ВТС нефтегазоконденсатное месторождение находится в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области на территории двух лицензионных участков и на нераспределенном фонде недр.
Опытно-промышленная эксплуатация начата в 1995 г. с разработки нефтяных объектов. В декабре 1998 г. запущен в эксплуатацию сеноманский комплекс. Позднее были введены газоконденсатные залежи месторождения, которые и рассматриваются в данной работе [1-5].
На газоконденсатной части ВТС месторождения в целях интенсификации отбора углеводородов проводилось бурение горизонтальных скважин (ГС) и бурение боковых стволов скважин (БС).
На газоконденсатной части ВТС месторождения в целях интенсификации отбора углеводородов проводилось бурение горизонтальных скважин (ГС) и бурение боковых стволов скважин (БС).
В данной работе проанализированы геолого-технические мероприятия, проведенные на газоконденсатных скважинах за всю историю разработки.
На добывающем фонде скважин за период 2000-2014 гг. проведено 23 мероприятия: бурение горизонтальных скважин (16) и боковых стволов (7). Запущено в работу 15 горизонтальных скважин и пять скважин с боковыми стволами.
Суммарная дополнительная добыча газа от проведения ГТМ – 13396 млн.м3 (36% от общей накопленной добычи по газоконденсатной части ВТС месторождения). Средний удельный технологический эффект – 582 млн.м3 газа на одну проведенную скв.-операцию. Распределение дополнительной добычи газа и конденсата, полученной от проведения мероприятий, представлено на рисунках 1, 2
Рисунок 1 – Распределение накопленной дополнительной добычи газа (млн.м3, %)от проведенных ГТМ на газоконденсатной части
Рисунок 2 – Распределение накопленной дополнительной добычи конденсата (тыс.т, %) от проведенных ГТМ на газоконденсатной части
Горизонтальное бурение на объекте ГК проводилось в период 2003-2008 гг. и в 2012 году. Всего пробурено 16 горизонтальных скважин, из них введены в эксплуатацию 15 скважин. На пласте БП123 работают горизонтальные скважины №№ 243к, 101к, 72к (в 2012г введен в работу БГС). На пласте БП142 эксплуатируются скважины №№ 242к, 31к, 32к, 84к, 91к, 92к, 112к. Остальные скважины (№№ 113к, 114к, 241к, 244к, 71к) вскрывают совместно пласты БП123 и БП142.
Накопленная добыча газа из ГС в период 2003-2014 гг. составила 12137 млн.м3, что составляет 32 % от накопленной добычи газа по газоконденсатной части за весь период разработки. Накопленная добыча конденсата из ГС составила 1725 тыс.т или 30 % от всей накопленной добычи конденсата по газоконденсатной части ВТС месторождения.
Горизонтальные скважины начинали работать со средним входным дебитом газа 509 тыс.м3/сут. Минимальный дебит газа был зафиксирован на скважине № 114к (147 тыс.м3/сут), максимальный (957 тыс.м3/сут) на скважине № 91к.
Среднее начальное содержание конденсата в газе, добываемом ГС, составило 272 г/м3.
Большинство ГС начинали работать с обводненной продукцией, средний начальный водогазовый фактор составил 10 г/м3.
На рисунке 3 представлен нормированный (к началу эксплуатации) график дебитов пластового газа по ГС и ННС.
Рисунок 3 – Нормированный график дебитов газа по ГС и ННС
На графике нормированного дебита пластового газа видно, что дебиты ГС значительно превышают дебиты ННС, в среднем за период на 50%. Однако, темп снижения дебитов газа ГС выше темпа снижения дебитов газа ННС, что объясняется более интенсивным снижением давления в районах ГС.
На рисунке 4 можно заметить, что начальное содержание конденсата в газе в начальный период выше по ГС. Однако, в дальнейшем этот показатель по горизонтальным скважинам сокращается. Данный факт может также свидетельствовать о более быстром ухудшении энергетического состояния пластов в зонах отбора ГС, что приводит к более сильным потерям конденсата.
Накопленная добыча конденсата, приходящаяся на один кубометр накопленной добычи газа добытого ГС, составила 142.2 г/м3, для ННС этот показатель равен 144.6 г/м3. На рисунке 6 представлена зависимость накопленной добычи конденсата от накопленной добычи газа на действующую скважину, где видно, что при одинаковых объемах отбора газа по ГС добывается меньше стабильного конденсата, нежели по ННС.
<Рисунок 4 – Нормированный график содержания конденсата
в газе по ГС и ННС
Рисунок – Нормированный график дебитов стабильного конденсата по ГС и ННС
Рисунок 6 – Зависимость накопленной добычи конденсата
от накопленной добычи газа на действующую скважину
Необходимо отметить, что ГС были пробурены на более позднем этапе разработки, нежели основное количество ННС, из-за чего их стволы попали в зоны, где состояние пластовой системы (давление, насыщение газом и конденсатом) было отлично от начального. Данное обстоятельство, наряду с фактором более интенсивного снижения пластового давления, привело к пониженному содержанию конденсата в продукции ГС.
Накопленный отбор пластового газа, приходящийся на одну горизонтальную скважину составляет 809 млн.м3. Для сравнения накопленный отбор пластового газа, приходящийся на одну ННС равен 1886 млн.м3, что на 57 % больше накопленного отбора, приходящегося на одну ГС. Более высокое значение удельной накопленной добычи (на скважину) по ННС, по сравнению с ГС, обусловлено большим временем работы наклонно-направленных скважин.
Нормированная динамика водогазового фактора представлена на рисунке 7. На графике можно увидеть, что обводнение ГС происходит более интенсивно по сравнению с ННС. Более быстрое снижение пластового давления провоцирует более сильное внедрение воды в районы зон отборов ГС. На рисунке 8 видно, что при одних и тех же накопленных отборах газа добывается больше воды по ГС нежели по ННС.
Накопленный отбор конденсата, приходящийся на одну ГС, составляет 115 тыс.т. Для сравнения накопленный отбор конденсата, приходящийся на одну ННС равен 273 тыс.т, что на 51% больше накопленного отбора, приходящегося на одну ГС.
Рисунок 7 – График ВГФ по ГС и ННС
Рисунок 8 – Зависимость накопленной добычи воды от накопленной добычи газа
Таким образом, на объект ГК пробурено 16 горизонтальных скважин, из которых в эксплуатации пребывали 15 скважин.
Средний начальный дебит пластового газа ГС выше среднего начального дебита ННС на 53%. За период работы дебиты газа по ГС отличались от дебитов газа ННС в среднем на 23% в большую сторону.
Темп падения дебита газа по ГС выше темпа падения дебита по ННС, что обусловлено более быстрым ухудшением энергетического состояния пластов в зонах отбора ГС.
Дебиты конденсата в начальный период работы ГС выше дебитов ННС на 10%. Однако, в дальнейшем дебит конденсата по ГС снижается более интенсивно и становится практически равным дебиту конденсата по ННС. Такое снижение обусловлено в первую очередь большими потерями конденсата, вызванными как активным дренированием зоны на момент бурения скважины, так и быстрым падением пластового давления в зонах отбора ГС.
Накопленные отборы стабильного конденсата, приходящиеся на кубометр добытого за весь период разработки пластового газа по ГС меньше, нежели по ННС. Данный факт свидетельствует о более высоких потерях конденсата в районах эксплуатации ГС.
Обводнение продукции ГС происходит более интенсивно, нежели обводнение продукции ННС, что объясняется внедрением больших объемов пластовой воды в зоны отбора ГС за счет более сильного снижения пластового давления.
Накопленная добыча газа, приходящаяся на одну ГС составила 809 млн.м3, конденсата – 115 тыс.т, по ННС – 1886 млн.м3 и 273 тыс.т соответственно.
В целом эффективность бурения ГС неоднозначна. С одной стороны происходит интенсификация добычи газа, с другой наблюдаются большие потери конденсата в пласте, что может привести к уменьшению КИК.
Библиографическая ссылка
Бакиров А.Д., Урванцев Р.В., Линцер С.А. ПРИМЕНЕНИЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ПРИ РАЗРАБОТКЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ВТС МЕСТОРОЖДЕНИЯ // Международный студенческий научный вестник. – 2018. – № 5. ;URL: https://eduherald.ru/ru/article/view?id=18952 (дата обращения: 16.04.2024).