Сетевое издание

Международный студенческий научный вестник

ISSN 2409-529X

• Авторы
• Резюме
• Файлы
• Ключевые слова
• Литература

Усачев А.С. 1

---

1 ФГБОУ ВО "Тюменский индустриальный университет"

Запасы газа уникальных и крупнейших сеноманских газовых залежей Медвежьего, Уренгойского, Ямбургского и других месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа в значительной степени выработаны. Важным резервом поддержания уровней добычи газа в этом регионе с развитой инфраструктурой его добычи и транспортировки являются имеющие региональной распространение туронские газовые залежи, одной из которых является залежь «сухого» газа месторождения N. Слабая изученность туронской залежи месторождения N и, как следствие, неопределенность распределения ФЕС позволяют сделать вывод о необходимости ее доизучения и доразведки. Учет результатов бурения пилотных стволов скважин может внести существенные изменения в фациальное распределение свойств, поэтому однозначный вывод о расстановке кустовых площадок по площади месторождения сделать нельзя. По результатам расчетов на гидродинамической модели вариант 3 принят рекомендуемым, освоение туронских залежей наиболее оптимально с применением полого-направленных скважин, в том числе с использованием многозонного гидроразрыва пласта. Реализация многостадийного гидроразрыва пласта в вариантах 2 и 3 позволяет получить период постоянных отборов на четыре и шесть лет соответственно. При получении новой геолого-промысловой информации необходимо актуализировать геолого-гидродинамическую модель туронской залежи и прогнозные технологические показатели разработки.

Статья в формате PDF

760 KB

турон

сенон

сеноман

газ

трудноизвлекаемые запасы

1. Перспективы нефтегазоносности надсеноманских отложений на Большехетском проекте и прилегающих территориях / И.П. Бекирова, С.Е. Агалаков, Г.Л. Розбаева, Л.А. Дубровина // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО (науч.-практич. конф.) / под ред. В.А. Волкова. – Ханты-Мансийск, 2015. – С. 156–164.

2. «Эра сеноманского газа: От рассвета до заката», Карнаухов С. М., Ско-робогатов В. А., Кананыхина О. Г., журнал «Вести газовой науки», Выпуск № 3 (8) / 2011.

3. «Разработка и исследование методов и технологий освоения трудноиз-влекаемых запасов газа», Якимов Игорь Евгеньевич, автореферат диссер-тации на соискание ученой степени кандидата технических наук, Тюмень, 2008, 25 стр.

4. Агалаков С.Е., Бакуев О.В. Новые объекты поисков углеводородов в надсеноманских отложениях Западной Сибири // Геология нефти и газа. – 1992. – № 11. – С. 25–28.

5. Агалаков С.Е., Стариков В.А. Оценка ресурсов газа в опоках березовской свиты на севере Западной Сибири // Геология и геофизика. – 2003. – Т. 44. – № 6. – С. 511–516.

Запасы газа уникальных и крупнейших сеноманских газовых залежей Медвежьего, Уренгойского, Ямбургского и других месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа в значительной степени выработаны. Важным резервом поддержания уровней добычи газа в этом регионе с развитой инфраструктурой его добычи и транспортировки являются имеющие региональной распространение туронские газовые залежи, одной из которых является залежь «сухого» газа месторождения N [1-5].

Месторождение расположено в 30км северо-восточнее Харампурского месторождения, на котором в настоящее время осуществляется разработка нефтяных залежей. Ближайший населенный пунктпос. Тарко-Сале расположен в 80км юго-восточнее месторождения N. В 130км к западу проходит трасса магистрального газопровода УренгойСургутЧелябинск, южнееветка нефтепровода ХарампурТарасовскоеВосточно-Тарасовское месторождения, которая соединяется с магистральным нефтепроводом.

Всего в работе подробно рассмотрено три варианта разработки. Ввод КГС предусмотрен в несколько этапов, начиная с кустов, наиболее близких к УКПГ.

Вариант 1 (базовый)

Фонд скважин вводится поэтапно в 2020 г. Конструкция скважинполого-направленные с горизонтальным окончанием 350 м по пласту. К концу расчетного периода накопленный отбор газа составит 74,57млрдмлрд.м3. КИГ по данному варианту составит 0,84д.ед. Пластовое давление в эксплуатационной зоне снизится до 1,60МПа, что составляет 14,8% от начального давления (10,81МПа). Средний дебит газа после полного ввода фонда скважин составляет 97,52тыс.м3/сут. Средний дебит скважин на конец расчетного периода (2099г) составит 9,45тыс.м3/сут.

Вариант 2

Предполагает уменьшение фонда до 53 полого-направленной скважин с горизонтальным окончанием, объединенных в 14 кустов по 2-4 скважины и проведением многостадийного ГРП перед вводом в эксплуатацию. Конструкция скважинполого-направленные с горизонтальным окончанием 500 м по пласту.

Средний дебит после полного ввода фонда скважин составит 172,89тыс.м3/сут. Период постоянных отборов продлится в течение четырех лет разработки. Накопленный отбор к концу периода постоянных отборов (2024 г.) составит 14,45млрд.м3, пластовое давление в эксплуатационной зоне5,89МПа.

Накопленный отбор на конец расчетного периода (2099г.) составит 69,73млрд.м3, КИГ0,78д.ед. Пластовое давление в зоне отборов к этому периоду снизится до 1,39МПа или 12,86% от начального.

Вариант 3

Основывается на варианте 2 с увеличением охвата залежи разбуриванием зон не вовлеченных в разработку.

Период постоянных отборов длится шесть лет. Средний дебит скважин после полного ввода фонда составит 155,33тыс.м3/сут. Накопленный отбор к концу периода постоянных отборов 20,85млрд.м3, пластовое давление в эксплуатационной зоне5,33МПа.

Накопленный отбор на конец расчетного периода (2099г) составит 73,74млрд.м3, КИГ0,83д.ед. Пластовое давление в зоне отборов к этому периоду снизится до 1,30 МПа или 12,03% от начального.

Вариант 4

Основывается на варианте 3 без применения интенсификации притока газа к скважинам методом ГРП.

Период постоянных отборов отсутствует. Средний дебит скважин после полного ввода фонда составит 123,44тыс.м3/сут. Накопленный отбор на конец расчетного периода (2099г) составит 71,51млрд.м3, КИГ0,80д.ед. Пластовое давление в зоне отборов к этому периоду снизится до 1,54 МПа или 14,25% от начального.

Данные варианты рассчитаны с учетом влияния системы ГСС на технологические показатели разработки, которые представлены на рисунках1-6. Карты плотности подвижных запасов газа и средневзвешенного пластового давления на конец расчетного периода представлены на рисунках12-14, сводные технологические показатели разработки по всем вариантам представлены в таблице 1.

В целом анализ предложенных вариантов показывает, что их реализация позволит с достаточной степенью эффективности выработать запасы газа туронской залежи месторождения N. Анализ расчетов позволил сделать следующие выводы:

1) вариант 1 (базовый) показал низкую технологическую эффективность, ввиду несоответствия технологических решений новым представлениям о геологическом строении туронской залежи (значительное изменение ФЕС, структуры и величины начальных запасов газа);

2) использование скважин вертикальной конструкции и скважин с восходящим стволом имеет низкую эффективность ввиду высокой расчлененности пласта и сложности с их эксплуатацией;

Рисунок 1-Динамика изменения накопленного отбора газа по вариантам

Рисунок 2-Динамика изменения суточного отбора газа по вариантам

Рисунок 3-Динамика изменения дебита газа по вариантам

Рисунок 4-Динамика изменения средней депрессии скважин по вариантам

Рисунок 5 -Динамика изменения отбора газа от НГЗ по вариантам

Рисунок 6-Динамика изменения фонда действующих скважин по вариантам

Таблица1-Сводная таблица технологических показателей разработки туронской залежи месторождения N

3) слабая изученность туронской залежи месторождения N и, как следствие, неопределенность распределения ФЕС позволяют сделать вывод о необходимости ее доизучения и доразведки. Учет результатов бурения пилотных стволов скважин может внести существенные изменения в фациальное распределение свойств, поэтому однозначный вывод о расстановке кустовых площадок по площади месторождения сделать нельзя, однако на текущий момент расстановка кустовых площадок (с технологической точки зрения), принятая в вариантах2 и 3, является оптимальной;

4) реализация многостадийного ГРП в вариантах 2 и 3 позволяет получить период постоянных отборов на четыре и шесть лет соответственно;

5) по результатам расчетов на ГДМ вариант 3 принят рекомендуемым; в главе 7 данного отчета также приведено обоснование рекомендуемого варианта путем полной экономической оценки предлагаемых технологических решений; вариант 4 экономической оценке не подвергался ввиду неэффективности разработки туронской залежи без применения методов интенсификации притока газа, а был расчитан с целью обоснования прироста добычи газа за счет МГРП.

6) учитывая влияние ГСС на технологические показатели разработки, считаем целесообразным оценить данные показатели по результатам проекта обустройства;

7) при получении новой геолого-промысловой информации необходимо актуализировать геолого-гидродинамическую модель туронской залежи и прогнозные технологические показатели разработки.

Библиографическая ссылка