Ямбургское месторождение

Анализ динамики продуктивности в процессе эксплуатации скважин  показал, что в 55 % (I объект) и 32 % (II объект) скважин имело место улучшение добывных возможностей, связанное с самоочисткой призабойной зоны от продуктов бурения В 32 % (I объект) и 38 % (II объект) скважин продуктивность оставалась стабильной на протяжении всего периода их эксплуатации и в 13 % (I объект) и 30 % (II объект) скважин происходило ухудшение добывных возможностей, связанное, как показали результаты промыслово-геофизических исследований, с негерметичностью эксплуатационных колонн или обводнением скважин.

Средние значения параметров фильтрационных сопротивлений по пробуренным скважинам с учётом изменения их продуктивности в процессе эксплуатации представлены в таблице 3.2 и свидетельствуют, что скважины, находящиеся в простое, обладают более высокими значениями фильтрационных параметров, а следовательно и худшей продуктивной характеристикой и добывными возможностями.

Для вывода их из простоя, как уже отмечалось выше, необходимо проведение работ по интенсификации притока, среди которых наиболее эффективным является гидроразрыв пласта. Результаты выполненных по гидроразрыву пласта работ свидетельствуют, что в случае успешного проведения операций по ГРП продуктивная характеристика и добывные возможности скважин могут увеличиваться в 2-3 раза. В настоящее время ещё не отработана методика выбора объектов, а также техника и технология проведения ГРП, что не позволяет дать окончательную оценку эффективности этого мероприятия. Так, при исследовании двух скважин после проведения ГРП было установлено непрохождение приборов до интервала перфорации, что может свидетельствовать о выносе проппанта из пласта и, как следствие, снижении продуктивности скважин.

 

Таблица 3.2.

Средняя продуктивная характеристика эксплуатационных скважин

УКПГ	Объект экспл.	Средние значения коэффициентов  фильтрационных сопротивлений скважин
		по всему фонду		по действующему фонду		по простаивающему фонду
		А, МПа2*сут/ тыс.м3	В, (МПа2*сут/ тыс.м3)2	А, МПа2*сут/ тыс.м3	В, (МПа2*сут/ тыс.м3)2	А, МПа2*сут/ тыс.м3	В, (МПа2*сут/ тыс.м3)2
1	2	3	4	5	6	7	8
1В	I	0,45	0,00073	0,40	0,00053	0,53	0,0011
1В	II	1,03	0,00103	0,84	0,00069	1,06	0,00121
2В	II	0,68	0,00053	0,58	0,00045	1,36	0,0011
3В	I	0,38	0,00035	0,31	0,00026	0,70	0,00086
	II	0,49	0,00052	0,37	0,00036	0,80	0,00095

 

На основе выполненного выше анализа результатов газодинамических исследований эксплуатационных скважин  можно сделать следующие основные выводы:

- продуктивность скважин  характеризуется значительной степенью неоднородности по площади эксплуатационных объектов;

- в период после  освоения скважин до момента  пуска в эксплуатацию продуктивная  характеристика скважин не изменяется  и не зависит от продолжительности  консервации;

- в процессе эксплуатации отдельных скважин наблюдается улучшение продуктивности за счёт самоочистки призабойной зоны от продуктов бурения в среднем на 25-50 %, наиболее интенсивно процесс самоочистки призабойной зоны наблюдается в начальный период (до 3 мес.) после пуска скважины в работу;

- как правило, процесс  самоочистки призабойной зоны  приводит к уменьшению фильтрационного  коэффициента “a” при неизменном значении коэффициента “b”;

- любое поступление  пластовой воды в скважину  приводит к росту коэффициентов  фильтрационных параметров “a” и “b” и ухудшению её продуктивности.

- проведение ГРП на  скважинах может привести к  увеличению начальной их продуктивности  в 2-3 раза.

Основным условием нормальной эксплуатации скважин при установлении технологического режима эксплуатации является обеспечение минимального дебита газа, способствующего полному и непрерывному выносу жидкости с забоя.

Большинство газоконденсатных скважин (свыше 80%) на месторождении  оснащены лифтовыми колонами 89 мм. или  секционными 102 х 89 мм, остальные диаметры 73 мм или 89 х 73 мм.

По состоянию 01.07.04г. рабочие  дебиты скважин по местородению варьировали  от 80 до 578 м³/сут при средней величине 194 м³/сут (табл. 3.3).

 

 

Таблица 3.3

Рабочие дебиты эксплуатационных скважин

УКПГ	Объект эксплуатации	Рабочий дебит скв., тыс.м3/сут
		Диапазон изменений	Среднее значение
1В   2В 3В	I II II I II	119-281 80-375 97-578 104-445 96-255	168 173 253 181 150
По месторождению		80-578	194

 

Сопоставление фактических  дебитов скважин с базовыми, которые  удовлетворяют условию выноса жидкости с забоя, показало, что в 26 скважинах действующего фонда рабочие дебиты ниже предельных значений, а еще в 15 близки к ним. Последнее усугубляется тем, что практически во всех скважинах интервал перфорации лифтовыми колоннами не перекрыт или перекрыт частично. Данное обстоятельство, как уже отмечалось выше, способствует образованию шламово-жидкостных пробок на забое, перекрывающих интервал перфорации и снижающих продуктивность скважин. Как правило, такие скважины характеризуются температурным режимом, близким к условиям гидратообразования и склонны к самозадавливанию.

3.2.3. Отборы газа и конденсата

Освоение газоконденсатных залежей на месторождении осуществлялось поэтапно, по мере ввода и расширения мощностей по добыче и подготовке газа и конденсата. Первоначально в соответствии с «Проектом разработки…» максимальный отбор   пластового газа был установлен в объеме 21,0 млрд.м3/год , на который планировалось осуществлять выход а течение первых трех лет.  Фактически из-за недостаточного финансирования строительства объектов добычи газа и конденсата, период наращивания отборов значительно затянулся и продолжается по настоящее время.. В «Коррективах проекта разработки…» (1998 г.), в связи с неподтверждением запасов углеводородов, уточнены показатели разработки, предусматривающие уменьшение максимального отбора конденсатосодержащего газа из залежей до 15 млрд.м3/год. Несмотря на уменьшение максимального проектного отбора газа  его величина в 2003 г. не достигнута, что было связано с необходимостью дальнейшего наращивания действующего фонда скважин и ввода ДКС.

Ввиду задержки ввода  объектов добычи газа и конденсата в первые 5,5 лет в эксплуатации находились только скважины II объекта, а также скважина 10202, вскрывшая I объект, расположенные в районе УКПГ-1В. На протяжении указанного периода здесь поддерживался практически одинаковый уровень отбора газа в объеме 5,5-6,0 млрд.м3/год (рис. 3.4), что было обусловлено пропускной способностью имеющихся технологических линий комплексной установки  подготовки газа и конденсата.

В октябре 1996 г. с вводом в эксплуатацию установки предварительной  подготовки газа и расширением УКПГ-1В, началось дальнейшее наращивание добычи углеводородного сырья из скважин I и II объектов УКПГ-3В, расположенных в этой зоне. Максимальный отбор газа здесь был достигнут в 1999   г. и составил 4,1 млрд.м³ по каждому из I и II объектов эксплуатации, превысив проектные уровни на 9.1 и 17.6 %. В последующий период фактические отборы газа в этом районе, особенно по I объекту также превышали проектные значения. В настоящее время из-за снижения пластовых давлений в районе УКПГ-3В рабочие давления на устье отдельных скважин достигли  критических значений, при которых невозможна их дальнейшая эксплуатация, что привело к снижению здесь отбора газа. В ближайшей перспективе  в районе УППГ-3В возможно дальнейшее естественное снижение уровней отбора газа, связанное с необходимостью  выравнивания пластовых давлений по площади объекта.

Ввод в ноябре 2001 г. и наращивание добычи по скважинам  УППГ-2В позволило  компенсировать снижение отбора на УППГ-3В, а ввод ДКС в 2004 г. обеспечить выход на максимальный уровень добычи газа и конденсата из нижнемеловых отложений. Для дальнейшего поддержания проектных уровней отбора газа из нижнемеловых отложений потребуется наращивание действующего фонда скважин на 12 – 15 ед. в год.

По состоянию на 01.07.2004 г. из залежей отобрано 127,96 млрд.м³ пластового газа, что составляет 15,9% от уточненных начальных запасов,  в том числе  31,87 млрд.м³ из I объекта и   96,1 млрд.м³ из II объекта эксплуатации, или соответственно 20,7 и 14,8% от запасов. Отмечается опережающая выработка запасов газа из залежи I объекта. Отбор стабильного конденсата с начала разработки залежей составил 12,7 млн.т. или 13,7% от начальных запасов. Меньшая по сравнению с газом относительная величина  отбора  конденсата обусловлена пластовыми потерями последнего вследствие ретроградных процессов происходящих при снижении давления. По площади газоносности суммарные отборы  газа и конденсата распределены неравномерно, что связано с последовательностью ввода скважин в эксплуатацию и их продуктивной характеристикой

 

 

Рис. 3.4.  Динамика отбора пластового газа и стабильного конденсата.

 

3.2.4. Анализ выработки запасов по площади и разрезу месторождения

Контроль за выработкой запасов конденсатосодержащего  газа и характером отработки продуктивных пластов в объектах эксплуатации осуществляется на основе замеров пластовых давлений в эксплуатационных и наблюдательных скважинах, а также комплексам промыслово-геофизических исследований, включая газодинамический каротаж.

Анализ распределения  полей текущего пластового давления в зонах размещения эксплуатационных скважин свидетельствует о неравномерной отработке объектов. Данное обстоятельство связано с последовательностью ввода скважин в эксплуатацию и достигнутым по ним отборам газа.

По I объекту отмечаются две локальные депрессионные воронки в зонах непосредственного размещения групп скважин УППГ-3В и УКПГ-1В (рис. 3.5).  По действующему фонду скважин УППГ-3В текущие пластовые давления изменяются от 13.3.0 МПа по скважинам  расположенным в центральной части до 18.3 МПа в периферийной. По скважинам УКПГ-1В минимальное пластовое давление фиксируется в скв. 10404 и составляет 15.1 МПа, а максимальное в скв. 11302 – 19.3 МПа. Средние значения текущих давлений по скважинам I объекта УППГ-3В и УКПГ-1В составляют, соответственно,  17,1МПа и 15,6МПа.

Наблюдательный фонд I объекта в настоящее время представлен пятью скважинами, из которых три (скв. 15415, 19414,  19417) расположены между зонами размещения групп скважин УКПГ-3В  и УКПГ-1В, одна (скв. 39402) непосредственно примыкает к зоне размещения скважин на северной оконечностии только одна (скв. 39408) расположена ближе к контуру газоносности в периферийной части объекта. Анализ динамики пластового давления в скв. 39408 удаленной от зоны размещения скважин на 7 км свидетельствует, что волна возмущения, вызванная отбором газа достигла границ самой большой по размерам залежи пласта БУ₃¹ и все запасы здесь вовлечены в разработку. Снижение давления в ней от первоначального за период разработки составило свыше 4.0 МПа.

 

I объект

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

II объект

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 3.5.  Профиль пластового давления (по состоянию на 01.07.2004 г.)

 

 

Отметим, что во всех наблюдательных скважинах перфорацией вскрыт только пласт БУ₃¹. Остальные пласты (БУ₃², БУ₄⁰, БУ₄¹, БУ₄² и БУ₄³) этого объекта вскрыты в 15 эксплуатационных скважинах совместно с пластом БУ₃¹. Указанное обстоятельство не позволяет на данной стадии судить о характере отработки и выработке запасов в этих залежах, поскольку пластовое давление, замеренное в них характеризует группу пластов и, как правило, не в статическом состоянии из-за внутрискважинных перетоков газа.

Газоконденсатные залежи II эксплуатационного объекта вводились в разработку поэтапно отдельными участками по мере ввода в эксплуатацию УКПГ (УППГ).

Первоначально отбор  газа на протяжении пяти с половиной  лет осуществлялся только в ограниченной зоне скважин УКПГ-1В. В результате к моменту ввода УППГ-3В среднее пластовое давление снизилось здесь на 6.9 МПа или на 21.5 % от начального при отборе всего 32.2 млрд.м³ газа, что составляет 4.9 % от уточненных запасов газа по объекту, подготовленных для промышленного освоения. Данное обстоятельство привело к образованию депрессионной воронки глубиной 3.9 МПа охватывающей примыкающие к зоне отбора газа районы размещения скважин УППГ-3В и УППГ-2В.

На УППГ-3В за счет перетока газа среднее пластовое давление во II объекте на момент ввода в эксплуатацию составило 28.2. МПа или на 4.2. МПа ниже первоначального. Последующий форсированный отбор газа из скважин в зоне УППГ-3В привел к еще более интенсивному снижению давления, нежели по УКПГ-1В. По состоянию на 01.07.04 г. среднее давление здесь составило  15,0 МПа, что ниже, чем на УКПГ-1В на 5,4 МПа.

Текущие давления по скважинам II объекта на УКПГ-1В изменяются от 16.2 МПа по скв. 10407, расположенной в северной  части зоны размещения до 25.4 МПа по скв. 12903 в южной. На УППГ-2В минимальное давление фиксируется в скв. 21503 и 21602  и составляет 16.4 МПа, а максимальное 27.9 МПа по скв.21104, которая находится в эксплуатации менее года. В районе УППГ-3В наблюдаются самые низкие давления, которые изменяются от 12.4 МПа в скв. 31104 до 18.8 МПа по скв. 30407.  По II объекту в настоящее время образовались три крупных локальных депрессионных воронки вокруг скважин нескольких кустов на каждом из УКПГ (УППГ), а также две небольшие между скважинами 124 и 125 кустов и в районе скважин 206 куста. Для их выравнивания требуется перераспределение отбора газа не только по зонам УКПГ, но и между кустами скважин в пределах зон.