2.2
Основные проектные решения по разработке Уренгойского газоконденсатного
месторождения
В разрезе
Уренгойского месторождения выявлено два продуктивных комплекса значительно
отличающихся между собой по геолого-промысловым характеристикам: сеноманский и нижнемеловой.
Сеноманский
газоносный комплекс залегает на глубинах 1000–1200 м и представлен единой
газовой залежью, которая введена в промышленную эксплуатацию в 1978 на
максимальный отбор добычи газа 250 млрд. м3 в год. Характерной
особенностью сеноманской залежи является наличие значительных запасов газа,
преимущественно, метанового состава с крайне низким содержанием тяжелых
углеводородов.
Нижнемеловой
нефтегазоносный комплекс залегает на глубинах 1750 – 3650 м и
характеризуется многопластовостью, наличием в разрезе значительного количества
газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей, низкими
фильтрационно-емкостными характеристиками коллекторов, относительно высоким
начальным содержанием тяжелых углеводородов в пластовом газе и другими
особенностями.
В процессе
дальнейшей эксплуатации месторождения уточнялись газоконденсатная и
продуктивная характеристика скважин, а так же запасы газа, конденсата и нефти.
В результате в 1988 ВНИИГАЗом и ТюменНИИГипрогазом были составлены «Коррективы
проекта разработки» предусматривающие увеличение отбора газа из нижнемеловых
отложений до 40,6 млрд. м3 в 1990 с одновременным ограничением
добычи газа и конденсата из объектов, содержащих нефтяные оторочки.
В 1989 ГКЗ
СССР переутвердила геологические запасы газа и конденсата по разработанным
объектам нижнемеловых отложений в объемах соответственно 1647,7 млрд. м3
газа и 291,3 млн. тонн конденсата.
Ввиду
сложности строения объектов добычи углеводородного сырья с начала эксплуатации
в 1995 переутверждались запасы газа, конденсата и нефти и трижды (в 1986, 1988
и 1991) осуществлялось проектирование разработки залежей в процессе которого
обосновывалась стратегия их освоения для данного этапа, уточнялись уровни
добычи товарной продукции и технологические показатели разработки
газоконденсатных залежей и нефтяных оторочек на дальнейшую перспективу.
В 1995 истек
срок действия выполненного ВНИИГАЗом и ТюменНИИГипрогазом в 1991 «Комплексного
проекта разработки нижнемеловых залежей Уренгойского месторождения», в связи с
чем возникла необходимость в составлении нового проектного документа. Однако,
ввиду задержки с пересчетом и переутверждениями запасов углеводородов, срок
составления уточненного проекта разработки перенесен на 1996, а основой для
планирования добычи газа, конденсата и нефти из нижнемелового продуктивного
комплекса на 1996 явились «Основные решения и технологические показатели
разработки газоконденсатных залежей и нефтяных оторочек на 1996–1997
выполненные ТюменНИИГипрогазом.
В
вышеупомянутом проектном документе на основе анализа текущего состояния
эксплуатации залежей и с учетом уточненных запасов углеводородного сырья,
отражена стратегия дальнейшей разработки газоконденсатных залежей и нефтяных
оторочек, а также вовлечение запасов углеводородного сырья в залежах не
охваченных разработкой и представлены основные показатели добычи газа,
конденсата и нефти на период до 2025. Предварительные результаты данного
проекта были рассмотрены на «Комиссии по разработке месторождений и ПХГ» РАО «Газпром»
(протокол №13-Р/96 от 17.05.96).
В настоящее
время в работе находятся четыре УКПГ (1АВ, 2В, 5В, 8В) общей
производительностью 30 млрд. м3 по газу сепарации и 6,0 млн. тонн по
нестабильному конденсату. В 1995 выполнено расширение УКПГ-8В, где
дополнительно смонтирована технологическая нитка низкотемпературной абсорбции
(НТА), производительностью 5 млн. м3 в сутки по газу сепарации.
Общий фонд
скважин на 01.01.99 достиг 600 единиц, эксплуатационный фонд составляет 399
скважин. Текущие пластовые давления в зонах отбора газа снизились на 10,0 МПа и
более от первоначальных. Минимальные значения текущего пластового давления
наблюдаются на УКПГ – 1АВ, 2В, 8В и составляют 15,2 МПа.
2.3 Состояние
разработки Ен-Яхинской площади
В структурном
плане сеноманская залежь Уренгойского месторождения подразделяется на
Уренгойскую, Ен-Яхинскую, С. Уренгойскую и Песцовую площади. В разработке
находятся Уренгойская, С. Уренгойская и Ен-Яхинская площади.
Структурная
карта расположения площадки сеноманской залежи представлена на рисунке 2.1.
Промышленная
эксплуатация сеноманской залежи Уренгойского месторождения начата в апреле
1978. Проектный уровень отборов 250 млрд. м3 газа был достигнут в
1985. Разработка осуществляется на основании «Проекта разработки сеноманской
залежи Уренгойского месторождения», выполненного ВНИИГазом в 1995 и
утвержденного протоколом ЦКР РАО «Газпром» №3/р-96 от 5.04.96.
С начала
разработки из сеноманских залежей Большого Уренгоя отобрано 4358428 млн. м3
газа, что составляет 52,8% от утвержденных запасов. Причем отбор по собственно
Уренгойской площади составил 3490869 млн. м3, по Ен-Яхинской площади
636767 млн. м3, по Песцовой площади 88 млн. м3, по
Северо-Уренгойскому месторождению 230704 млн. м3. Согласно проекту
разработки действующий фонд скважин должен был составить 1196, в том числе:
– Уренгойское
месторождение – 1092 скважины;
– Уренгойская
площадь – 771 скважину;
– Ен-Яхинская
площадь – 321 скважину;
– Северо-Уренгойское
месторождение – 104 скважины.
Фактически на
01.01.2001 в действующем фонде 1106 скважин, что составляет 92,5% от
проектного, в том числе:
– Уренгойское
месторождение – 1014 скважин (92,9% от проекта):
– Уренгойская
площадь – 759 скважин (98,4% от проекта);
– Ен-Яхинская
площадь – 255 скважин (79,4% от проекта);
– Северо-Уренгойское
месторождение – 92 скважины (88,5% от проекта).
Бездействующий
фонд скважин составляет 25 единиц (19 скважин на Уренгойском месторождении, 6
скважин на С.-Уренгойском). В ожидании ликвидации находятся 4 скважины: 1853,
632, 651, 13121. В консервации находятся 16 скважин. В основном это обводненные
скважины в ожидании капитального ремонта.
Распределение
текущих пластовых давлений по площади характеризуется значительной
неравномерностью, что обусловлено поэтапным вводом газосборных пунктов и
различными удельными отборами, а также изменчивостью коллекторских свойств
пласта. Пластовые давления, близкие к начальным (12,0 – 12,2 МПа), сохранились
лишь на западной периферии Песцовой площади, в районе Перичейского перешейка
между Ен-Яхинской площадью и С.-Уренгойским месторождением и в районе периферии
Восточного купола С.-Уренгойского месторождения. Зона минимальных пластовых
давлений составляет 3,4–3,7 МПа в районе эксплуатационных скважин УКПГ – 3–7. В
южной части, в районе УКПГ-1АС среднее пластовое давление составляет 4,2 МПа. В
районе УКПГ – 10, на севере Уренгойской площади пластовое давление составляет
5,0 МПа с ростом на север и достигает в районе Таб-Яхинского участка 8–8,5 МПа.
На Ен-Яхинской
площади минимальное пластовое давление в зоне расположения эксплуатационных
скважин составляет 4,1÷4,5 МПа, максимальное на периферии – 10 МПа.
Пластовые
давления на С.-Уренгойском месторождении в зоне дренирования составляют 5,2 ÷
6,0 МПа
Темп подъема
ГВК сохраняется прежний. Формирование поверхности ГВК определяется отборами
газа по отдельным зонам и составом пород в приконтактной зоне. Максимальный
подъем контакта от начального до 69 м зафиксирован в районе куста 15 УКПГ-1.
На Ен-Яхинской площади максимальный подъем ГВК составляет 30÷32 м. На С.-Уренгойском
месторождении максимальный подъем ГВК составляет 34 ÷ 40 м. Из
действующего фонда 207 скважин работает с примесью пластовой воды различной
минерализации, простаивает 38 обводненных скважин (из них 12 на Ен–Яхинской
площади, 10 на С.–Уренгойском месторождении).
Рисунок 2.1 – Карта расположения
площадей Уренгойского НГКМ
Одним из
прогрессирующих осложнений на месторождении является разрушение коллектора и
усиление выноса мех. примесей, образование песчаных пробок на забое.
Зафиксировано перекрытие пробками частично или полностью интервалов перфорации
более чем в 100 скважинах.
Отбор газа в
целом по месторождению ниже проектного на 16,46 млрд. м3, что
связано как с поздним вводом ДКС II очереди на УКПГ-2, 11, 13, так и
наложенными ограничениями на работу 326 скважин в связи с выносом пластовой
воды и механических примесей, причем количество скважин, работающих с
ограничением по дебиту, за последние четыре года увеличилось в 6,6 раза.
Сеноманская
залежь Песцовой площади сводовая, водоплавающая, массивного типа с неоднородным
терригенным коллектором, имеет общий контур газоносности с Уренгойской и
Ен-Яхинской площадями. Начальное пластовое давление составляет 12,21 МПа,
температура 34оС. Начальный ГВК имеет наклонную поверхность с
отметками от минус 1185 м на юго-западе до минус 1200 м на
северо-востоке залежи.
Разработка
Ен-Яхинского месторождения происходит в условиях проявления водонапорного
режима и определяющим фактором подъема ГВК является перепад давления между
газо- и водонасыщенными частями пласта. Текущий ГВК имеет выпуклую поверхность
с максимумами подъема, достигающими 56 м в зоне размещения эксплуатационных
скважин УКПГ-1.
Наибольший
подъем ГВК наблюдается в зоне эксплуатационных скважин УКПГ-1, 2, 8 и
составляет 2,0 – 2,6 м/год, по остальным зонам УКПГ Уренгойской площади
варьирует в пределах от 1,0 до 1,9 м/год. В зоне эксплуатационных скважин
Ен-Яхинской площади подъем ГВК составляет 1,1–1,4 м/год. За прошедшие
десять лет эксплуатации подъем ГВК по зонам УКПГ Уренгойской площади увеличился
от 1,3 до 1,8 раза, по Ен-Яхинской до 5,5 раз. В связи с тем, что глубина
депрессионной воронки по зонам УКПГ на Ен-Яхинской площади, достигает 1,72 МПа,
темп подъема ГВК на единицу падения пластового давления по зоне расположения
эксплуатационных скважин в два раза превышает темп подъема ГВК периферийной
зоны. По Уренгойской площади этот показатель варьирует в пределах 1,2÷1,6
раза, кроме зоны УКПГ – 10, где он достигает 1,9.
Анализ
геофизического контроля позволил установить, что не только скорости подъема ГВК
зависят от коллекторских свойств пород, но и значения их текущей (остаточной)
газонасыщенности. Зависимость показывает, что, чем лучше коллекторские свойства
пород, тем больше по ним темпы подъема ГВК и выше остаточная газонасыщенность.
Наибольшие остаточные газонасыщенности отмечаются в коллекторах I класса. При
анализе характера обводнения кустовых наблюдательных скважин обнаружено
избирательное обводнение, опережающее продвижение пластовых вод по
высокопроницаемым коллекторам и сопутствующее ему макрозащемление газа
пластовой водой, которое связано с блоками низкопроницаемых заглинизированных
коллекторов (УКПГ-6, куст 613), (УКПГ-1, кусты 12 и 15).
Выполнение
исследовательских работ по контролю за разработкой по видам исследований
составляет 102,4 ÷ 116,4%, кроме ПГИ в газовой среде (62,4%) и по
контролю за ГВК (87,5%).
Проектом разработки
сеноманской залежи предусмотрен годовой темп отбора газа в объеме 27,5 млрд. м3.
Основными техническими решениями проекта предусмотрено бурение 145
эксплуатационных скважин, объединенных в 39 кустов и 14 наблюдательных скважин.
2.4
Контроль за разработкой
Для контроля
за изменением пластового давления произведено 2029 замеров статического
давления на устье эксплуатационных и наблюдательных скважин, находящихся под
давлением, при этом охват исследованиями составил 1,7 иссл./скв.
Средневзвешенное
пластовое давление в зоне расположения эксплуатационных скважин составляет:
Уренгойская
площадь 5,23 МПа;
Ен-Яхинская
площадь 6,47 МПа.
Глубина
депрессионной воронки по Уренгойской площади достигает 0,31 МПа, по Ен-Яхинской
1,72 МПа.
Для
определения добывных возможностей и составления технологического режима работы
скважин проведено:
1) исследований
по стандартной методике 424;
2)
исследований без выпуска газа в атмосферу 32;
3)
комплексных исследований на продуктивность:
а) с отбором
проб на режимах 90;
б) на вынос
механических примесей 636;
в) глубинных
замеров 110.
В 1997 были
продолжены работы по определению допустимых депрессий на пласт, при которых
начинается разрушение призабойной зоны, проведено 54 специальных исследования.
Величина предельно-допустимой депрессии колеблется от 0,16 до 0,4 МПа по зонам
УКПГ и в настоящее время рабочие депрессии близки к предельным. На 1.01.98 326
скважин эксплуатируются с ограничением дебитов из-за выноса механических
примесей и воды, из них 172 скважины действующего фонда работает с выносом
механических примесей, 109 скважин – с выносом пластовой воды и 45 скважин – с
выносом пластовой воды и механических примесей.
Таким
образом, на основании текущего состояния разработки сеноманской залежи
Уренгойского месторождения можно сделать следующие выводы:
Разработка
осуществляется с отступлениями от принятых проектных решений в части отборов
газа, что связано с отставанием обустройства месторождения и наложенными
ограничениями на работу 326 скважин в связи с повышенным выносом механических
примесей и пластовой воды.
С целью
выравнивания темпов подъема ГВК, области дренирования и снижения нагрузки на
скважины сеноманской залежи Уренгойской площади, необходимо компенсационное
добуривание эксплуатационного фонда взамен выбывающих скважин.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6
|