Анализ основных показателей разработки Оренбургского газоконденсатного месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

Оренбургское газоконденсатное месторождение введено в промышленную эксплуатацию в 1974 году и является одним из крупнейших месторождений.

Значительные запасы месторождения и расположение его в Европейской части России с развитой инфраструктурой делают эксплуатацию ОГКМ наиболее эффективной и прибыльной.

Продуктами переработки сырья ОГКМ являются товарный (метановый) газ, широкая фракция легких углеводородов, этан, гелий, стабильный конденсат и нефть, сера.

В настоящее время ОГКМ находится в состоянии падающей добычи. В этот период одним из важных вопросов является анализ основных показателей разработки за период разработки месторождения, то есть сравнение фактических и проектных показателей

В дипломном проекте дана краткая геологическая характеристика месторождения, особенности геологического строения зоны, емкостные и фильтрационные свойства залежи дренируемой скважинами, подключенными к УКПГ-8, выполнен анализ основных показателей разработки до 2011 года, рассчитаны запасы газа зоны УКПГ-8 методом падения пластового давления по фактическим данным разработки.

Рассмотрен вопрос безопасности и экологичности проекта.

В экономической части были рассмотрены экономические показатели производственно-хозяйственной деятельности предприятий, калькулирования себестоимости добычи газа и конденсата.

1. Краткая геологическая характеристика Основной газоконденсатной залежи Оренбургского НГКМ

1.1 Общие сведения

Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ОНГКМ) расположено в Оренбургской области в пределах Оренбургского, Илекского и Переволоцкого районов.

Месторождение находится в обжитой промышленной и сельскохозяйственной зоне с достаточно развитой сетью асфальтовых и улучшенных грунтовых дорог.

Непосредственно от месторождения проходят магистральный газопровод "Союз" (Оренбург - Западная граница), а также газопроводы на г.Орск и г.Заинск (Татарстан) и продуктопровод (нефть, конденсат) на г. Салават (Башкортостан).

1.2 Тектоника

Оренбургское НГКМ приурочено к одноименному валу, осложняющему северную часть Соль-Илецкого выступа, который располагается в зоне сочленения Волго-Уральской антеклизы с Прикаспийской впадиной и Предуральским прогибом.

В районе, где находится месторождение, фундамент залегает на глубине свыше 6000-7000 м (данные геофизики) и перекрывается осадочным чехлом, сложенным ордовикскими, девонскими, каменноугольными, пермскими и мезокайнозойскими образованиями. Оренбургский вал, с которым связано ОНГКМ, имеет достаточно сложное строение в связи с проявлением в его пределах и тектонических, и седиментационных структуроформирующих факторов. Простираясь с запада на восток, структура имеет протяженность 120 км и ширину от 10 до 20 км. Тектоническое строение горизонтов нижней перми ОНГКМ изучено по более чем 1000 скважинам.

По кровле артинской карбонатной толщи структура выделяется в виде единого поднятия (типа брахиантиклинали) по изогипсам минус 1600, 1650 и 1700 м. Наиболее высокие отметки (от минус 1230 до минус 1240 м) в пределах поднятия приурочены к его центральной, сводовой части. На севере, где поднятие контролируется крутым (от 10° до 15°) крылом, отметки достигают от минус 1800 до 1840 м в западной части и почти минус 1900 м - в восточной. На южном крыле, характеризующемся погружением не более 2,0°, наиболее глубокие абсолютные отметки равны: минус 1760 м - на западе, минус 1780 м - в центре и минус 1825 м - на востоке. Из-за различной крутизны крыльев поднятие имеет асимметричную форму. В пределах поднятия выделяются Западный, Центральный и Восточный купола.

Западный купол, выделяющийся как обособленное поднятие с размерами 206 км и амплитудой 120 м по кровле среднекаменноугольных отложений (III объекта), по кровле артинской карбонатной толщи отмечается в виде обширной (2512 км) периклинали, осложненной небольшой, оконтуривающейся по изогипсе минус 1450 м, вершиной. Амплитуда в районе Западного купола (относительно северного и южного погружений) достигает 300 м.

Центральный купол, как и Западный, выделяющийся в виде самостоятельного поднятия (4013 км, амплитуда 280 м) по III объекту, по артинской карбонатной толще образует наиболее крупную (5018 км) и наиболее приподнятую часть Оренбургского поднятия. В своде купола, являющегося одновременно и сводом всего поднятия, отметки равны от минус 1230 до минус 1240 м. Амплитуда купола достигает почти 500 м. На востоке неглубоким прогибом (с погружением от минус 1580 до минус 1590 м) Центральный купол отделяется от Восточного.

Восточный купол в своде имеет абсолютные отметки от минус 1460 до минус 1470 м, что относительно свода Центрального купола более чем на 200 м ниже. Свод купола вырисовывается по изогипсе минус 1650 м в виде поднятия, имеющего почти изометрическую вершину (изогипса минус 1550 м) и протяженную (на восток) периклиналь. Размеры свода 166 км. С юга к своду примыкает сравнительно широкое (от 3 до 4 км) моноклинальное крыло, а с востока - обширная (14х8 км) террасообразная площадка, ограниченная субмеридианальной флексурой, которая является продолжением флексуры северного крыла. В пределах площадки выделяются еще три небольших купола: Западно-Караванский, Караванский и Южно-Караванский. Они имеют размеры от 5 до 8 км по большой оси и от 2 до 5 км - по малой, амплитуды их от 20 до 100 м.

1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика

Модель Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ОНГКМ) представляется как массивно-пластовая. В последнем подсчете запасов представлена модель, где каждый объект является самостоятельным расчетным объектом со своими расчетными параметрами.

Основанием для этого послужили результаты доразведки и доразработки. Каждый объект отделяется от другого толщей плотных пород (разделы), характеризуется своим распределением коллекторов, их ФЕС. Различие объектов по проницаемости приводит к неравномерной отработке месторождения. газогидродинамический скважина конденсат газ

В данном дипломном проекте артинско - каменноугольная газоконденсатная толща рассматривается как единый эксплуатационный объект, что связано в первую очередь с большим фондом эксплуатационных скважин, вскрывающих весь разрез (все три объекта).

Второй причиной является наличие сквозных окон, в которых объекты практически соединены и представляют единый резервуар, что связано как с характером разреза, так и с наличием трещиноватости, а также с техническим состоянием разведочных скважин.

Совместно с основным газоконденсатным объектом разрабатывается газонасыщенная часть пластов Р_V-1,2,3 сакмарского яруса Восточного купола (ГП-10), и поэтому она включена в рассматриваемый эксплуатационный объект.

Данные по литологии и фильтрационно-емкостным свойствам пород, слагающих продуктивную толщу ОНГКМ, получены до 1979 года. Базовыми послужили анализы керна скважин, пробуренных на ИБР и глинистом растворе в западной (скв.312, 322), центральной (скв.311, 321, 323) и восточной (скв.319, 352, 362) частях месторождения. Всего было проанализировано 26016 образцов на пористость, 18475 на проницаемость. Остаточная вода определена в 1545 образцах, а остаточная нефть - в 1172.

В 1991 году при пересчете запасов нефти, выполненном ВУНИПИГазом, добавились определения ФЕС еще по 1281 образцу. В 1993 году подсчитаны запасы нефти восточной части ОНГКМ, где использованы анализы керна вновь пробуренных скважин (2758 на пористость; остаточная вода определена в 43-х образцах). После 1993 года данные о ФЕС ОНГКМ пополнились незначительно и лишь по его восточной части (154 образца на пористость, 130 - на проницаемость и 103 - на остаточную воду).

Физико - литологическая характеристика продуктивных пластов приводится на основании данных, полученных преимущественно до 1993 года. Надежной покрышкой для Оренбургского газоконденсатного месторождения является мощная тысячеметровая галогенная толща кунгурского яруса. Газоносная толща сложена карбонатными породами с коллекторскими свойствами, различными как по площади месторождения, так и по разрезу.

Громадный газоносный массив месторождения сложен толщей светло-серых, серых, темно-серых и черных известняков, с прослоями доломитизированных известняков и доломитов. Продуктивная толща сложена массивными, плитчатыми и тонкоплитчатыми, песчаниковидными и ракушняковыми карбонатными породами. В разрезах многих скважин установлены зоны развития закарстованных песчаниковидных пород, разрушенных до пескообразной массы, и зоны дробления.

По данным химического, петрографического, рентгеноминералогического анализов продуктивная толща ОНГКМ артинско-среднекаменноугольного возраста сложена на 92 % чистыми известняками; на 6 % - доломитизированными известняками; на 1,2 % - cульфатами. Содержание нерастворимого остатка в среднем 0,8 %. Отложения среднего и верхнего карбона и ассельского яруса сложены, в основном, чистыми известняками, в отложениях сакмарского и артинского ярусов встречаются прослои доломитизированных и доломитовых известняков и прослои доломитов.

Сульфаты в разрезе ОНГКМ представлены, главным образом, ангидритом и гипсом. Ангидрит и гипс часто образуют цемент, заполняют трещины, поры, кавернообразные пустоты. Ангидрит имеет более широкое распространение. Гипс чаще всего отмечается в кровельной части продуктивной толщи, низах сакмарского и кровле ассельского ярусов. Наибольшее развитие гипс получил в породах центрального блока, где, заполняя поры и трещины, снижает ФЕС пород. Содержание доломитов и степень доломитности увеличивается вверх по разрезу (таблица 1.1).

Наиболее доломитизированы микро-тонкозернистые, сгустково-комковатые и органогенно-шламовые разности. Отмечено уменьшение доломитности артинских и сакмарских отложений с запада на восток.

В разрезе продуктивной толщи ОНГКМ встречаются маломощные прослои глин и мергелей, приуроченные к кровле среднего и верхнего карбона. В отложениях ассельского, сакмарского и артинского ярусов присутствуют небольшие линзы и тонкие (от 0,5 до 0,8 м) прослои глин.

Таблица 1.1 - Литолого-стратиграфический разрез

Стратиграфия	Средняя вскрытая толщина (м)	Литологическая колонка	Литологическая характеристика пород
Палеозай	Четвертичная система	30		оллювиальные, делювиальные и эллювиальные образцы
	Неогеновая система	100		Глина, песок, галечник
	Пермская система	Сосновая свита	50		Песчаник с прослоями сульфатов и карбонатов
			19		Конгломераты из галечника
		Калиновская свита	130		Пестроцветные породы морского происхождения с прослоями карбонатов
		Уфимский ярус	65		Глина, песчаник
		Кунгурский ярус 800 м	55		Ангидрит
			480		Ангидриты и соли с прослоями доломинизированного известняка
			20
			190
			20
			35
		Артинский ярус 220 м	110		Ангидрит плотный
			20		Доломинизированный известняк
			90		Ангидрид трещиноватый
		Сакмарский ярус	45		Известняк плотный
		Ассельский ярус	80		Известняк с солитовыми прослоями и песчаник
	Каменноугольная система	Верхний карбон	80		Известняк кавернозный
		Мячковский горизонт	80		Известняк плотный

Типы коллекторов

Опираясь на дополнительный анализ результатов геолого-геофизических исследований и разработки месторождения, в последнем подсчете запасов (1994-1995гг) в разрезе месторождения выделены три типа коллекторов: поровые, трещинно-поровые и трещинные.

Коллекторы порового типа выделены по прямым качественным признакам по комплексу ГИС во всех подсчетных объектах. Статистическая граница коллекторов порового типа составляет, как и ранее, 6 %.

Трещинно-поровый тип коллектора выделен по критическому значению пористости К_п.гр= 3 %, обоснованному по результатам геофизических и петрофизических исследований. Кроме того, дополнительным подтверждением промышленной газоносности коллекторов трещинно-порового типа явились результаты исследования контрольных скважин методом повторного РК.

Промышленная газоносность трещинного коллектора была доказана в ГКЗ, о наличии интенсивной трещиноватости отдельных участков разреза говорят как исследования керна так и результаты разработки. К трещинному типу коллектора отнесены породы с К_п < 3 %, характеризующиеся по ГИС пониженным (менее 500 ом) кажущимся сопротивлением на БК.

1.4 Газонефтеносность

В данном разделе кратко повторены данные об основных нефтегазосодержащих отложениях, артинско-среднекаменноугольных, входящих в основную газоконденсатную залежь, в том числе артинско-сакмарские отложения Восточного купола (район УКПГ-10).

В последнем подсчете запасов 1995 г. проведена дифференцированная оценка запасов углеводородов по объектам.

Каждый подсчетный объект рассматривался отдельно, со своими контактами и подсчетными параметрами.

На рисунках 1.1 и 1.2 схематически изображены продольный профиль и структурная карта по кровле продуктивных отложений основной залежи ОНГКМ.



Рисунок 1.1 - Схематический продольный профиль ОГКМ

Рисунок 1.2 - Структурная карта по кровле карбонатной пачки артинского яруса ОГКМ

На рисунках 1.3 и 1.4 схематически изображены структурная карта и профиль продуктивного пласта непосредственно в зоне УКПГ-8.

Первый объект - (сакмаро-артинские отложения) приурочен в структурном отношении к Западному и Центральному куполам. В пределах I объекта пробурено свыше 800 скважин, в том числе 8 скважин - в зоне нефтяной оторочки на западном участке. Объект изучен по данным ГИС, результатам испытания и длительной эксплуатации (добычи газа).

Газ и конденсат по I объекту добываются, начиная с 1976 г. и разрабатывается как самостоятельно, так и совместно с другими объектами.

Кроме вертикальных скважин объект разрабатывается вновь пробуренными горизонтальными скважинами, а также скважинами, восстановленными зарезками горизонтальных стволов. В пределах нефтяной оторочки по всему месторождению испытание проведено в 10 скважинах. Нефть получена по 7 скважинам, иногда с газом, иногда с водой.



Рисунок 1.3 - Структурная карта зоны УКПГ-8 с расположением скважин

Рисунок 1.4 - Профиль продуктивного пласта в зоне УКПГ-8

В подсчете запасов 1995 г. газонефтяной контакт по I объекту принят на абсолютной отметке минус 1720 м. Контакт нефть-вода - на отметке минус 1750 м.

Эффективные газонасыщенные толщины составляют: поровый коллектор - от 30 до 40 м на западе и 50 м - в центральной части; трещинно-поровый коллектор - от 10 до 20 м на западе и от 20 до 60 м в центральной части. Нефтенасыщенные толщины - от 4 до 10 м и в единичных случаях до 18 м.

На средний подсчетный уровень начальное пластовое давление принималось 19,5 МПа, пластовая температура составляет 29,34 °С.

Как показали результаты доразведки, оторочки I и II объектов в центральной части изначально имели мозаичное распространение; промышленной ценности не имеют: практически расформированы. Второй объект развит в пределах западного и центрального куполов, отделяется от основных коллекторов первого объекта на большей части площади плотными практически непроницаемыми породами экранирующей пачки "R". Объект имеет такую же изученность, что и первый объект.

Газовая часть II объекта интенсивно разрабатывается, в основном, совместно либо с I, либо с III объектами. Нефтяная оторочка II объекта в центральной части - расформирована. В пределах площади нефтяной оторочки пробурены 24 скважины, из которых одни вскрыли только газовую часть объекта, другие - газовую, нефтяную и водяную. Отдельные скважины вскрыли нефтяную и водяную части. Опробование проведено по 10 скважинам. Из них по трем получили притоки безводной нефти, по двум - нефть с водой. По четырем скважинам получили газ (из верхней газонефтяной зоны). По одной скважине получили воду за счет охвата интервалом перфорации не только продуктивного пласта, но и пачки R-1, где не исключено наличие водонасыщенных пропластков. ГНК по второму объекту принят на отметке минус 1735 м. ВНК по второму объекту принят на отметке минус 1750 м.

Эффективные газонасыщенные толщины в пределах II объекта составляют: на западе - поровый коллектор - более 50 м, трещинно - поровый - от 10 до 12 м; в центре соответственно - более 90 м и от 10 до 40 м. Нефтенасыщенные толщины равны от 5 до 12 м. Запасы нефти нефтяной оторочки II объекта на западном участке отнесены к категории С2. На средний подсчетный уровень объекта начальное пластовое давление составило 19,8 МПа, пластовая температура - 29,96 °С.

Третий объект на Западном куполе образует самостоятельную залежь - газонефтяную и поэтому в данном разделе не рассматривается. Третий объект Центрального купола изучен по 600 скважинам; III объект эксплуатируется совместно с вышележащими объектами. Толщина объекта меняется в зависимости от структурного положения. Объект в основном газоконденсатный с мозаичной нефтяной оторочкой, практически расформированной.

Контакт газ-нефть принят на отметке минус 1735 м.

Водонефтяной контакт принят на отметке 1756 м.

1.5 Гидрогеологическая характеристика месторождения

1.5.1 Размеры и параметры водонапорного бассейна

Водонапорная система ОНГКМ, подстилающая и оконтуривающая основную газоконденсатную и нефтяные залежи, приурочена к карбонатным породам каменноугольно-артинского возраста. Толщина водонапорной системы изменяется от 500 до 1500 м (в среднем 1000 м). Водовмещающими породами являются пористые, трещиноватые и кавернозные пласты известняков, невыдержанные по разрезу и простиранию. В толще водонапорной системы выделяется множество водоносных горизонтов, которые гидродинамически связаны между собой, т.к. в разрезе не имеется регионально развитых водоупоров. Поэтому пластовые воды разных водоносных горизонтов образуют единую пьезометрическую поверхность статических уровней, характеризуются одинаковым распределением пластовых давлений и имеют практически идентичный химический состав.

До начала разработки статические уровни в скважинах, пробуренных на различные водоносные горизонты (от артинского до турнейского) в широком спектре глубин (от 1720 до 3470 м), устанавливались на близких глубинах - от 35 до 157 м (абсолютные отметки от плюс 72 до минус 41 м, чаще от плюс 30 до минус 10 м). Пластовой давление в водонапорной системе, приведенное к абсолютной отметке газожидкостного контакта (минус 1750 м), составляло до начала разработки ОНГКМ от 20,3 до 21,0 МПа и принято в среднем по месторождению 20,6 МПа.

В гидрохимическом отношении пластовые воды бассейна весьма однородны. Они имеют плотность от 1,16 до1,18 г/см³, минерализацию от 240 до 280 г/л, относятся к хлоркальциевому типу (по В.А. Сулину). Температура пластовых вод на отметке ГЖК составляет 32 ⁰С, на глубине от 3 до 3,5 км - 42 ⁰С. Вязкость пластовых вод - 0,964 мПа·с; объемный коэффициент - 1,06; газонасыщенность - от 1,5 до 3,8 м³/м³, в среднем 2,6 м³. Коллекторские свойства пород водоносного бассейна очень неоднородны и изменяются в широких пределах. Пористость колеблется от 0,4 до 30 %, в среднем оценивается в 10 %. Проницаемость изменяется от 0,1·10^-15 до 1170·10^-15 м² при преобладающих значениях от 0,1·10^-15 м² до 10·10^-15 м². Неоднородность коллекторских свойств водовмещающих карбонатных пород обуславливает различную их водоносность. В отложениях артинского, сакмарского, ассельского ярусов нижней перми, в верхнекаменноугольных породах и отложениях московского яруса среднего карбона дебиты воды при опробовании скважин в процессе разведки ОНГКМ в большинстве случаев были небольшими и составляли от 0,2 до 10 м³/сут и от 10 до 50 м³/сут при депрессиях до 10^-12 МПа. В ряде случаев притока воды не было, а в наиболее обводненных зонах дебиты воды достигали 864 м³/сут. Коэффициент продуктивности обычно составлял от 0,16 до 3,5 м³/сут/МПа.

Схема обводнения залежей ОНГКМ приведена на рисунке 1.5.

Рисунок 1.5 - Схема обводнения залежей Оренбургского НГКМ

1.5.2 Физико-химическая характеристика вод

Физико-химическая характеристика пластовых вод продуктивных отложений среднего и верхнего карбона, ассельского, сакмарского и артинского ярусов нижней перми представлена в таблице 1.2.

Из таблицы видно, что пластовые воды имеют плотность в стандартных условиях от 1,160 до 1,180 г/см³, в среднем 1,170 г/см³, а в пластовых условиях средняя плотность составляет 1,150 г/см³. Вязкость воды в пластовых условиях 0,964 МПа·с, объемный коэффициент 1,06. Общая минерализация пластовых вод колеблется от 240 г/л до 280 г/л и равна в среднем 260 г/л.

В ионном составе доминируют хлор и натрий, причем хлора больше, чем натрия, коэффициент (r Na + r K): r Cl = 0,72-0,84. Кальция (в мг-экв/л) в 2-4 раза больше, чем магния. Отношение r [ Сl - (Na + K)]: r Mg = 3-5, следовательно, гидрохимический тип вод, по классификации В.А. Сулина, хлоркальциевый.

Таблица 1.2 - Физико-химическая характеристика пластовых вод

Наименование характеристик	Пластовые воды подсолевых карбонатных среднекаменно-угольно-артинских продуктивных отложений
	Количество определений	Интервал изменения значений	Среднее значение
		минимальное	максимальное
Плотность воды, кг/м3 в пластовых условиях в стандартных условиях	342	1160	1180	1150 1170
Вязкость в пластовых условиях, мПас				0,964
Объемный коэффициент, доли ед.				1,06
Содержание ионов, мг/дм3 общая минерализация ионы растворимых солей Cl - SO4 2- HCO3 - K + Na + NH4 + Mg 2+ Ca 2+ Растворимые ионы микроэлементов, мг/дм3 Br - J - B H2S Fe Li Sr	342 342 342 342 342 342 131 342 342 255 255 131 52 22 22 22	240 130000 1000 195 1750 70000 100 2000 10000 345 6 80 750 0,8 13 165	280 170000 1200 490 2250 90000 400 5000 16000 720 12 120 2100 4,0 43 308	260 150000 1100 340 2000 80000 250 2500 13000 500 9 100 1420 2,0 18 240
Газосодержание в пластовых условиях, м3/м3	41	1,5	3,8	2,6
Тип воды	хлоркальциевый
Гидрохимические коэффициенты	342 342 342 255	0,72 3 2 200	0,84 5 4 400	0,78 4 3 300

Содержание в пластовой воде иона калия находится в пределах от 1750 до 2250 мг/л и составляет в среднем 2000 мг/л. Повышенные концентрации калия характерны для воды, насыщающей сакмаро-артинские коллекторы.

Бром содержится в количестве от 345 до 720 мг/л (в среднем 500 мг/л), йод - от 6 до 12 мг/л (в среднем 9 мг/л), бор - от 80 до 120 мг/л (в среднем 100 мг/л), литий - от 13 до 43 мг/л (в среднем 18 мг/л), стронций - 165-308 мг/л (в среднем 240 мг/л). Пластовые воды характеризуются высоким содержанием сероводорода, от 750 до 2100 мг/л (в среднем 1420 мг/л). Железа в воде немного, от 0,8 до 4,0 мг/л (в среднем 2 мг/л). Хлорбромное отношение равно от 200 до 400 (в среднем 300). Количество растворенного в воде газа (газосодержание пластовой воды) колеблется от 1,5 до 3,8 м³/м³ и в среднем равно 2,6 м³. Состав водорастворенных газов специфический. Характерным является высокое содержание кислых газов - сероводорода и двуокиси углерода (углекислого газа).

Нередко сумма их близка к сумме углеводородных компонентов, а иногда даже превышает ее. Сероводород содержится от 7 до 39 %, углекислый газ - от 2 до 50 %.

Среди углеводородных газов преобладает метан. Содержание тяжелых углеводородов составляет обычно от 2 до 3 %, азота от 5 до 10 %.

1.5.3 Оценка режима и характера вероятного продвижения пластовых вод

Для ОНГКМ характерно активное обводнение эксплуатационных скважин и основной газоконденсатной залежи с самого начала разработки месторождения. Оно развивалось по мере ввода в эксплуатацию новых зон месторождения и увеличения добычи газа и продолжает нарастать до настоящего времени, хотя месторождение уже давно вступило в период падающей добычи газа.

Суммарное количество добытой воды составляет 20 млн.м³. Несмотря на массовость обводнения эксплуатационных скважин и значительность заводненной площади ОНГКМ в основную залежь внедрилось немного воды, т.к. дебиты выноса воды из обводненных скважин в большинстве случаев невысокие - до 5 м³/сут.

Механизм обводнения скважин и залежи на ОНГКМ сочетает в себе вертикальное внедрение воды с последующим ее горизонтальным растеканием. Сначала к скважине происходит вертикальное конусообразное подтягивание воды по трещинам, потом ее ствол постепенно заполняется водой, после чего поступление газа прекращается, а вода из ствола ветвеобразно перемещается по трещинам в направлении соседних работающих газом скважин.

Внедрившееся в залежь количество пластовой воды составляет всего 1,16 %.

Наиболее обводненным является II эксплуатационный объект в зонах УКПГ-1, 2, 3, 6, 7, 8, 12. При сравнении количества воды, вошедшей в залежь, с первоначальным газонасыщенным поровым объемом II объекта в целом (5313742,7 тыс.м³) и в зонах наиболее обводненных УКПГ (3949501,6 тыс.м³) получится соотношение 1,16 % в первом случае и 2,15 % - во втором.

Все эти сопоставления указывают на то, что обводненный объем пород фактически водонасыщен очень незначительно и в нем сосредоточено еще большое количество газа, который следует отбирать в блоках пород между обводненными скважинами.

В зоне развития малой депрессионной воронки на востоке ОНГКМ, где одновременно разрабатывается I объект основной залежи и ассельская газонефтяная залежь, внедрение воды происходит в обе эти залежи. Площадь малой воронки в отрисованных границах составляет 243 км², реагирующий объем воды в водонапорной системе в ее пределах - 12150 млн.м³, а среднее снижение пластового давления в водонапорной системе оценивается в 0,15 МПа. Отсюда внедрившееся количество пластовой воды на УКПГ-10 составляет 364,5 тыс.м³.

Добытые объемы пластовой воды из I объекта основной залежи (39,72 тыс.м³) и из ассельской залежи (38,1 тыс.м³) на УКПГ-10 практически равны. Поэтому суммарно подсчитанное количество воды, внедрившейся в зону УКПГ-10, делится поровну между этими объектами и считается, что в каждый из них вошло по 182 тыс. м³ пластовой воды.

1.6 Устойчивость пород к разрушению

Устойчивость горных пород в призабойной зоне зависит от глубины и условия залегания пласта воздействия бокового и горного давлении, физико-механических свойств пород, свойств насыщающих пород жидкостей и газа, величины депрессии, условий вскрытия, освоения и эксплуатации пласта, скорости потока в призабойной зоне и др.

При изменении давления и температуры изменяются физические, емкостные и фильтрационные свойства горных пород. Эти изменения в ряде случаев существенно влияют на показатели разработки газовых и газоконденсатных месторождений и на технологический режим эксплуатации скважин. Встречаемые на практике газоносные коллектора по прочностной характеристике настолько разнообразны, что до настоящего времени нет единой методики, позволяющей определить допустимую депрессию на пласт в условиях его разрушения.

Это обстоятельство требует экспериментального определения допустимой депрессии на каждом месторождении по каждому газоносному пропластку, вскрытому отдельно или совместно с другими.

Главная трудность заключается в том, что проведение экспериментов для определения допустимой депрессии не всегда возможно, так как иногда отбор представительных проб керна без нарушения истиной характеристики пород практически невыполнимы

Ниже приводится условная градация пород А. А. Шахназарова по величине градиентов давления, вызывающих разрушение:

- неустойчивые породы, которые при размокании переходят в состояние текучести. Такие породы разрушаются без приложения внешней нагрузки до 0,005 МПа/см;

- слабоустойчивые породы, разрушающиеся при градиентах давления от 0,005 до 0,1 МПа/см;

- среднеустойчивые породы, разрушающиеся при градиентах давления от 0,1 до 0,15 МПа/см;

- устойчивые породы, разрушающиеся при градиентах давления свыше 0,15 МПа/см.

Газоносные коллектора УКПГ-8 представлены карбонатными породами и относятся к устойчивым породам. Однако можно предположить, что за период эксплуатации происходит частичное разрушение призабойной зоны Подтверждение этому - уменьшение глубины забоя скважин. Происходит это из-за превышения допустимой депрессии на пласт [1].

1.7 Состав и свойства пластовой смеси, добываемой в зоне дренирования УКПГ-8

Компонентный состав природного газа, взятый из разведочных скважин в зоне УКПГ-8 (по годам) представлен в таблице 1.3, состав нестабильного и стабильного конденсата и групповой углеродный состав в таблице 1.4 и таблице 1.5.

Анализируя величины состава добываемого газа в процессе разработки можно сказать, что текущий состав газа становится легче. Количество метана СН₄ увеличилось с 83,76 % до 85,20 %. Количество тяжелых углеводородов С₅+B снизилось с 1,82 % до 0,628 %.

Таблица 1.3 - Компонентный состав природного газа по зоне УКПГ-8

Год	Состав в мольных долях, %
	CH4	C2H6	C3H8	iС4Н10	nС4Н10	C5+B	N2	H2S	CO2
1974	83.76	3.8	1.66	0.32	0.62	1.82	5.77	1.76	0.58
1988	84.57	3.84	1.70	0.30	0.59	1.15	5.58	1.70	0.60
2000	84,75	4,195	1,759	0,330	0,590	0,979	5,294	1,472	0,612
2005	85,09	4,201	1,737	0,296	0,556	0,705	5,335	1,470	0,614
2011	85,20	4,204	1,718	0,273	0,533	0,628	5,361	1,468	0,616

Таблица 1.4 - Состав нестабильного конденсата и стабильного (дегазированного)

Компоненты	Нестабильный сырой конденсат	Дегазированный стабильный конденсат
	Молярная доля (%)	Массовая доля (%)	Молярная доля (%)	Массовая доля (%)
Метан СН4	15,11	3,08	-	-
Этан С2Н6	4,32	1,69	-	-
Пропан С3Н8	6,48	3,67	3,12	1,42
Изобутан iC4H10	2,78	2,28	2,94	1,76
Нормальный бутан nC4H10	10,49	10,33	10,73	6,43
Пентан + высш. С5Н12 + высш.	54,95	75,27	80,76	88,48
Двуокись углерода C02	0,62	0,4	-	-
Азот N2	0,93	0,3	-	-
Сероводород H2S	2,78	1,29	0,03	0,01
RHS	1,54	1,69	2,42	1,9
Всего	100	100	100	100

Таблица 1.5 - Групповой углеводородный состав

Температурные пределы отбора фракций, (°С)	Массовая доля выхода фракций на конденсат, (%)	Массовая доля углеводородов (%)
		метановых	нафтеновых	ароматических
60-95	22.1	69.1	20.9	10.0
95-120	17.3	44.2	30.4	25..4
120-150	18.5	57.8	20.1	22.1
Выше 150	12.0	78.7		21.3
НК-50	78.9	79.0		21.0

1.8 Емкостные и фильтрационные свойства залежи

На основании изучения керна, данных промысловой геофизики и бурения можно сделать вывод, что строение продуктивной толщи очень сложное.

Продуктивная толща сложена карбонатными породами с различными коллекторскими свойствами, различными как по площади месторождения, так и по разрезу.

По внешнему виду газоносный массив месторождения сложен толщей светло-серых, серых, темно-серых и черных известняков с прослоями доломитизированных известняков и доломитов мощностью от 1 до 2 м. Прослои глин мощностью от 1 до 1,5 м. встречаются в кровле среднего и верхнего карбона, выше по разрезу встречены отдельные линзы и очень тонкие прослои глин.

Продуктивная толща сложена массивными, плитчатыми и тонкоплитчатыми, песчаниковыми и ракушниковыми карбонатными породами. В разрезах многих скважин установлены зоны развития закарстовых песчаниковых пород разрушенных до пескообразной массы и зоны дробления. Мощность плитчатых пород изменяется от нескольких сантиметров до 10 м. Мощность пород массивной структуры от 2 до 30 м. Песчаниковые породы во многих скважинах представлены мощными пластами от 30 до 70 м.

В отложениях ассельского яруса и верхнего карбона мощность ракушниковых песчаниковых часто достигает от 60 до 80 м.

Весьма характерна для карбонатного массива сильная трещиноватость пород. Есть в керне открытые трещины, по которым видны интенсивные выделения пузырьков газа и конденсата. Визуально в керне видны и минеральные трещины, заполненные кальцитом, битумом, глиной, толщина таких трещин от 0,5 до 1 см. Между этими двумя видами трещин часто встречается переход из одних в другие. Существуют сети трещин, которые способствуют сообщаемости отдельных пластов, что является благоприятным фактором обеспечивающим гидродинамическую связь всей продуктивной толщи.

Мощная тысячеметровая галогенная толща кунгурского яруса является надежной покрышкой для месторождения.

Для подсчета запасов принято считать, что весь разрез продуктивных отложений является газонасыщенным (кроме прослоев глин, суммарная мощность которых составляет от 8 до 10 м). В продуктивной толще ОГНКМ по данным исследований каменного материала выделяются четыре основных типа коллекторов:

- поровый;

- кавернозный (смешанный порово-трещиноватый);

- низко поровый (порово-трещиноватый);

- трещиноватый.

При подсчете запасов продуктивный разрез разделен на два типа коллекторов: поровый и трещиноватый.

Основной тип коллектора, встречающийся по всему продуктивному разрезу и площади месторождения - поровый.

Максимальная суммарная мощность коллекторов порового типа приурочена к центральной части месторождения (ассельскому ярусу и среднему карбону). Каналами фильтрации и основной емкостью содержащей запасы пластового флюида является межзернистая пористость. Нижний предел пористости 6 %, нижний предел проницаемости принят 0,1·10^-15 м². Коллекторские свойства изменяются в широких пределах, преобладают размеры пор от 0,01 до 0,5 мм. Средний коэффициент для коллекторов порового типа составляет 0,123. Поровые коллекторы составляют 35 % от газонасыщенного объема. Газонасыщенность порового коллектора принята 0,65.

К трещиноватому типу коллекторов относится остальная часть основной залежи, газонасыщенность принята равной 1, средний коэффициент пористости принят равным 0,004.

Сочетание геологических факторов: детальное изучение литотипов пород по разрезу и корреляции по площади; неравномерность распределения пластового давления, широкое варьирование продуктивности, неравномерность отработки по этапу газоносности, позволило определить, что фильтрационно-емкосные характеристики слагающих отложений различны по разрезу залежи.

Разные продуктивные характеристики объектов требуют индивидуальные подходы к вопросам интенсификации добычи газа.

Характеристика эксплуатационных объектов ОНГКМ показана в таблице 1.6

Таблица 1.6 - Характеристика эксплуатационных объектов ОНГКМ

Параметры	I объект	II объект	III объект
Площадь, км2 Пористость, % Проницаемость, 10-15м2 Общая мощность, м Эффективная мощность, м	1215 12,3 2,3 75,5 12,3	728 12,6 15,0 57,0 23,2	463 11,4 20,5 121,4 34,0

Худшие продуктивные свойства имеют артинские отложения по сравнению с продуктивными отложениями сакмары и карбона, это низкая проницаемость коллекторов при отсутствии ощутимых различий по пористости. Для них характерна тонкопористая структура пространства, повышенная нефтенасыщенность, сульфатизация и доломитизация пород. Как следствие скважины, работающие на эти отложения, имеют низкие дебиты при высокой депрессии. Следующей особенностью, ухудшающей коллекторские свойства, является наличие остаточной нефти и битумов в поровом пространстве коллекторов.

1.9 Запасы газа и конденсата

Подсчет запасов газа, конденсата и сопутствующих компонентов основной газоконденсатной залежи проводился неоднократно. Запасы газа утверждены ГКЗ СССР в 1981 г. Последний подсчет запасов проведен в 1995 году Оренбургским территориальным геологическим управлением и производственным объединением «Оренбурггазпром».

Утвержденные запасы составили:

- сырого газа - 1815 млрд.м³;

- сухого газа - 1781 млрд.м³;

- конденсата - 137,240 млн. тонн;

- извлекаемого конденсата - 96,736 млн. тонн;

- принятый коэффициент извлечения - 0,71.

Дренируемые запасы по УКПГ и по ОНГКМ в целом на протяжении ряда лет определяются двумя способами:

- как сумма удельных (объёмов) дренируемых запасов скважин;

- по зависимости приведенного средневзвешенного пластового давления в зоне от суммарного накопленного (объёма) отбора.

По проведенным в настоящее время расчетам дренируемые запасы ОНГКМ оцениваются в интервале от 1471 млрд.м³ до 1595 млрд.м³ [2].

2. Анализ результатов газогидродинамических исследований скважин

2.1 Газогидродинамические исследования скважин

Газогидродинамические исследования скважин включают в себя комплекс взаимосвязанных методов, отличающихся теоретической основой, технологией и техникой исполнения. По данным этих исследований определяют следующие параметры: геометрические характеристики залежи; коллекторские и фильтрационные свойства пласта, их изменение по площади и разрезу пласта, а также стволу газовой скважины; гидродинамические и термодинамические условия в стволе скважины в процессе эксплуатации; изменение фазовых состояний при движении природного газа в пласте, стволе скважины и наземных сооружениях в процессе разработки месторождения (залежи); условия скопления и выноса жидкости и твердых примесей с забоя скважины, эффективность их удаления; последствия процесса коррозии, степень и характер его изменения при исследовании и эксплуатации скважин, в продукции которых содержатся агрессивные компоненты; технологический режим работы скважин с учетом имеющихся ограничений ее производительности.

На разных этапах изученности и освоения месторождения требования, предъявляемые к газогидродинамическим исследованиям, различны. В целом исследования скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях делятся на первичные, текущие и специальные.

Первичные исследования проводятся во всех разведочных и эксплуатационных скважинах, составляют начальную гидродинамическую основу и проводятся для определения параметров и продуктивной характеристики пласта, оценки добывных возможностей скважины и обоснования выбора технологического режима работы скважины. Текущие исследования проводятся на эксплуатационных скважинах в процессе разработки месторождения, их основной задачей является получение необходимой исходной информации для анализа и контроля за разработкой. Специальные исследования проводятся для определения параметров, обусловленных конкретными условиями месторождения.

С учетом существующих технологий проведения газогидродинамических исследований, выделяют две группы исследований: исследования при установившемся (стационарном) режиме фильтрации газа (метод установившихся отборов) и при неустановившемся (нестационарном) режиме фильтрации газа. Под установившимся режимом фильтрации газа понимают такие условия движения флюида в пласте, при которых изменение давления и дебита в течение определенного промежутка времени существующими контрольно-измерительными приборами не фиксируется.

Исследования скважин при неустановившемся режиме фильтрации газа отличаются меньшим временем и затратами на его проведение. При этом виде исследований можно получить сведения о фильтрационных характеристиках пласта, оценить степень гидродинамического совершенства скважины и фильтрационно-емкостные свойства удаленных от прискважинной зоны участков пласта.

2.2 Подготовка скважины к газогидродинамическим исследованиям

Подготовка скважины к газогидродинамическим исследованиям обусловливается назначением исследования (первичное, текущее, специальное) и объемом требуемой информации; геологическими особенностями залежи, характеристикой пористой среды и получаемой продукции (наличие значительного количества конденсационной воды, конденсата, фильтрата бурового раствора, агрессивных компонентов в составе газа, возможность разрушения призабойной зоны, образование гидратов в стволе скважины в процессе исследования, подтягивание конуса подошвенной воды); конструкцией скважины и применяемых глубинных приборов; степенью освоения месторождения (наличие наземных коммуникаций по сбору и осушке газа).

Перед исследованием скважины, вышедшей из бурения, необходимо освоить ее, не допуская при этом образования на забое песчано-глинистой пробки. В условиях возможного разрушения пласта и подтягивания конуса подошвенной воды создание больших депрессий на пласт не допускается. Необходимо продуть скважину, в процессе осуществлять контроль за выносом примесей в потоке газа с помощью сепарационных установок.

Оборудование устья скважины для проведения газогидродинамических исследований в зависимости от стадии освоения месторождения, их цели и назначения, характеристики залежи проводится в основном по двум схемам, представленным на рисунках 2.1 и 2.2.

Устье скважины, не подключенной к промысловому газосборному пункту, перед газогидродинамическим исследованием оборудуется лубрикатором, образцовыми манометрами, сепаратором, измерителем расхода, термометрами и выкидной линией для факела (рисунок 2.1).

Наиболее распространенная схема обвязки устья скважин, подключенных к промысловому газосборному пункту, предусматривает индивидуальное исследование каждой из них. Такая схема (рисунок 2.2) требует оборудования устья скважины лишь лубрикатором, образцовыми манометрами, термометрами и подключения скважины к исследовательской линии. Расход газа определяется по данным расходомера, установленного на исследовательской линии. Большинство газогидродинамических исследований проводится в скважинах, подключенных к промысловому газосборному пункту. Основное преимущество подключенных скважин - возможность проведения исследовательских работ без выпуска газа в атмосферу.



1 - скважина; 2 - фонтанная арматура; 3 - лубрикатор; 4 - исследовательский автомобиль с лебедкой; 5 - сепаратор; 6 - емкость для замера объёма жидкости; 7- измеритель расхода газа (ДИКТ); 8 - факельная линия; 9 - манометры;10 - термометр; 11 - глубинный прибор; 12 - крепление выкидной линии;13 - линия ввода ингибитора

Рисунок 2.1 - Оборудование устья скважины, не подключенной к газосборному пункту

1 - фонтанная арматура; 2 - манометры; 3 - термометры; 4 - емкости для жидких и твердых примесей; 5 - опоры; 6- сепаратор (трубный); 7 - измеритель расхода газа; 8 - линия вводаингибитора; 9 - факельная линия

Рисунок 2.2 - Оборудование устья скважины, подключенной к газосборному пункту

Однако при исследовании с выпуском газа в газопровод разница между пластовым и устьевым (после сепаратора) давлениями должна компенсировать потери давления при движении газа в пласте до забоя, по стволу скважины, а также потери в сепараторе на всех режимах исследования. В некоторых случаях, когда скважины вскрывают пласты с низким давлением, и практически на всех месторождениях на завершающей стадии их разработки, исследования с выпуском газа в газопровод встречают определенные трудности. Это связано с тем, что небольшая разница между давлением в газопроводе и устьевым давлением после сепаратора ограничивает число режимов исследования. С целью обеспечения достаточного диапазона изменения устьевого давления на общей схеме оборудования скважины, подключенной к газосборному пункту, предусмотрена факельная линия для проведения части исследований с выпуском газа в атмосферу.

2.3 Исследование скважин при установившихся режимах фильтрации газа

Исследование газовых и газоконденсатных скважин при установившейся фильтрации газа, часто называемое методом установившихся отборов, базируется на связи между установившимися забойными (устьевыми) давлениями и дебитом газа на различных режимах. Данное исследование является основным методом получения информации о текущем состоянии скважины и ее призабойной зоны. На основе результатов исследования оценивается продуктивная характеристика скважины, ее потенциальные возможности по добыче углеводородного сырья, а также определяются условия безгидратной и безводной эксплуатации, величина максимальной допустимой депрессии на пласт, температурный режим работы скважины.

Абсолютно установившегося режима фильтрации газа (газоконденсатной смеси) в пласте не существует. Однако, с определенной условностью, фильтрацию газа в некоторых случаях можно считать установившейся. В реальных условиях за установившийся приток газа к скважине можно принять такой приток, при котором изменение давления и дебита в течение определенного промежутка времени существующими контрольно-измерительными приборами не фиксируется. Поэтому в промысловых условиях наступлением установившегося режима фильтрации считается момент, начиная с которого измеряемый параметр перестает изменяться.

2.3.1 Технология исследования скважины при установившихся режимах фильтрации

Для установления связи между установившимися забойными (устьевыми) давлениями и дебитом газа на различных режимах с целью определения зависимости дебита газа от депрессии на пласт и давления на устье; изменения забойного и устьевого давлений и температур от дебита скважин; коэффициентов фильтрационного сопротивления; количества выносимых жидких и твердых примесей на различных режимах; условий разрушения призабойной зоны, накопления и выноса твердых и жидких частиц с забоя скважины; технологического режима работы скважин с учетом различных факторов; коэффициента гидравлического сопротивления труб; эффективности ремонтно-профилактических работ (интенсификация, крепление призабойной зоны, дополнительная перфорация, установка мостов, замена лифтовых труб) - проводятся исследования скважин при установившемся режиме фильтрации газа.

Исследование проводится в соответствии с заранее составленной про-граммой работ. В зависимости от обустройства промысла подготавливают соот-ветствующие приборы и оборудование и монтируют их на скважине согласно схемам, показанным выше на рисунках 2.1, 2.2.

Технология исследования скважины при установившемся режиме фильтрации предусматривает, что перед началом исследования давление на устье скважины должно быть статическим. Как правило, исследование проводится начиная от меньших дебитов к большим (прямой ход). Скважину следует пускать в работу с небольшим дебитом до полной стабилизации давления и дебита. Первая точка индикаторной линии фиксируется тогда, когда давление и дебит скважины на данной диафрагме (шайбе, штуцере) не изменяется во времени. Процесс стабилизации давления и дебита непрерывно регистрируется и полученное давление используется для определения параметров пласта.

После проведения соответствующих замеров давления на забое, на устье (в лифтовых трубах), в затрубном и межтрубном пространствах и температуры в необходимых точках, дебитов газа, жидкости и количества твердых частиц скважину закрывают. Давление в скважине начинает восстанавливаться. Процесс восстановления устьевого давления до статического также фиксируется непрерывно, что позволяет при соответствующей обработке определить параметры пласта по кривой восстановления давления (КВД).

Полный цикл изменения давления во времени на одном режиме показан на рисунке 2.3.

Исследование скважин проводится не менее чем на 5-6 режимах прямого и 2-3 режимах обратного хода. На всех режимах необходимо соблюдать условия, выполненные на первом режиме, и провести аналогичные замеры давления, температуры, дебита газа, жидкости и твердых частиц. Весь процесс снятия индикаторной линии при установившихся режимах фильтрации газа показан на рисунке 2.4.

Желательно, чтобы один из режимов обратного хода был с наименьшим дебитом для качественной оценки наличия жидкости на забое, вынос которой был затруднен на режимах прямого хода.

При наличии пакера в затрубном пространстве и значительного количества влаги в потоке газа определение забойного давления по давлению на устье приводит к существенным погрешностям.



Рисунок 2.3 - Полный цикл изменения давления во времени на одном режиме исследования

Рисунок 2.4 - Типовая последовательность исследований скважины при установившемся режиме фильтрации

В этом случае следует пользоваться глубинным манометром с местной или дистанционной регистрацией забойного давления на различных режимах. Для скважины с чистым забоем забойное давление можно определить расчетным путем.

При возможном образовании столба жидкости в скважине, расчетное забойное давление по замерам на устье определяется приближенно, поэтому необходимо пользоваться глубинным манометром.

Если скважина перед началом исследования работала, то следует ее закрывать для восстановления давления до статического, затем измерить давление, температуру с целью определения пластового давления.

В разведочных и эксплуатационных скважинах достоверность получаемых результатов существенным образом зависит от конструкции скважины и забойного оборудования. Полный цикл исследования при установившемся режиме фильтрации газа можно осуществить лишь при всестороннем использовании существующих средств для исследования скважин.

Поэтому на месторождениях со значительной толщиной и неоднородностью продуктивного разреза в неизученных частях залежи в отдельных разведочных и эксплуатационных скважинах лифтовые трубы следует спускать до кровли пласта.

В проекте разработки месторождения, в зависимости от характеристики пористой среды, для текущих и специальных исследований, должно быть предусмотрено выделение специально оборудованной группы скважин, в которых глубина спуска лифтовых труб, оборудование забоя клапанами-отсекателями не препятствует проведению дебитометрии, термометрии и других глубинных контрольно-измерительных работ [3].

2.4 Расчет коэффициентов фильтрационного сопротивления

Коэффициенты фильтрационного сопротивления характеризуют физические свойства газа, фильтрационные свойства пористой среды пласта и геометрические параметры фильтрации. Значение коэффициентов фильтрационных сопротивлений используются при проектировании, анализе разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

Они зависят от:

- состава газа, фазовых переходов в процессе испытания и эксплуатации скважин, свойства газа и газоконденсатной смеси;

- законов фильтрации;

- механических, емкостных и фильтрационных свойств пористой среды и анизотропии пласта;

- продолжительности процесса испытания на отдельных режимах;

- термобарических параметров пористой среды и газа;

- конструкции скважины и степени совершенства вскрытия пласта;

- газонасыщенности;

- наличия корки промывочного раствора на стенках забоя скважины и др.

Теоретически коэффициенты А и В должны быть представлены в виде

( 2.1)

(2.2)

При изменении пластового давления коэффициенты фильтрационного сопротивления изменяются в зависимости от изменения значений вязкости, коэффициента сверхсжимаемости, а также коэффициента проницаемости пласта, и макрошероховатости пласта т. е. k(P_пл) и l(P_пл).