Анализ текущего состояния разработки Новоуренгойского месторождения

Так в скважине №1-15-01 в период с декабря 2009 года по сентябрь 2010 профиль притока изменился не значительно, суммарная работающая мощность пласта в 2009 году составляет 19,9 м.

В 2009 году при исследованиях была зафиксирована остановка приборов в интервале перфорации на отметке 3784,6, в 2010 году геофизический прибор полностью прошел интервал перфорации и остановился на отметке 3789,6, т.е. в результате работы скважины за 9 месяцев произошла отчистка ствола скважины, и уровень текущего забоя понизился на 5 метров.

В скважине №1-15-03 промыслово-геофизические исследования провели до и после гидравлического разрыва пласта, это дало возможность детально проанализировать динамику работающих мощностей.

В ноябре 2009 года работал интервал глубин 3974-3983 м, суммарная работающая мощность пласта составила 9.0 м (42.8%) из 21.0 м перфорированных, 12.0 м (57.2%) перфорированной мощности в притоке не участвуют.

В декабре 2009 года после ГРП, по комплексу методов отмечен приток в интервале глубин 3962.0 - 3982.2 м. Суммарная работающая мощность пласта составила 14.4 м (68.6%) из 21.0 м перфорированных. 6.6 м (31.4%) перфорированной мощности в притоке не участвуют. По выполненному комплексу ГИС выше фильтра перфорации, в интервале глубин 3927-3962 м отмечаются признаки слабого заколонного перетока.

Дополнительно в данной работе были проанализированы исследования, проведенные до гидравлического разрыва пласта и после в скважинах №1-13-03, №1-21-03, №1-21-04 Новоуренгойского лицензионного участка в 2006-2008 гг.

В скважине 1-13-03, при проведении комплекса по определению профиля притока в сентябре 2008 года, остановка прибора зафиксирована в интервале перфорации (3850-3988м) на глубине 3932м. По результатам исследований мощность работающего интервала составила 17 метров. После этого 31.10.2008 на скважине был проведен гидравлический разрыв пласта. Повторные исследования по определению профиля притока проводились в августе 2008 года, по результатам которых, работающая мощность пласта составила 87,6 метра, прибор дошел до глубины 3937,6 метра.

В скважине 1-21-03 в ноябре 2008 года, при проведении ПГИ остановка прибора зафиксирована в интервале перфорации 3937 - 4094м, на глубине 4059,6м, работающая мощность пласта составила 18,4 метра. 30.11.2006 на скважине проведен ГРП, затем в январе 2007 года проведены повторные исследования по определению профиля притока. Остановка прибора зафиксирована на глубине 4065, работающая мощность пласта - 76 метров. Так же в связи с недостаточной отработкой скважины после проведения ГРП, выносом жидкости (примеси) различной плотности из интервала фильтра 4014-4065м определить характер работы пластов-коллекторов ниже гл.4014м оказалось затруднительно. В августе 2008 года провели дополнительные промыслово-геофизические исследования. Остановка прибора была зафиксирована в интервале перфорации на отметке 4032,6, что на 32,4 м выше зафиксированной в 2007 году.

В скважине 1-21-04 Новоуренгойского лицензионного участка исследования по ОПП проведены 06.12.2006, прибор остановился на глубине 3987,4 м (интервал перфорации 3604,8-3689м). Работающая мощность в исследованном интервале пласта составила 53,4м. В декабре 2008 года на скважине провели ГРП, объем закачанного в пласт проппанта 148,8 тонн. После проведения ГРП, были проведены повторные исследования по определению работающих интервалов пласта, прибор дошел до глубины 3681м, мощность работающего интервала составила 76,2 метра.

3.3 Анализ эффективности применяемых ГТМ

В период с 2008-2010 г. на ЛУ ЗАО «Роспан Интернешнл» проведено 20 операций ГТМ. Все проведенные на ЛУ ГТМ представлены операцией ГРП. ГРП является одним из эффективных методов интенсификации притока пластового флюида. Основными факторами, обеспечивающими рост коэффициента продуктивности скважин после ГРП, являются увеличение эффективного радиуса скважины, вовлечение в разработку всей продуктивной толщи пласта вследствие глубокого проникновения в пласт и приобщения к эксплуатации максимального числа продуктивных прослоев.

Ниже представлен график, характеризующий внедрение данного метода на Новоуренгойском ЛУ ЗАО «Роспан Интернешнл», охватывающий весь период разработки.

Рисунок 3.14 Внедрение метода ГРП на ЛУ ЗАО «Роспан Интернешнл»

Эффект ГРП оценивается приростом коэффициента продуктивности скважины. Коэффициент продуктивности определяется на основании проведенных газодинамических исследований. Таким образом, анализ эффективности применяемых ГТМ сводится к сравнению коэффициентов продуктивности до и после проведенной операции. В случае ЗАО «Роспан Интернешнл», когда эксплуатация ведется в условиях ограничения сдачи УВ необходимо оценить прирост КГФ от ГРП при постоянном уровне добычи газа по отдельным скважинам. Оценить эффективность ГТМ без исследований скважины на продуктивность до и после стимуляции невозможно.

Анализ эффективности ГТМ по скважине № 1-15-01 Новоуренгойского ЛУ

Визуально анализируя рисунок 3.15 нормализованный диагностический график записи КВД до и после ГРП, необходимо отметить ряд факторов косвенно указывающие на эффективность проведенного мероприятия:

Рисунок 3.15 Диагностический график записи КВД на скважине до и после ГРП

· ВСС (влияние ствола скважины) - уменьшение времени влияния в случае скважины с ГРП;

· Уклон индикаторных прямых - ј в скважине с ГРП. Такой уклон характеризует более высокую проводимость трещины.

Интерпретация диагностических кривых также указывает на эффективность мероприятия с точки зрения повышения гидродинамических параметров призабойной части продуктивного пласта и созданной трещины ГРП, но не позволяет оценить продуктивность скважины. Необходимо отметить, что интерпретация КВД до ГРП по скважине № 1-15-01 указывает на модель скважины с ГРП конечной проводимости, но на момент записи КВД ГРП проведен не был. Лучшая сходимость аналитической модели с фактическими данными КВД происходит именно при выборе этой модели. Возможно, трещина в призабойной зоне имеет техногенную природу, образование которой произошло в момент бурения продуктивной части пласта на тяжелых растворах. Вероятно, при неправильном подборе плотности бурового раствора, оказано чрезмерное давление на пласт, как следствие произошел разрыв породы и образование трещины. В таблице 3.8 представлено сопоставлении результатов интерпретации КВД до и после ГРП.

Таблица 3.8

Сопоставление результатов интерпретации КВД до и после ГРП по скважине №1-15-01

Результаты интерпретации явно указывают на рост гидродинамических параметров таких как kh, скин, полудлина трещины, проводимость.

В ходе анализа проведенных ГТМ были сделаны следующие выводы:

· Отсутствие газодинамических исследований до и после проведенного ГТМ не позволяют сделать вывод об их эффективности. В период с 2006 г. по 01.10.2008 г. выполнено 20 ГТМ (ГРП). Оценить эффективность ГТМ можно по двум из них. Рекомендуется выполнять исследование до и после ГТМ. Такая рекомендация продиктована руководящим документом по этапности и комплексированию выполнения гидродинамических исследований 2002 года. Рекомендация отвечает не только нормам РД, её выполнение оказывает существенное влияние при выборе скважин-кандидатов на интенсификацию.

· По оцененной скважине № 2-05-03 отмечается позднее время проведения исследований после ГРП (6 месяцев). Столь длительный интервал между ГРП и исследованием, возможно, сказывается на величине оценки эффективности мероприятия. Как показывает анализ проведенных исследований скважин за 5 лет эксплуатации, (глава 2.2), рост продуктивности обусловлен увеличением гидродинамических параметров (снижение депрессии). Вероятно, это связанно с длительным периодом очистки призабойной зоны скважины. Таким образом, для того чтобы оценить период очистки скважин и выход ее на потенциально возможный режим работы с точки зрения продуктивности для созданной трещины, необходимо проводить исследования по следующей схеме:

1) Непосредственно перед ГРП (за 1-2 недели до ГРП) - приоритетное исследовании;

2) Непосредственно после ГРП (в течение первого месяца после ГРП) - приоритетное исследование;

3) Через шесть месяцев после ГРП - приоритетное исследование;

4) Через год после ГРП;

5) Через два года после ГРП;

6) Через три года после ГРП.

· Проведенный анализ указывает на высокую эффективность мероприятия ГРП. После проведенной операции продуктивность скважины 1-15-01 выросла 6,65 раз а скважины № 2-05-03 в 8,07 раз

· Обе скважины до ГРП, основываясь на интерпретации данных КВД, имели трещины в продуктивной части пласта, природу образовании этих трещин установить невозможно. Предположительно трещины имеют техногенную природу образования, что ранее оговаривалось в настоящей главе. Если говорить о техногенной природе образования трещин, то их наличие негативно сказывается при определении продуктивности по данным исследований на продуктивность. В результате проведенных исследований на таких скважинах невозможно оценить реальные свойства пласта, а в дальнейшем дать оценку эффекта интенсификации.

Основные выводы и рекомендации:

· Уровень добычи по пласту Ач_3-4 на 1.01.2011 г.: газа - 0,97445 млрд. м³ , ожидаемый на конец 2008 года - 1,231 млрд. м³, что на 7 % ниже проектного значения - 1,325 млрд. м³; конденсата - 181,5 тыс. т., ожидаемый уровень на конец 2008 года - 225,4 тыс. т., что на 11,3 % ниже проектного показателя - 254,4 тыс. т.

· Накопленная добыча с начала разработки на 1.01.2011 г. по двум лицензионным участкам ЗАО «Роспан Интернешнл» составила 17,535 млрд. м³ газа, на конец 2008 года ожидаемая добыча составит 18,132 млрд. м³, что на 3,16 % выше проектной величины - 17,5765 млрд.м³ газа.

· Проектный фонд скважин реализован на 82,6%. Действующий фонд переходящих скважин по обоим ЛУ составляет 38 скважин, по проекту было запланировано 46 скважин. Проектом был предусмотрен ввод в эксплуатацию четырех новых скважин из бурения, на 1.01.2011 г. введено 4 скважины на Новоуренгойском ЛУ (№1-15-01, №1-15-02, №1-15-03, №1-15-04). Две скважины №2-21-02, №2-21-03 были переведены в наблюдательный фонд с 30.09.2008 года для отслеживания энергетического состояния разрабатываемого объекта на данном участке.

· Снижение уровня средних устьевых давлений по пласту Ач_3-4 в 2010 году по сравнению с уровнем 2009 года объясняется тем, что фактические отборы газа и конденсата ЗАО «Роспан Интернешнл» в 2009 году были ограничены квотой на доступ в газотранспортную сеть ОАО «Газпром». Фактический уровень добычи по пласту Ач_3-4 Новоуренгойского ЛУ составил 255,8 млн. м³, а проектный уровень - 1433 млн. м³. В связи с этим при снижении уровня отборов в 2009 году произошло уменьшение величины депрессии на пласт и, как следствие, увеличение уровня средних устьевых давлений. В 2010 году увеличение уровня отборов привело к увеличению депрессии и, соответственно, снижению уровня средних устьевых давлений.

· Для детального анализа профиля притока, оценки работающих мощностей, охвата трещины ГРП по вертикали (в случае предположения классического расположения трещины (вдоль ствола скважины)), и динамики текущего забоя необходимо проводить промыслово-геофизические исследования до и после намеченных геолого-технических мероприятий.

· Рекомендуем провести повторные исследования на скважинах 1-12-06, и 1-15-02, В скважине 1-12-06 перед исследованиями необходимо очистить забой методом «Койлтюбинг». Проведенные исследования в этих скважинах являются некондиционными из-за остановки прибора выше интервала перфорации.

· В скважинах, где прибор остановился в интервале перфорации, рекомендуется провести повторные исследования для отслеживания динамики текущего забоя. При наблюдении отрицательной динамики уровня текущего забоя необходимо провести операцию «Койлтюбинг» по очистке забоя, кроме скважины 1-15-01, по которой наблюдается самоочистка забоя за счет выноса продукта. Данный анализ поможет сформировать перечень дополнительных мероприятий по восстановлению забоя, и предотвращению его пересыпания. В настоящий момент ставить вопрос об обязательной искусственной очистке забоя преждевременно.

· Во вновь пробуренных скважинах рекомендуется проводить промыслово-геофизические исследования до ГРП и после, для оценки добывных возможностей, состояния призабойной зоны, положения забоя и оценки эффективности проведения ГРП.

ВЫВОДЫ

Целью настоящей работы являлся текущего состояния разработки, а также выбор и обоснование оптимальных геолого-технических мероприятий для интенсификации притока и увеличения конечной газоотдачи.

Основные выводы и рекомендации

В настоящее время на Новоуренгойском месторождении разрабатывается один пласт - Ач_3-4.

· Уровень добычи по пласту Ач_3-4 на 1.01.2011 г.: газа - 0,97445 млрд. м³ , ожидаемый на конец 2008 года - 1,231 млрд. м³, что на 7% ниже проектного значения - 1,325 млрд. м³; конденсата - 181,5 тыс. т., ожидаемый уровень на конец 2008 года - 225,4 тыс. т., что на 11,3% ниже проектного показателя - 254,4 тыс. т.

· Накопленная добыча с начала разработки на 1.01.2011 г. по двум лицензионным участкам ЗАО «Роспан Интернешнл» составила 17,535 млрд. м³ газа, на конец 2008 года ожидаемая добыча составит 18,132 млрд. м³, что на 3,16 % выше проектной величины - 17,5765 млрд.м³ газа.

· Проектный фонд скважин реализован на 82,6%.

· Снижение уровня средних устьевых давлений по пласту Ач_3-4 в 2010 году по сравнению с уровнем 2009 года объясняется тем, что фактические отборы газа и конденсата ЗАО «Роспан Интернешнл» в 2009 году были ограничены квотой на доступ в газотранспортную сеть ОАО «Газпром». Фактический

· Для детального анализа профиля притока, оценки работающих мощностей, охвата трещины ГРП по вертикали (в случае предположения классического расположения трещины (вдоль ствола скважины)), и динамики текущего забоя необходимо проводить промыслово-геофизические исследования до и после намеченных геолого-технических мероприятий.

· Рекомендуется провести повторные исследования на скважинах 1-12-06, и 1-15-02, В скважине 1-12-06 перед исследованиями необходимо очистить забой методом «Койлтюбинг». Проведенные исследования в этих скважинах являются некондиционными из-за остановки прибора выше интервала перфорации.

· В скважинах, где прибор остановился в интервале перфорации, рекомендуется провести повторные исследования для отслеживания динамики текущего забоя. При наблюдении отрицательной динамики уровня текущего забоя необходимо провести операцию «Койлтюбинг» по очистке забоя, кроме скважины 1-15-01, по которой наблюдается самоочистка забоя за счет выноса продукта. Данный анализ поможет сформировать перечень дополнительных мероприятий по восстановлению забоя, и предотвращению его пересыпания. В настоящий момент ставить вопрос об обязательной искусственной очистке забоя преждевременно.

· Во вновь пробуренных скважинах рекомендуется проводить промыслово-геофизические исследования до ГРП и после, для оценки добывных возможностей, состояния призабойной зоны, положения забоя и оценки эффективности проведения ГРП.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Отчет по НИР: «Единая технологическая схема залежей углеводородного сырья ачимовских отложений Уренгойского месторождения», ООО «ТюменНИИгипрогаз», Тюмень, 2011 г.

«Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений» (Приложение к приказу МПР РФ от 21.03.2007 г. № 61).

Краснова Т.Л., Курушина Е.В. Методическое указание по организационно-экономической части дипломных проектов студентов специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Тюмень, 2007 г.

Пермяков В.Н., Парфенов В.Г., Сивков Ю.В., Александров С.В., Никифоров А.С., Омельчук М.В. Методические указания к выполнению раздела «Безопасность и экологичность проекта» выпускной квалификационной работы студентами специальностей: 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», 130504 «Бурение нефтяных и газовых скважин», Тюмень, 2012 г.

Размещено на Allbest.ru