Эксплуатация газовых скважин в осложненных условиях Ямбургского месторождения

Залежь 3 вскрыта разведочной скв.№101, тремя наблюдательными скважинами и 16 эксплуатационными скважинами на а.о. минус 2810 – 2860 м. Газонасыщенная толщина коллекторов меняется по скважинам от 0,4 м до 2,8 м. Газоносность залежи установлена только по данным ГИС. Залежь газоконденсатная, литологически экранированная, размеры залежи 6,8 х 4,0 км, высота 50 м.

Все залежи небольшие по размерам (площадью 0,42 – 1,6 км2) и высоте. Характер насыщения рассматриваемых линз, установленный по данным ГИС, условно принят газоносным, хотя одна из линз, расположенная в районе скв. 120, является нефтенасыщенной. При испытании скв. 120 из коллектора мощностью 1,2 м получен безводный приток нефти дебитом 9,4 м3/сут. на динамическом уровне 625,6 м.

Пласт БУ7 в пределах Ямбургского поднятия развит в песчаных фациях в центральной части площади и образует полосообразное песчаное тело, вытянутое с северо-востока на юго-запад. К сводовой части пласта приурочена литологически экранированная газоконденсатная залежь. В контуре газоносности залежь вскрыта 26 скважинами, в т.ч. разведочными скв.№101, 105, наблюдательными скв.№413, 417 и эксплуатационными скв.№31709, 31804, 32406 и скважинами УКПГ-1В (кусты №102, 107, 108, 109, 106). Залежь установлена на глубине а.о. минус 2845 - 2885 м.

Толщина газонасыщенного коллектора по залежи варьирует в пределах от 0,8 м (скв. №10805) до 10,9 м (скв.№ 10703), в среднем составляя 4,7 м.

Залежь опробована в двух разведочных скважинах, расположенных в газоводяной зоне пласта. В скв.№101 получен приток газа 16,2 тыс.м3/сут. и воды 106,1 м3/сут. на диафрагме диаметром 14 мм. В скв.№105 при испытании получен слабый приток воды дебитом 1,2 м3/сут. на динамическом уровне 2067 м, по данным ГИС выделен газонасыщенный коллектор мощностью 3,6 м. При исследовании эксплуатационных скв.№10601, 10603, 10702, 10703 получены совместные (с БУ80, БУ81, БУ82, БУ83) притоки газа дебитами 365 - 595 тыс.м3/сут. на диафрагмах диаметром 17,0-22,0 мм. Дебит скважин по каждому из испытанных пластов не установлен.

ГВК принят на а.о. минус 2885,3 м. Залежь газоконденсатная, литологически экранированная, размерами 12,0 х 6,0 км и высотой 40 м.

Пласт БУ80 залегает под хорошо выдержанной глинистой покрышкой толщиной 3-5 м на глубинах 2828-3254 м. Южная и западная части поднятия полностью заглинизированы и зона глинизации простирается по северо-восточному крылу, захватывая район скв.№128, 125,173, и 121. По результатам эксплуатационного бурения были выявлены обширные зоны глинизации в районе УКПГ-1В. В пределах залежи пласт опробован в 13 разведочных скважинах, получены притоки газа дебитами 21,14-358,69 тыс. м3/сут. на шайбах 8-19,1 мм, дебиты конденсата 15.82-41.63 м3/ сут.

ГВК был принят в северо – восточной части на а.о. минус 3231 м, что соответствует утвержденному ГКЗ по материалам ГИС и испытания скв.№ 124, 136,138 и 154 в приконтактной зоне. В юго – восточной части ГВК установлен на а.о. минус 3215 м по материалам ГИС и опробования скв. 162, в которой на а.о. от минус 3211 до минус 3215 м получен безводный приток газа. Таким образом, положение ГВК принято на а.о. от  минус 3213 до минус 3215 м. Залежь газоконденсатная, литологически экранированная, имеет размеры 38 х 59 км, высоту около 385 м.

Нижележащие песчаные пласты группы БУ8 (БУ81 – БУ83) и БУ9 (БУ90 –БУ93) имеют резко выраженную литологическую неоднородность и характеризуются клиноформным строением, последовательно, от нижних к верхним, глинизируясь в западном направлении. Залежи являются сложнопостроенными толщинами, разнообразными дебитами УВ, наличием нефтяных оторочек, незакономерным поведением флюидных контактов. Широко распространены случаи получения газоводяных низкодебитных и чисто водяных притоков выше ГВК, из пластов с газонасыщением, уверенно установленным по ГИС.

 

2.4. Физико-химические свойства  газа и конденсата

2.4.1. Результаты исследований  скважин на газоконденсатность

Состав и свойства пластовых углеводородных систем залежей Ямбургского месторождения последовательно рассматривались и утверждались в ГКЗ СССР в 1985 г (протокол № 9875), а затем в 1993 г (протокол № 206-доп 17.12.1993 г).

Первоначально в ГКЗ были представлены данные газоконденсатных исследований залежей пластов БУ31, БУ62, БУ63, БУ80, БУ81-2, БУ91 и БУ92, на основе которых по всем пластам потенциальное содержание конденсата в газе было принято на основе экспертной оценки равным 150 г/м3.

В процессе доразведки и опытно-промышленной эксплуатации залежей проведены дополнительные исследования в шести разведочных и 24 эксплуатационных скважинах по уточнению и обоснованию состава и свойств пластового газа.

В 1993 г на основе всех проведенных исследований  из 14 продуктивных пластов неокома в ГКЗ РФ были утверждены состав пластового газа, потенциальное содержание в нем конденсата, физико-химические свойства конденсата по пяти продуктивным пластам, содержащим основные запасы газа: БУ31, БУ41-3, БУ80, БУ8 1-2 и БУ92.(табл. 2.2.)

Основные по запасам газа залежи (БУ31, БУ63, БУ80, БУ81, БУ82, БУ83, БУ91) охарактеризованы газоконденсатными исследованиями, включающими определение компонентных составов пластовых газов. На основе принятых по залежам составов пластовых газов выполнены расчеты по определению потенциального содержания в них этана, бутанов и пропана, а также относительной плотности пластовых газов, и критических параметров.

Пластовые смеси состоят в основном из метана, содержание которого составляет 88.30–89.06 (% мол.). Содержание компонентов С2 и С4 находится в диапазоне, соответственно,- 4,16-6,8 и 1,80-2,44 (% мол.). Количество конденсатообразующих компонентов фракции С5+ варьирует от 2,51 до 2,85 % мол. или в весовом выражении 110 – 126 г/м3 пластового газа. Содержание негорючих компонентов N2 и СО2 в сумме не превышает 1.5 % мол.  

2.4.2. Физико-химические свойства  стабильных конденсатов

Физико-химические свойства стабильного конденсата, отобранного из отдельных залежей и объектов эксплуатации, изучались в лаборатории ЦЛ Главтюменьгеологии, УФ ТюменНИИгипрогаза, НИЛ ООО Ямбурггаздобыча и ВНИИГАЗа. Конденсаты в целом представляют собой малосернистые (0,11 – 0,03 % масс.) жидкости, выкипающие от 60 до 350 0С. Молекулярная масса колеблется от 97 до 119 ед. Плотность от 0,7247 до 0,7818 г/см3, вязкость при 20 0С – (0,763 – 1,124) .10-6 м2/с. Парафины присутствуют в количестве 0,25 – 1,93 % масс. По групповому углеводородному составу конденсаты относятся к метанонафтеновому типу, содержание ароматических углеводородов составляет 6 – 18 % масс, причем содержание последних возрастает с повышением температуры отбора фракций, достигая максимума во фракции 250 – 300 0С до 30 % масс.

Конденсаты верхних залежей БУ3 – БУ4 относятся к типу легких с плотностью 0,722 –0,765 г/см3, о чем свидетельствует также его фракционный состав – 10 % точка отгона конденсата на уровне 60 – 80 0С, 50 % - 126 – 132 0С, содержание бензиновой фракции (до 200 0С) 80 – 85 % объемных. Общее содержание фракции, выкипающей до 300 0С, высокое и составляет до 98 % объемных. Содержание твердых парафинов от следов до 0,2 % масс. Температура застывания конденсата – минус 50 0С и ниже.

Для группового углеводородного состава характерно невысокое содержание ароматических углеводородов: в пластах группы БУ3 в среднем 5 % масс., в БУ6 – 8 % масс. Содержание нафтеновых углеводородов по рассматриваемым залежам в среднем равно 27 % масс.

Конденсаты пластов БУ6 до БУ9 по фракционному составу тяжелее выше рассмотренных. Температура 10 % отгона находится в пределах 70 – 80 0С, 50 % - 130 – 145 0С, 90 % - 285 – 310 0С. Для 90 % точка выкипаемости  290 0С. Отметим, что 90 % конденсата залежи БУ3 – БУ6 выкипает при 230 – 240 0С. Конец кипения конденсата свыше 360 0С. Плотность конденсата на уровне 0,76 – 0,78 г/см3.

Конденсаты месторождения по составу относятся к метановым. По разрезу месторождения по мере роста глубины залегания (от залежей БУ3 к БУ6) и увеличения пластовых давлений и температуры наблюдается направленность в изменении группового углеводородного состава и свойств конденсата, выраженная в возрастании плотности конденсата от 0,7233 до 0.7818 г/см3, показателя преломления от 1,4106 до 1,4402 и доли ароматических углеводородов от 8,26 до 20,59 % масс.

2.5. Гидрогеология

Ямбургское месторождение находится в центральной части северной половины Западно-Сибирского артезианского бассейна. Последний состоит, по меньшей мере, из двух наложенных друг на друга водонапорных систем: мезозойско-кайнозойской и рифейско-палеозойской.

На месторождении в гидрогеологическом отношении изучена лишь верхняя часть мезозойско-кайнозойской водонапорной системы, приуроченной к осадочному чехлу и состоящей из двух гидрогеологических этажей: верхнего, с которым отождествляется олигоцен-четверичный водоносный комплекс, и нижнего, включающего водоносные и водоупорные комплексы палеогенового и мезозойского возраста.

В изученной части разреза нижнего гидрогеологического этажа последовательно сверху вниз выделяются турон-палеогеновый, неоком-сеноманский водоносный и верхнеюрско-валанжинский водоупорный комплексы, имеющие региональное распространение. В разрезе турон-палеогенового водоупора прослеживается также зональный верхнепалеоценовый водоносный горизонт.

Эффективные толщины водоносной части пластов, вскрытые в пределах месторождения, достигают 3,2 – 33,2 м, составляя в среднем 1,4 – 17.4 м. Водоносные отложения по своему строению и литологической характеристике аналогичные продуктивным и также характеризуются невысокими емкостными и фильтрационными свойствами коллекторов, пористость и коэффициент проницаемости последних изменяются, соответственно, от 0,118 до 0.221 д.ед. и от 0,5 х 10-3 до 365,8 х 10-3 мкм2 и составляют в среднем 0,137 – 0,168 д.ед. и (0.3 - 321) . 10-3 мкм2, соответственно. В законтурных скважинах опробовано 62 объекта, приуроченных к отдельным пластам. Исследованы, в основном, краевые и подошвенные воды, непосредственно связанные с залежами УВ в неокомских пластах. При этом водоносные отложения пластов БУ42, БУ80, БУ81-0 оказались неисследованными, а в пластах БУб2, БУ7, БУ92 опробованы лишь единичные объекты. В четырех скважинах исследованы объекты, включающие по нескольку пластов. Качество исследований находится на низком уровне.

Небольшая водообильность объектов (1,2 - 178 м3/сут. при депрессиях 2,3 – 16,9 МПа) также свидетельствует о низких емкостных и фильтрационных свойствах водоносных отложений пластов.

Анализ имеющихся данных о замерах давлений в водоносных и продуктивных отложениях показал, что давление воды в пласте БУ3 практически равно гидростатическому. Превышения давлений в залежах пластов БУ42, БУ6, БУ8-БУ9 достигают значений 0,14-2,01 МПа. Средние превышения колеблются в пределах от 0,14 до 1,1 МПа.

Пластовые температуры вод, замеренные на глубинах 2691 - 3319 м, изменяются от 70 до 90 °С. Их средние значения на ГВК залежи, определенные по геотермограмме месторождения, увеличиваются от 71 °С в пластах БУ3-БУ4 до 83 °С в пластах БУ6-БУ7 и до 88 °С в пластах БУ7-БУ9 .

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ  МЕСТОРОЖДЕНИЯ

3.1  Фактическое состояние разработки

Эксплуатационное разбуривание газоконденсатных залежей на месторождении осуществлялось в период с 1987 по 1996 г. В настоящее время для добычи газа и конденсата из нижнемеловых отложений на месторождении пробурено 378 эксплуатационных и наблюдательных скважин. По состоянию на 01.07.06 г на балансе ООО «Ямбурггаздобыча» находится 343 скважины, из которых 328 составляют эксплуатационный фонд и 15 наблюдательные. Действующий фонд скважин достиг 199 ед., 81 скважина находится  в бездействии и 48 ожидают подключения и проведения дополнительных работ.

Основная часть бездействующего фонда (рисунок 3.1) представлена скважинами с низкими устьевыми параметрами (33 ед. или 40,7% от всего количества). Анализ выполненных промыслово-геофизических исследований  последних свидетельствует о том, что в данную категорию входят не только скважины, дальнейшая эксплуатация которых невозможна вследствие низких добывающих возможностей при снижении пластового давления в зоне отбора, но и требующие ремонтных работ по ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн и водоизоляции (скв. № 10903, 10904, 12906, 30104, 30806, 30908, 31103, 31605, 32108). В низкопродуктивных скважинах с удовлетворительным техническим состоянием из-за недостаточных скоростей потока газа на забое происходит образование столба жидкости частично или полностью перекрывающего интервал перфорации и способствующего уменьшению добывающих возможностей (скв. 10905, 20307, 20604, 31610, 31607). Для таких скважин необходимо проведение работ по интенсификации притока газа путем дострела или перестрела интервалов перфорации, в том числе приобщению

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 I объекта, а также, по возможности, проведение ГРП. В случае неэффективности или невозможности проведения этих работ в данных скважинах целесообразна замена НКТ на меньший диаметр и доспуск их до нижних отверстий перфорации.

Таким образом, категория скважин с низкими устьевыми параметрами даже при вводе ДКС не может быть полностью востребована как резервный фонд для добычи газа и конденсата. Практически на всех скважинах требуется проведение ремонтно-восстановительных работ для ввода их в эксплуатацию.

Помимо скважин с низкими устьевыми параметрами, находящимися в бездействии, значительное количество остановлено по причине  неудовлетворительного технического состояния, связанного с негерметичностью эксплуатационных колонн (20 ед. или 24,7%) и их обводнением (15 ед. или 18,6%).

Практически во всех скважинах с негерметичностью эксплуатационных колонн происходит обводнение за счет поступления в ствол вод водоносных пластов. При остановке таких скважин призабойная зона насыщаетс жидкой фазой, что приводит к ухудшению ее продуктивной характеристики, вплоть до полного прекращения притока. Ремонт скважин осуществляется установкой пакерующих устройств или спуском дополнительной колонны и, как правило, характеризуются относительно низкой успешностью и необходимостью проведения дополнительных работ по интенсификации притока газа. Наиболее эффективным мероприятием по выводу из бездействия указанных скважин является по возможности забурка в них второго ствола.