25

Библиотека 5баллов.ru Соглашение об использовании Материалы данного файла могут быть использованы без ограничений для написания собственных работ с целью последующей сдачи в учебных заведениях. Во всех остальных случаях полное или частичное воспроизведение, размножение или распространение материалов данного файла допускается только с письменного разрешения администрации проекта www.5ballov.ru. Ó РосБизнесКонсалтинг

О Г Л А В Л Е Н И Е

Введение

1.Краткая геологическая характеристика сеноманской залежи

Ямбургского месторождения

1.1.Общие сведения о месторождении

1.2.Краткая геологическая характеристика зоны дренирования

УКПГ-2

1.3.Отличительные особенности зоны дренирования УКПГ-2

2.Анализ показателей разработки в зоне дренирования УКПГ-2

2.1. Проектные показатели разработки

2.2.Сопоставление фактических показателей разработки с

проектными

2.3.Состояние эксплуатационного фонда скважин

2.4.Изменение пластового давления в процессе разработки

2.5. Анализ изменения дебита скважин

2.6. Анализ изменения устьевого давления во времени по

скважинам УКПГ-2

2.7.Анализ изменения положения ГВК в результате продвижения

воды в залежь

2.8.Прогноз основных показателей разработки , период до 2010 г

2.9.Краткий анализ работы системы сбора и подготовки газа на

УКПГ-2

2.10. Уточнение срока ввода ДКС на УКПГ-2

3.Определение запасов газа в зоне дренирования УКПГ-2

3.1.Определение запасов газа по методу падения пластового

давления

Заключение

Введение

Научные методы разработки и эксплуатации газовых месторождений сформировались в бывшем СССР в условиях экстенсивного развития экономики и тоталитарной системы, когда на первый план выдвигались объемные количественные показатели. При этом любое, даже крупное месторождение вопреки мировому опыту вырабатывалось в короткие сроки. Но при форсированных темпах извлечения углеводородов из разрабатываемых по действующим методам (на истощение) месторождений возникла объективная опасность ускоренной выработки недр на доступных глубинах и площадях, а краткосрочная и полная загрузка мощностей в добыче и транспорте газа обусловила чрезмерное увеличение капитальных вложений при нерациональном использовании овеществленного труда и потенциала открытых ресурсов. Все это, наряду с досрочным наступлением падающей добычи в нефтяной и газовой промышленности и другими факторами, является побудительным мотивом к переходу отрасли к фондосберегающим проектным решениям, основу которых составляет экстенсивный метод воспроизводства, отличающийся усилением экономии не только живого, но и овеществленного труда и выявленных ресурсов.

Реальное положение дел в газовой отрасли таково, что при форсированной выработке запасов использование основных фондов ухудшается не только вследствие естественного процесса старения истощающихся месторождений, но и в значительной мере искусственно за счет неэффективной кратковременной загрузки созданных мощностей. Используемые методы эксплуатации - по заданным отборам, проштампованным в проектах разработки - противоречат здравому смыслу, т.е. происходит форсированная выработка ресурсов, особенно на лучших объектах. Сказывается отсутствие подлинных хозяев недр, а отсюда и недостаточная обоснованность уровней годовых отборов или темпов разработки месторождений. Например, темпы выработки нефтяных и газовых месторождений у нас в 3-5 раз выше, чем за рубежом. Это обуславливает сокращение продолжительности периода постоянной добычи, излишние потери энергии в пласте, необходимость досрочного ввода в эксплуатацию ДКС, недобор сопутствующих полезных компонентов и неэффективное использование с большим трудом и лишениями созданных основных фондов. Ни один подлинный хозяин, разве что наше государство, так варварски, как временщик, не относится к овеществленному труду и богатствам недр. Такая "самоедская" стратегия поддерживается за счет "снятия сливок" с лучших месторождений страны. Такое бездарное планирование (после нас хоть потоп!) потомки нам не простят.

Если прежде в системе оценки вариантов разработки газовых месторождений преобладал технократический подход, реализующий административно-заданный отбор, то сейчас при развитии рыночных отношений приоритет смещается к технико-экономическим ресурсосберегающим решениям. Причем важнейшими и определяющими параметрами, подлежащими оптимизации по конечным результатам производства, являются уровень годовых отборов и продолжительность периода стабильной добычи газа.

Еще в 1991 году форсированно разрабатывались Уренгойское и Ямбургское месторождения. Сейчас, хотя и нелегко это дается, руководители стремятся организовать работу месторождений так, чтобы в основе разработки находились ресурсосберегающие методы.

Обоснование для проведения подсчета запасов

Как известно, подсчет начальных запасов полезных компонентов любого месторождения необходим для его рациональной дальнейшей отработки. Проектирование разработки месторождений обычно начинается при получении данных опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ). Этот подход прошел апробацию на многих месторождениях страны, позволив сократить срок выхода промысла на расчетную мощность. Однако до сих пор практика исходила из освоения относительно небольших месторождений, самые крупные из которых (Газлинское и Шебелинское) значительно уступали уникальным ресурсам Западной Сибири. Особенностью освоения последних являются не только возросшие запасы газа, исчисляемые несколькими триллионами, но и значительно большие площади их пространственного строения. Например, месторождение Медвежье имеет длину 120 км, ширину 25 км, Уренгойское - 180 х (25-50) км, Ямбургское - 175 х 50км. Залежи простираются с юга на север. В этом же порядке осуществлялось их освоение.

Поэтому какими бы точными не были данные ОПЭ, полученные с ограниченной части залежи, невозможно составить оптимальный проект разработки всего месторождения на весь срок эксплуатации, не прибегая к внесению корректив по уточнению исходной информации. Этим и вызвана необходимость регулирования процесса разработки.

Ямбургское газоконденсатное месторождение, открытое в 1969г. расположено в 80 км северо-западнее пос.Тазовский. Оно приурочено к одноименному куполовидному поднятию, представляющему антиклинальную складку, вытянутую в северо-восточном направлении.

Промышленная газоносность месторождения связана с сеноманскими и валанжин-барремскими отложениями. Сеноманская залежь была введена в разработку в 1986г. пуском в эксплуатацию УКПГ-2. В настоящее время работают 7 УКПГ, и соответстенно, площадь залежи поделена на 7 эксплуатационных зон.

Данная работа содержит подсчет запасов эксплуатационной зоны УКПГ-2.

Особенностью разработки сеноманской залежи являются: разновременность ввода в эксплуатацию и неравномерность разбуривания отдельных участков, неоднородность фильтрационно емкостных свойств по площади и разрезу, ниличие мощного активного водонапорного бассейна. Все эти особенности не были и не могли быть учтены при подсчете запасов в 1985г., т.к. тогда только начиналась эксплуатация месторождения. Сейчас же вполне реальна возможность сделать подсчет с учетом этих факторов.

Ниже, подробно остановимся на проблемах, существующих сейчас , которые обуславливают необходимость корректив к проекту разработки, и, соответственно, данного подсчета запасов.

Согласно проекта разработки в настоящее время можно считать, что сеноманская залежь собственно Ямбургского месторождения полностью разбурена. Но, в связи с заметным снижением дебитов скважин в результате ухудшения их продуктивности, а также резкого снижения пластового давления, запланированный фонд эксплуатационных скважин может оказаться недостаточным, чтобы обеспечить оптимальный уровень отбора газа.

Залежь эксплуатируется кустами наклонно-направленных скважин, максимальное расстояние между забоями достигает 250-300м. В скважинах каждого куста в процессе отбора газа формируется единая депрессионная воронка как по динамике, так и по величине, происходит саморегулирование пластовой энергии между скважинами в зоне их дренирования, что связано с резким изменением эффективной мощности и высокой степенью глинизации продуктивных пластов. Депрессионные воронки носят не только локальный характер: к концу 1994г. депрессионные воронки эксплуатационных зон УКПГ-1,2,3,5,6 углубились и составляют 10-20ата, что в свою очередь связано с интенсивным и неравномерным отбором газа. Т.о. фактические пластовые давления по всем УКПГ на сегодняшний день отличаются от проектных в сторону занижения. Это объясняется прежде всего тем, что по отдельным УКПГ при составлении проекта разработки были завышены начальные запасы газа. С другой стороны, приведенные фактические пластовые давления являются минимальными, т.к. характеризуют зону дренажа, непосредственно примыкающую к эксплуатационным скважинам. В связи с этим заниженными являются и фактические устьевые давления, замеренные на головке эксплуатирующихся скважин. Все это приводит к тому, что по отдельным УКПГ (в т.ч. по УКПГ-2) несколько раньше придется вводить дожимные компрессорные станции (ДКС), чем предусмотрено проектом разработки.

Фильтрационные коэффициенты средней скважины каждой УКПГ оказались выше по сравнению с проектными, это привело к тому, что фактические рабочие дебиты стали ниже проектных. Если в начале разработки залежи имелся значительный резерв в дебитах скважин, то сейчас они не превышают проектного. Увеличению дебитов скважин сопутствует возрастание индекса отбора газа, под которым следует понимать отношение рабочего дебита к абсолютно свободному на данный момент. В настоящее время наблюдается рост индекса отбора практически по всем УКПГ. Во избежание осложнений при эксплуатации скважин следует переходить на режим эксплуатации при постоянном индексе отбора. Тогда для обеспечения проектного уровня добычи газа потребуется бурение дополнительного числа эксплуатационных скважин.

Из мировой практики известно, что для месторождений типа сеноманской залежи индекс отбора не должен превышать 0.2 при условии устойчивости коллектора. В нашем же случае по большинству УКПГ индекс отбора превышает указанную величину. Для его уменьшения потребуется снижение дебитов скважин, что, в конечном итоге, приведет к снижению отбора газа из месторождения. Для компенсации недостающего отбора газа потребуется бурение резервных скважин. Уменьшение потерь газа, учитывая масштаб запасов и отборов по ним, имеет огромное значение. В этой связи регулирование перераспределения отборов газа из зон с целью сокращения его потерь и пластовой энергии является важнейшей составной частью рациональной разработки месторождения.

Таким образом, можно сделать вывод, что для решения всех вышеизложенных проблем необходимы коррективы к проекту разработки, основой к которым будет служить подсчет запасов по каждой эксплуатационной зоне.

1.Краткая геологическая характеристика сеноманской залежи

Ямбургского месторождения

Ямбургское газоконденсатное месторождение открыто в 1969 г.

В административном отношении Ямбургское месторождение находится на территории Надымского и Тазовского районов (на Тазовском полуострове) Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области.

Район Ямбургского месторождения отмечается крайне неблагоприятными гидрогеологическими условиями,связанными с наличием мощной толщи многолетнемезлых с поверхности пород.

Месторождение представляет собой многопластовую залежь, продуктивные горизонты которой приурочены к сеноманским и нижнемеловым (валанжин) отложениям.

Cеноманская залежь, содержащая основные запасы газа, имеет размеры 170 х 50 км,этаж газоносности 220 м. Общая площадь газоносности — 4655 км², залегает на глубинах от 1000 м до 1200м. Залежь — сводовая, пластово - массивного типа , водоплавающая.

Сеноманская продуктивная толща представлена песчаными, песчаноалевритовыми, глинистоалевритовыми и глинистыми породами. Вверху перекрывается толщей глин и подстилается на всей площади ее распространения водоносной толщей.

В целом по залежи коллекторы характеризуются высокими значениями открытой пористости , 30 %, cреднее значение проницаемости по керну 0,68 мкм² (680 мДарси) и 0,54 ¸ 0,69 мкм² (540 ¸ 690 мДарси) по данным ГИС, газонасыщенность достигает 75 %.

По химическому составу газ сеноманской залежи однотипен с газом сеноманских залежей других месторождений Севера Западной Сибири. Состоит на 99 % из метана.

Работами последних лет установлено, что сеноманская толща Ямбургского месторождения имеет сложное строение,характеризуется значительной изменчивостью литологического состава,сильной расчлененностью, слоистой неоднородностью, повышенной глиностостью.

Начальное пластовое давление 11,73МПа(117,3ата),пластовая температура 296 ¸303 К ( 23¸30 ^ОС) у газоводяного контакта (ГВК).

Сопоставление запасов газа сеноманской залежи, подсчитанных различными способами в 1995г., подтверждают начальные запасы газа, утвержденные в ГКЗ в 1983г. , в объеме более 4 трл.м³.

По нижнемеловым залежам была установлена газоносность 15 продуктивных пластов: БУ¹₃ , БУ²₃, БУ^1-3₄, БУ¹₅, БУ³₅, БУ¹₆, БУ²₆, БУ³₆, БУ₇, БУ⁰₈, БУ^1-2₈, БУ³₈, БУ¹₉, БУ²₉, БУ³₉.

Проектом разработки выделено два эксплуатационных объекта. В первый эксплуатационный объект включены залежи пластов: БУ¹₃ , БУ²₃, БУ^1-3₄, БУ¹₅, БУ³₅ в зоне УКПГ -1В, 3В. Ко второму эксплуатационному объекту отнесены залежи пластов БУ¹₆, БУ²₆, БУ³₆, БУ₇, БУ⁰₈, БУ^1-2₈, БУ³₈, БУ¹₉, БУ²₉, БУ³₉ имеющих наибольшее распространение по площади месторождения, расположенных в зоне УКПГ-1В,2В,3В.

Наибольшие запасы конденсатосодержащего газа первого эксплуатационного объекта сконцентрированы в залежах пластов БУ₃ ( около 80% от суммарных запасов газа эксплуатационного объекта) и второго эксплуатационного объекта в залежах пластов БУ^1-2₈ ( 50% от суммарных запасов газа эксплуатационного объекта).

Залежь в пласте БУ¹₃ находится в сводовой части поднятия ,имеет размеры 24 х 31 км, высоту 167м, вскрыта на глубинах 2500-2700м, толщина газонасыщенных коллекторов в среднем по площади составляет около 10 м. Залежь -пластовая, сводовая .

Залежь пластов БУ^1-2₈ распространена по всей площади Ямбургского месторождения, вскрыта на глубинах 2800¸3300м, толщина газонасыщенных коллекторов в среднем составляет немногим более 10м. Залежь пластовая, сводовая , размеры 42 х 56 км, высота 433м.

Нижнемеловые продуктивные пласты представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Покрышками служат пласты глин. Отмечается тенденция улучшения коллекторских свойств вверх по разрезу.

Особенностью продуктивных пластов является низкая их песчанистость,10¸50%.Средняя проницаемость по пластам изменяется от 3.6 до 15.1 х 10^-3 мкм² (3,6-15,1 мДарси), значение газонасыщенности по керну 57¸60%, по ГИС 66¸70%.

Конденсатосодержащий газ валанжинских залежей содержит около 90% метана, более 3% углеводородов С₅₊ , азот, углекислый газ .

Начальное потенциальное содержание конденсата в пластовом газе по первому объекту эксплуатации принято 128г/м³, по второму эксплуатационному объекту 109¸112г / м³.

Коэффициент извлечения конденсата- 0,68.

Начальное пластовое давление первого эксплуатационного объекта 26,72МПа (267,2 ата), пластовая температура 344 К (71^ОС). Начальное пластовое давление второго эксплуатационного объекта 32,40МПа (324,0 ата). пластовая температура 355¸359 К (82¸86 ^ОС).

Утвержденные в 1985г. в ГКЗ начальные запасы газа нижнемеловых залежей около 1,5 трл . м³, конденсата более 200 млн.т.