млн.м3 пластовой воды, что обусловит выбытие 59% эксплуатационного фонда скважин (266 ед.).
Рекомендации по улучшению качества контроля за разработкой залежи.
С целью повышения степени изученности залежи, уточнения постоянно - действующей модели, внедрения нестандартных и современных методов контроля за разработкой, в ближайшие годы (2007-2010 гг) рекомендуется реализовать следующие мероприятия:
1. Добурить и доосвоить оставшиеся одиночные наблюдательные скважины, расположенные на периферийных участках залежи;
2. Промыть песчано-глинистые пробки в эксплуатационнонаблюдательных скважинах;
3. Необходимо регулярное проведение промыслово-геофизических исследований по определению текущего ГВК во всех скважинах наблюдательного фонда;
4. Выполнить комплекс специальных газодинамических и промысловых исследований эксплуатационных скважин с целью оценки характера выработки запасов газа по разрезу, оценки газодинамической связи коллекторов по разрезу, оценки взаимодействия скважин в кустах.
Первый проект разработки сеноманской залежи Заполярного месторождения был выполнен в 1983 году совместно институтами ООО «ВНИИГ аз» и ООО «ТюменНИИгипрогаз» на годовой отбор газа 80 млрд.м3 и предусматривал строительство 284 скважин на четырех УКПГ производительностью по 20 млрд.м3 каждая. В основу проектных уровней добычи газа и показателей разработки положена величина начальных запасов 1900 млрд.м3, утвержденная ГКЗ СССР в 1983 году.
За прошедшее время по мере получения новых данных о геологическом строении сеноманской залежи, уточнении величины запасов газа, уточнении продуктивной характеристики было составлено несколько проектных документов. В настоящий момент действует утвержденный в феврале 2007 года "Уточнённый проект разработки сеноманской залежи Заполярного
нефтегазоконденсатного месторождения с учётом результатов эксплуатационного бурения", предусматривающий: годовой отбор газа 115 млрд.м3; эксплуатационный фонд - 446 скважин; средний дебит 636 тыс.м3/сут. ; депрессию на пласт в пределах 0,08-0,135 МПа.
Анализ фактических геолого-промысловых данных прошедших лет разработки показал, что месторождение эксплуатировалось в соответствии с проектными решениями и утверждёнными показателями разработки.
Характер распределения пластового давления по площади газоносности формировался под влиянием особенностей геологического строения, очередности освоения и темпов разработки отдельных участков
месторождения.
По состоянию на 2016 г. пластовое давление в эксплуатационном поле составляет 6,82 МПа.
Текущий характер распределения пластового давления по площади газоносности свидетельствует о хорошей газодинамической связи между центральными и периферийными зонами и подтверждает высокие коллекторские свойства продуктивных отложений.
Месторождение находится на стабильной стадии эксплуатации со всеми признаками упруго-водонапорного режима. Хотя контроль за подъемом ГВК и изменением давления в водоносной части пласта недостаточен из-за малого количества наблюдательных скважин (особенно на периферийных участках), есть данные ГИС по изменению положения ГВК во всех трех эксплуатационных зонах.
На Заполярном НГКМ предусмотрена система контроля за обводнением сеноманской залежи.
По состоянию на 2016 г. замерами текущего ГВК охарактеризовано 39 скважин (без учета поглощающих скважин), что составляет 50.6% от всего наблюдательного фонда (77 ед.). Среднее значение подъема ГВК составляет 2.1м. Максимальный подъем ГВК (3,5 м) отмечен в скважине 3060.
Анализ ранее принятых проектных решений по разработке сеноманской газовой залежи Заполярного месторождения доказывает, что эксплуатация трех УКПГ с суммарным объемом годовой добычи газа 115 млрд.м3 существующими производственными и технологическими мощностями обеспечивает рациональное использование недр и рентабельную добычу на всем периоде эксплуатации. Гидродинамическими расчетами, основанными на фактических данных, подтверждена высокая продуктивность и потенциал сеноманской залежи. Годовая добыча газа в 115 млрд.м3. приблизила срок ввода промысловых ДКС, уменьшило период постоянных отборов и незначительно ускорило темп выбытия эксплуатационных скважин по причине обводнения.
В качестве базового варианта для расчетов принят вариант 1, утвержденный в рамках предыдущего проектного документа. Расчетные показатели разработки уточнены на основе существующей геологогидродинамической модели с учетом фактических данных. Проектный годовой отбор газа в период постоянных отборов составляет 115 млрд.м3.
В вариантах под номером 2 годовой отбор газа - 115 млрд.мЗ. Для расширения зоны эксплуатации и улучшения дренирования залежи, а также сохранения величин проектных дебитов рассмотрен ввод дополнительных скважин (42 скважины, 14 кустов по 3 скважины в кусте):
Вариант 2а предусматривает наклонно-направленное окончание новых эксплуатационных скважин, подключение к УКПГ осуществляется
индивидуальными шлейфами;
Вариант 2б так же предусматривает наклонно-направленное окончание новых эксплуатационных скважин, подключение осуществляется к близлежайшим добывающим кустам, имеющим запас пропускной способности для дополнительного объема газа;
В варианте 2в рассматривается горизонтальный способ окончания новых эксплуатационных скважин, подключение так же осуществляется к близлежайшим добывающим кустам, имеющим запас пропускной способности для дополнительного объема газа.
В варианте 3 годовой отбор газа составляет 115 млрд.м3. Для сохранения установившихся технологических режимов работы эксплуатационных скважин и проектных сроков ввода ДКС предусматривается бурение 40 наклоннонаправленных скважин (8 кустов по 5 скважин в кусте) с подключением к УКПГ индивидуальными шлейфами;
Вариант 4а предполагает продолжение годового отбора газа 115 млрд.м3 без дополнительного бурения эксплуатационных скважин. Для обеспечения пропускной способности ЦДКС количество агрегатов увеличивается на 6 штук (с учетом резерва);
Вариант 4б так же предусматривает годовой отбор газа 115 млрд.м3 без увеличения фонда действующих скважин. Для сохранения проектного периода постоянных отборов увеличивается количество агрегатов дожимного комплекса: промысловые ДКС на 3 и ЦДКС на 6 штук (с учетом резерва).
Результаты расчетов вариантов технологических показателей и их сопоставление показывают, что в целом, на протяжении всего рассматриваемого периода, варианты разработки близки между собой и к концу рассматриваемого периода обеспечивают газоотдачу 91,7-92,5 %.
Темп отбора газа, обуславливающий период постоянной добычи, технологические режимы работы скважин имеют лучшие характеристики в варианте 4а, о чем свидетельствует меньший процент обводнения залежи, а следовательно и меньшее количество эксплуатационных скважин, выбывших по этой причине. Так фонд действующих скважин на конец рассматриваемого периода в варианте 4а составит 180 ед, против 103-109 ед. в вариантах второй группы, предусматривающих расширение эксплуатационного поля.
Разработка сеноманской залежи Заполярного месторождения характеризуется высокими показателями экономической эффективности по всем вариантам.
Учитывая вышесказанное, к внедрению рекомендуется вариант 4а.
Характеристика рекомендуемого варианта.
Согласно прогнозным расчетам технологических показателей разработки по варианту 4а период постоянной годовой добычи газа 115 млрд.м3 в целом по месторождению продлится до 2018г., за который будет отобрано 1769,29 млрд.м3 газа или 67,15% от начальных запасов газа, принятых для проектирования в объеме 2634 млрд.м3.
Средний дебит добывающих скважин в период постоянной добычи газа будет изменяться от 578 до 779 тыс.м3/сут с учетом сложившейся сезонной неравномерностью газопотребления. К концу 2031г. накопленная добыча газа из залежи составит 2422,1 млрд.м3, что будет соответствовать коэффициенту газоотдачи 91,93 %. К этому времени в залежь внедрится порядка 7093 млн.м3 пластовой воды, что обусловит выбытие 59% эксплуатационного фонда скважин (266 ед.).
Рекомендации по улучшению качества контроля за разработкой залежи.
С целью повышения степени изученности залежи, уточнения постоянно - действующей модели, внедрения нестандартных и современных методов контроля за разработкой, в ближайшие годы (2007-2010 гг) рекомендуется реализовать следующие мероприятия:
1. Добурить и доосвоить оставшиеся одиночные наблюдательные скважины, расположенные на периферийных участках залежи;
2. Промыть песчано-глинистые пробки в эксплуатационнонаблюдательных скважинах;
3. Необходимо регулярное проведение промыслово-геофизических исследований по определению текущего ГВК во всех скважинах наблюдательного фонда;
4. Выполнить комплекс специальных газодинамических и промысловых исследований эксплуатационных скважин с целью оценки характера выработки запасов газа по разрезу, оценки газодинамической связи коллекторов по разрезу, оценки взаимодействия скважин в кустах.