Разработка и исследование методов интенсификации выработки трудноизвлекаемых запасов нефтегазоконденсатных месторождений

На правах рукописи

ЖАРИКОВА НАИЛЯ ХАЛИМОВНА

РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ МЕТОДОВ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ВЫРАБОТКИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Тюмень – 2009

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий» ()

Научный руководитель - доктор геолого-минералогических наук

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

- кандидат технических наук

Ведущая организация -  Общество с ограниченной ответственностью добыча Уренгой»
( добыча Уренгой»)

Защита состоится 25 апреля 2009 года в 14.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при Тюменском государственном нефтегазовом университете, г. Тюмень, , ауд. 225.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре Тюменского государственного нефтегазового университета, 2а, каб. 32.

Автореферат разослан 25 марта 2009 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета

доктор технических наук, профессор

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Крупные залежи нефти и газа уже значительно истощены и поэтому требуется ввод в эксплуатацию ранее разведанных месторождений, имеющих сложное геологическое строение с трудноизвлекаемыми запасами сложного углеводородного состава. К таким относится Юрхаровское нефтегазоконденсатное месторождение, большая часть запасов углеводородов которого территориально приурочена к акватории Тазовской губы на территории Ямало-Ненецкого автономного округа. Для эффективного освоения подобных месторождений необходимы новые решения, например технологии добычи с применением горизонтальных скважин (ГС), которые позволяют увеличивать темпы отбора углеводородного сырья. Однако применение при этом постоянно действующей трехмерной геолого-гидродинамической модели для управления и контроля за разработкой осложняется в процессе наполнения модели фактическими параметрами (значения пластового и забойного давлений, реологических и физико-химических свойств пластовых флюидов и др.). Только получение достоверных данных о фильтрационно-емкостных и термобарических свойствах дренируемого пласта позволит вовлечь в разработку значительную долю запасов и достичь высоких темпов отбора углеводородного сырья. Поэтому обоснование эффективных проектных и технологических решений на основе математического моделирования необходимо осуществлять в комплексе с изучением промысловых особенностей сложных геолого-технических систем с использованием современных методов термодинамичсеких и гидрогазодинамических исследований и обработки промысловых данных.

Цель работы

Повышение эффективности выработки запасов углеводородного сырья путем создания методических приемов в области оперативного регулирования разработки горизонтальными скважинами месторождений со сложным геологическим строением и углеводородным составом.

Основные задачи исследований

1. Провести всесторонний анализ существующих методов проектирования, регулирования систем разработки и моделирования сложнопостроенных залежей углеводородов.

2. Усовершенствовать технологию проведения термодинамических исследований конденсатосодержащего пластового газа на PVT-установках с целью повышения достоверности оценки ресурсов конденсата и уточнения моделей пластовых флюидов.

3. Выявить особенности эксплуатации скважин Юрхаровского месторождения, изучить динамические физико-химические характеристики газа, конденсата и нефти и разработать алгоритм моделирования движения конденсатосодержащего газа к забою скважин.

4. С целью совершенствования системы контроля за разработкой месторождения провести анализ результатов газодинамических исследований газоконденсатных скважин увеличенного диаметра с горизонтальным окончанием и разработать методы их интерпретации.

5. Обосновать и апробировать научно-технические решения по рациональной разработке и обеспечению эффективного контроля за разработкой залежей, обеспечивающие интенсификацию и максимальное извлечение газа и конденсата.

Научная новизна выполненной работы

1. Установлено для условий Юрхаровского месторождения значение насыщенности порового пространства пласта выделившимся конденсатом (до 5 – 7 %) и обоснована технология вторичного извлечения конденсата переводом его в газовую фазу.

2. Научно обоснована модель притока конденсатосодержащего газа к забою скважины в условиях выпадения конденсата в призабойной зоне с учетом интегральных процессов массопереноса, исключением взаимного влияния подвижностей газа и конденсата, их влияния на характер распределения давления на пути от забоя моделируемой скважины до границ декартовой ячейки трехмерной газогидродинамической модели.

3. Теоретически обоснована и экспериментально доказана высокая эффективность разработки нефтегазоконденсатных залежей на истощение полукольцевой системой полого-направленных и горизонтальных скважин с балансировкой перетоков между секторами и обязательным условием сохранения нефтяных оторочек в неподвижном состоянии на протяжении начальных стадий разработки газоконденсатных участков месторождения.

Практическая ценность и реализация работы

1. Результаты аналитических и экспериментальных исследований использованы при реализации системы разработки Юрхаровского месторождения горизонтальными скважинами с отклонением забоя от устья более 4 км с увеличенным диаметром эксплуатационных колонн. Обеспечены вовлечение в разработку удаленных участков продуктивных пластов и увеличение темпа отбора пластового газа более 2 % в год.

2. Созданная цифровая геолого-технологическая модель Юрхаровского месторождения используется для проектирования, оперативного планирования и управления разработкой в - Юрхаровскнефтегаз».

Апробация результатов исследований

Результаты исследований доложены на: конференциях молодых ученых и специалистов ГАНГ им. (Москва, 1997, 1998 гг.); конференции РГУ нефти и газа им. , секция «Разработка нефтяных и газовых месторождений, бурение скважин» (Москва, 1999 г.); III конгресс нефтегазопромышленников России, секция «Проблемы нефти и газа» (Уфа, 2001 г.); конференции, посвященной 300-летию горного дела в России (ООО «ВНИИГаз», Москва, 2001 г.); научно-технической конференции «Проблемы и решения эффективной эксплуатации Уренгойского нефтегазового комплекса» (Москва, 2002 г.)., научно – технических советах ( гг.) и Института нефти и газа (2008 – 2009 гг).

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 9 печатных работах, в том числе 2 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Объем работы

Диссертационная работа изложена на 156 страницах машинописного текста, содержит 22 таблицы, 31 рисунок. Состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 84 наименований и двух приложений.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении дается обоснование актуальности выбранной темы диссертационной работы, сформулированы цель, задачи исследования, их научная новизна и практическая ценность.

В первом разделе выполнен анализ проблем проектирования и регулирования систем разработки нефтегазоконденсатных месторождений с применением моделей эксплуатационных объектов.

Проблемами рациональной разработки месторождений углеводородного сырья занимались , , , и другие. Предложено множество методов и рекомендаций по обоснованию рациональных режимов работы газовых и газоконденсатных скважин в зависимости от геологического строения месторождения, характеристик пористой среды и пластового флюида, конструкций скважин и ряда других факторов.

Выявлено, что проектировать и регулировать процесс разработки залежей углеводородного сырья сложного состава необходимо для единой системы «пласт – скважины – наземное оборудование – потребитель», реагирующей на изменение параметров работы его отдельных частей. Причем потенциал численных методов с применением газодинамического моделирования позволяет решать задачи эксплуатации нефтегазоконденсатных залежей с большим числом скважин, но часто значение текущей конденсатоотдачи отличается от прогнозируемого показателя, так как они имеют углеводородный состав пластовых флюидов. Поэтому моделирование разработки Юрхаровского месторождения системой горизонтальных скважин представляет процесс, требующий подготовки и обработки значительного объема информации о природных углеводородных системах.

Для оперативного планирования и управления разработкой в - Юрхаровскнефтегаз» используется модель месторождения, реализованная гидродинамическим симулятора ECLIPSE 100 (фирмы Schlumberger) с использованием дополнительных опций ECLIPSE 200 – «Наземные сети». Прогнозирование давлений и расходов в узлах модели системы сбора проводится совместно с газогидродинамическими расчетами в рамках всей системы «трехмерная фильтрационная модель – забой скважины – ствол скважины – газосборная сеть». Для построения подобных цифровых моделей с высокой степенью достоверности необходимы качественные результаты исследования фазовых превращений. В этой связи в работе изучены особенности подготовки базы данных для моделирования сложных углеводородных залежей.

Анализ результатов исследований парожидкостного равновесия многокомпонентных систем показывает, что расчетные параметры фазового состояния существенно отличаются от экспериментальных данных в области высоких давлений и температур. Поэтому необходимо научно – экспериментальное обоснование технологии термодинамических исследований конденсатосодержащего пластового газа. Только получение данных о дифференциальной и контактной конденсаций, давлении начала конденсации, фракционного состава смеси, коэффициента сверхсжимаемости, количества и состава конденсата обеспечат качественное отождествление моделируемой и реальной пластовой смеси.

В рамках реализации технологической схемы разработки Юрхаровского месторождения совместно со специалистами была предложена схема освоения месторождения с берега с Тазовской губы наклонно-направленными скважинами. Результаты бурения и освоения первых эксплуатационных скважин показали высокую продуктивность основного объекта разработки – пласта БУ1-2. На основе материалов сейсморазведки уточнены величины начальных запасов углеводородов, которые увеличились в 1,7 раза. Действующий фонд скважин в настоящее время составляет всего 19 единиц, пробуренных по проектной сетке (30 % от проектного фонда). В процессе их эксплуатации наблюдаются расхождения в проектных и фактических значениях отборов конденсата. Для расчета технологических показателей разработки величина потенциального содержания конденсата принята на уровне 98-102 г/м3, а по последним газоконденсатным исследованиям потенциал конденсата составляет 120-136 г/м3 в основных пластах. Следует отметить существенные расхождения между величинами проектных и фактических пластовых давлений. Результаты первых лет опытно - промышленной эксплуатации показали также, что без активного вовлечения в разработку удаленных участков продуктивных пластов темп годового отбора пластового газа не превысит 2,0 %. В этой связи, становится актуальной разработка системы размещения скважин с целью вскрытия труднодоступных продуктивных отложений.

Во втором разделе приводятся результаты экспериментальных и аналитических исследований факторов, влияющих на приток углеводородов к забоям добывающих скважин. Были использованы материалы по 29 поисково-разведочным и 16 эксплуатационным скважинам и результаты промысловых газоконденсатных исследований, проведенных в 12 разведочных скважинах и в 10 добывающих скважинах Юрхаровского месторождения. Выявлено, что осложняющим фактором разработки валанжинских и юрских залежей является наличие в структуре основной части запасов конденсатосодержащего газа (углеводороды группы С5+высшие).

Данные о составе пластового газа позволяют рассчитывать изменения фракционного состава добываемого флюида по мере падения пластового давления и проводить технологические расчеты его подготовки и переработки. Общепринятая методика определения его состава содержит методические погрешности, приводящие к систематическому занижению содержания С3-С4 и неконтролируемым ошибкам в определении содержания С5+. Совместно с ( и др.) предлагается новая технология проведения эксперимента дифференциальной конденсации контактно-дифференциальным способом (рисунок 1).

Рисунок 1 – Схема новой технологии дифференциальной конденсации

Снижение давления (Р0) в бомбе (позиция 1) производится не выпуском газа из ячейки, а увеличением объема (V0) при постоянстве массы загруженной пластовой системы (М0). После снижения давления до (Р1) термодинамическое равновесие фаз в ячейке достигается за счет более глубокого контакта газообразой и жидкой фаз и их перемешивания (позиция 2, 3). Выпуск газа из ячейки производится после измерения количества выпавшей жидкой фазы путем уменьшения объема ячейки при постоянном давлении до достижения первоначального объема бомбы (позиция 4, 5). Поэтапно производится весь процесс дифференциальной конденсации до атмосферного давления в 14-17 ступеней.

Сравнение результатов дифференциальной конденсации по новой и стандартной методикам показано на примере исследования пробы пластового газа Северо-Уренгойского месторождения (рисунок 2).

Рисунок 2 – Сравнение результатов дифференциальной конденсации по двум методикам на примере Северо-Уренгойского месторождения (пласт БУ8, скв.№ 000).

Из рисунка видно, что уровень пластовых потерь при проведении эксперимента по контактно-дифференциальной методике существенно выше потерь, полученных по традиционной методике. Аналогичные результаты были получены при исследованиях пластового газа залежей Радужного и других месторождений.

Экспериментальные исследования фазовых превращений газоконденсатных систем показали, что насыщенность порового пространства пласта, выделившимся конденсатом, зависит от начального содержания конденсата в пластовом газе и изменяется от долей процента до 5-7 %. Получен вывод, что технология вторичного извлечения конденсата переводом его в газовую фазу является более предпочтительной, так как после завершения процесса, нагнетаемый газ будет извлечен из пласта в процессе дальнейшей разработки залежи. В связи с противоположной направленностью изменения интенсивности испарения и удельного содержания испарившегося конденсата в зависимости от величины текущего пластового давления, оптимальные условия применения технологии вторичного извлечения конденсата могут определяться только по результатам моделирования.

Таким образом, установлено, что реальные процессы, происходящие на забое газоконденсатной скважины, характеризуются выносом конденсата из пласта в капельном виде. Это подтверждается периодической регистрацией аномально высоких значений конденсатного фактора на устье и скачков в продуктивности скважин. Следовательно, насыщенность жидким конденсатом вблизи забоя должна быть существенно выше значений, полученных на модели со «стандартными» декартовыми ячейками. В этих условиях подвижность флюида (Мг(p)) играет важную роль при моделировании притока «сухого» или конденсатосодержащего газа к забою скважины. Поэтому в процессе моделирования процесса фильтрации конденсатосодержащего газа к забоям скважин в среде ECLIPSE 100 были получены различные результаты для декартовых сеток разных размеров в связи с несовершенством математической модели притока пластового газа к забою скважины (принятой в ECLPSE 100).

Применительно к декартовой ячейке трехмерной газогидродинамической модели в условиях неподвижной (связанной) воды, уравнение притока газа выглядит следующим образом:

, (1)

где P0,j – давление в ячейке со скважиной; Pзаб,j – давление на забое скважины; – коэффициент проводимости для j-го участка перфорации; r0,j – эквивалентный радиус ячейки, рассчитываемый по формуле Писмена; c = 0.008527 – постоянная для пересчета в метрическую систему единиц; qj – коэффициент, учитывающий расположение траектории скважины в ячейке модели (в случае расположения скважины в центре ячейки q=2p); khj – проводимость ячейки модели; rс – радиус скважины; Sj – численное выражение скин-эффекта для j-го участка перфорации;

, – геометрический фактор (декартовая сетка); Dj – коэффициент, учитывающий эффект высокоскоростной фильтрации газа вблизи прискважинной зоны (отклонение от закона Дарси); – функция подвижности газа от давления; krg,j – относительная фазовая проницаемость газа в ячейки модели; – объемный коэффициент газа; µ(р)j – вязкость газа.

Специально для моделирования газоконденсатных скважин, Витсоном (Whitson) и Февангом (Fevang) предложен усовершенствованный метод расчета подвижности газа (метод GPP). Для расчета подвижности газа введен так называемый «блокирующий фактор»:

, где . (2)

В результате итерационной процедуры достигается баланс между давлением и насыщенностью на забое. При этом на каждом шаге интегрирования от Рзаб до Р0 должно выполняться следующее условие:

, (3)

где Sг,j и Sк,j – газо - и конденсатонасыщенность в ячейке со скважиной.

Детальный анализ выражения (3) показывает, что балансировка давления и насыщенности на забое возможна только при значениях конденсатонасыщенности Sк,j>Sккр. В других условиях Mк,j(P0,j,Sк,j) принимает нулевые значения, что делает выражение (3) неприменимым. В условиях крупной ячейки, вся масса выпавшего в жидкую фазу конденсата равномерно распределена по ячейке, а насыщенность конденсатом Sк,j имеет очень малые значения. При этом Sк,j практически не влияет на фазовую проницаемость газа krg, а вычисление подвижности по формуле (2) эквивалентно вычислениям по уравнению для «сухого» газа.

Совместно с считаем, что недостаток предлагаемых методов – не учет интегральных процессов массопереноса в ячейке, происходящих во времени. Насыщенность в ячейке со скважиной не должна распределяться по всему объему равномерно. Нами предложено несколько вариантов усовершенствования модели притока для устранения проблем применения в условиях крупных декартовых ячеек. Оптимизация модели притока предусматривает расчет «дискретных подвижностей» на пути от забоя моделируемой скважины (rc,j) до границ ячейки (r0,j). При этом, итерационная схема может состоять из n уравнений:

(4)

где i – порядковый номер отрезка от забоя скважины (rc) до границ ячейки (r0); Pi – давление на расстоянии ri; P0 – давление в ячейке со скважиной; Pзаб – давление на забое скважины;

– проводимость на i-том отрезке;

– «дискретная подвижность».

На каждом отрезке от rc до r0 используются «масштабированные» значения скин-эффекта (Si) и эффекта скорости фильтрации (Di).

Для определения неизвестных показателей функции sк(r) необходимо решить систему из пяти уравнений:

s(rс,j)= Sкр,j; s(r0,j)= S0,j;

s'(rс) = 0; s'(r0,j) = 0; (5)

где Sj – средняя конденсатонасыщенность в ячейке; S0,j – средняя конденсатонасыщенность в соседних ячейках; Sкр – критическая насыщенность, при которой начинается движение жидкой фазы; s'(r) – производная функции s(r).

В работе рассмотрен частный случай, в котором функция s(r) может быть представлена в виде двух более простых (линейных) функций:

s1(r)=a1r+b1 – где r изменяется от rc,j до r’;

s2(r)=a2r+b2 – где r изменяется от r’ до r0,j.

Для определения неизвестных показателей двух функций s1(r) и s2(r) необходимо решить систему:

s1(rс,j)= Sкр,j; s2(r0,j)= S0,j;

s1(r’)= Sj;s2(r’)= Sj; (6)

.

После соответствующих преобразований, результат расчета значения r’ можно представить в графическом виде (рисунок 3). Показатели функций s1(r) и s2(r) вычисляются по формулам:

; ; b1 = Sкр – a1rc; b2= S0 – a2r0 (7)

Рисунок 3 – Номограмма для определения значения r’

Для сравнения предлагаемой модели с методом GPP рассмотрен наиболее простой случай, в котором функция относительной фазовой проницаемости krg= f[s(r)] на участке от S0 до Sкр имеет линейный характер, функция псевдодавления газа на участке от Р0 до Рзаб также имеет линейный характер. Расчет дебитов пластового газа проведен для нескольких значений конденсатонасыщенности Sj в ячейке со скважиной при одинаковой депрессии на пласт и прочих равных условиях (S0=0,001; Sкр=0,35; krg(S0)=0,7; krg(Sкр)=0,15; rc,j=0,1 м; r0,j=40 м).

Различия в дебитах газа, полученных по модели GPP и по предлагаемой методике, достигают 30 % (рисунок 4),

Рисунок 4 – Расчетные дебиты пластового газа, полученные по двум моделям притока

Полученные результаты позволяют с позиции повышения точности расчета технологических показателей разработки в трехмерной газогидродинамической модели в ячейке декартовых сеток применять алгоритмы, учитывающие интегральные процессы массопереноса, происходящие во времени:

- приток конденсатсодержащего газа к забою скважин;

- приток «сухого» газа в условиях выпадения паров воды в жидкую среду;

- «блокаду» притока газа к скважине в условиях «ручейкового» движения пластовой воды.

Предложенная модель апробирована на гидродинамических симуляторах, применяемых в .

В третьем разделе представлены результаты совершенствования системы контроля за разработкой Юрхаровского месторождения.

В работе рассмотрен вариант с применением универсальных скважин для контроля давления (Рпл) одновременно в нескольких пластах, который потребует значительных затрат. С целью повышения экономической и технологической эффективности контроля значений Рпл на периферийных участках месторождения обосновано применение газогидродинамической модели, адаптированной по динамике замеров в эксплуатационном поле. Корректировкой фильтрационно-емкостных свойств исходной цифровой геологической модели в процессе адаптации выявлены закономерности (например, необходимость уменьшения проницаемости в районе всех эксплуатационных скважин), которые можно перенести на удаленные районы пластов. Это позволило в условиях отсутствия фактических замеров пластового давления на периферии построить карты изобар и профили снижения пластового давления по всем пластам (в качестве пластового давления принимается среднее давление по газонасыщенным ячейкам модели). Установлено, что величина Рпл в эксплуатационном поле снизилась на 2 МПа и составляет в среднем 18.6 МПа (90 % от начального). Динамика снижения пластового давления говорит о хорошей отработке удаленных районов залежи, так как Рпл на периферии по профилю «север-юг» составляет 19.3 МПа (93 % от начального), а значение Рпл в восточной части – 19.8 МПа (95.6 % от начального). Наблюдается опережающее углубление депрессионной воронки, что говорит о необходимости дополнительного вовлечения в разработку части запасов. Рядом специалистов появления областей высокого давления на западном участке объясняется активизация водонапорного бассейна. Но фактических данных нет, так как на сегодняшний день отсутствует возможность контроля текущей водонасыщенности.

Выполненные в работе результаты интерпретации замеров в скважинах № 000 и № 000 в интервале пластов АУ7 и БУ1-2 показали, что текущая газонасыщенность в интервалах пласта БУ1-2 относительно фоновых замеров не изменилась. По результатам моделирования вдоль ствола скважины № 000 (интервал БУ1-2) подъема ГВК нет, вдоль ствола скважины № 000 – подъем ГВК составляет 10-12 м.

Обработка результатов газодинамических исследований (ГДИ) проведена на основе уравнения притока:

Рпл2 – Рзаб2=aQ + bQ2 + c (8)

где Рзаб – забойное давление, Па;, а и b - коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров призабойной зоны пористой среды и конструкции забоя скважины, д. ед.; Q - дебит газа, тыс. м3/сут (при атмосферном давлении и Тст); с – коэффициент, д. ед.

С его использованием повысился коэффициент корреляции экспериментальных точек индикаторной диаграммы, но возникала необходимость объяснения физического смысла полученных отрицательных значений b и появления коэффициента c. Наличие отрицательных значений коэффициента b противоречит классическим представлениям, которые трактуют b как проявление эффектов турбулентности при увеличении скорости потока газа. Однако некоторые фактические результаты ГДИ горизонтальных скважин показывают не увеличение, а снижение темпа роста депрессии при увеличении дебита газа (рисунок 5).

По большому счету, количественная характеристика продуктивности скважин содержится не в самих значениях коэффициентов a, b и с, а в значениях дебитов газа, полученных при подстановке в уравнение притока пластового давления и определенной депрессии. Раздельный анализ значений и динамики фильтрационных коэффициентов некорректен, поскольку даже небольшие изменения характера кривой, соединяющей точки индикаторной диаграммы, приводят к существенному изменению коэффициентов. Кроме того, как показали результаты моделирования, вид индикаторной диаграммы (и соответственно значения коэффициентов) зависит от условий проведения испытания (рисунок 6, интерпретация результатов проведена с использованием функции псевдодавления).

Рисунок 5 – Скважина № 000. Интерпретация ГДИ

Таким образом, фактические результаты ГДИ позволяют оценить продуктивность скважин только на качественном уровне и говорят о необходимости исключения упрощенных подходов в интерпретации и анализе продуктивности, тем более, горизонтальных скважин сложной конструкции, каковыми являются практически все эксплуатационные скважины Юрхаровского месторождения.

Как показывают гидродинамические расчеты, расширение эксплуатационного поля и его перемещение с краевых участков залежей в купольную часть (или на восточную оконечность залежи) позволит перераспределить отборы газа между участками, получить равномерную отработку всех запасов, сохранить и увеличить средний отбор пластового газа, приходящийся на одну скважину.

Рисунок 6 – Скважина № 000. Результаты моделирования ГДИ с различными интервалами времени между режимами.

В четвертом разделе приведены результаты разработки концепции рациональной разработки Юрхаровского месторождения.

Основной объем запасов газа приурочен к залежи пласта БУ,6 %). Соотношение запасов В+С1 и С2 составляет 83,5 % и 16,5 %. Большие запасы газа сосредоточены в сеноманской залежи (17 % от запасов месторождения в целом). Соотношение запасов С1 и С2 составляет 63,1 % и 36,9 %. Степень изученности (соотношение запасов С1≤С2) и состояние запасов газоконденсатных залежей пластов БУ92, БУ91, БУ82, БУ80, БУ62, БУ50, БУ51, БУ3, ПК19, ПК18 требуют их доразведки, это связано с тем, что большая часть залежей расположена в акваториальной части и поэтому не изучена бурением.

Выполнены прогнозные расчеты технико-экономических показателей разработки нескольких вариантов и предложено применение горизонтальных скважин с увеличенными диаметрами эксплуатационных колонн, количество которых к 2014 – 2015 гг. составит 88 скважин.

Технологические и экологические ограничения и особенности месторождения потребовали реализации уникальной схемы размещения скважин в виде полукольцевой батареи (рисунок 7). Эффективность разработки газоконденсатных залежей на истощение полукольцевой батареей скважин и линейной системой сбора обоснована гидродинамическими расчетами.

Такая система разработки существенно отличается от классических подходов («укрупненная скважина», кольцевая батарея) и обеспечивает равномерное дренирование залежей, меньшую глубину депрессионной воронки в эксплуатационном поле, маневрирование режимами работы скважин и их переключения в газосборные шлейфы как низкого, так и высокого давления.

В работе степень влияния процесса разработки газоконденсатных участков залежей БУ8-1, БУ8-2, БУ8-3 на пластовые условия и состояние запасов нефтяной оторочки. Доказана целесообразность бурения и пробной эксплуатации трех скважин на нефть (пласт БУ8-2), расположенных в районе разведочной скв. 102 (после 2011 года). Основной способ добычи нефти – истощение запаса пластовой энергии. Результаты гидродинамического моделирования показали, что до  гг. существенного снижения насыщенности в нефтяных оторочках не прогнозируется вследствие достаточного низкого темпа снижения пластового давления на периферии (среднее значение Рпл в западной части на 1.01.2011 г. составит около 26 МПа (85% от начального). Проявление эффекта «расформирования» оторочек ожидается после завершения разбуривания и окончательного ввода в разработку объекта БУ8-9.

Таки образом изучение проблем освоения Юрхаровского месторождения позволило предложить и реализовать первый этап концепции его разработки и в перспективе увеличить уровень годового отбора до 23-27 млрд. м3 в год.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Исследования фазовых превращений газоконденсатных систем с применением новой технологии дифференциальной конденсации пластового газа на PVT-установке способом показали, что насыщенность порового пространства пласта выделившимся конденсатом, достигает 5-7 %. На Юрхаровском месторождении рекомендуется технология вторичного извлечения конденсата переводом его в газовую фазу. В связи с противоположной направленностью изменения интенсивности испарения и удельного содержания испарившегося конденсата в зависимости от величины текущего пластового давления, оптимальные условия применения технологии вторичного извлечения конденсата могут определяться только по результатам моделирования.

2. С позиции повышения точности расчета технологических показателей разработки в трехмерной газогидродинамической предлагаются алгоритмы, учитывающие интегральные процессы массопереноса, происходящие во времени:

- приток конденсатсодержащего газа к забою скважин;

- приток «сухого» газа в условиях выпадения паров воды в жидкую среду;

- «блокаду» притока газа к скважине в условиях «ручейкового» движения пластовой воды.

3. С целью активного вовлечения в разработку удаленных участков продуктивных пластов и повышения темпа годового отбора пластового газа более 2.0 % от запасов предложено строительство и эксплуатация горизонтальных скважин с диаметром эксплуатационной колонны 245 мм. Это обеспечивает вовлечение в разработку дополнительных запасов газа и позволяет увеличить уровень годового отбора до 23-27 млрд. м3 в год.

4. Геолого-технологические особенности Юрхаровского месторождения обусловили необходиомсть реализации уникальной схемы размещения скважин, которая образует полукольцевую батарею. Такая система разработки отличается от классических подходов и имеет ряд преимуществ: более равномерное дренирование залежей и меньшая глубина депрессионной воронки в эксплуатационном поле; возможность гибкого маневрирования режимами работы скважин и их переключения в газосборные шлейфы как низкого, так и высокого давления.

5. Установлена степень влияния процесса разработки газоконденсатных участков залежей БУ8-1, БУ8-2, БУ8-3 на пластовые условия и состояние запасов нефтяной оторочки. Результаты гидродинамического моделирования показали, что до  гг существенного снижения насыщенности в нефтяных оторочках не прогнозируется вследствие достаточного низкого темпа снижения пластового давления на периферии. Среднее пластовое давление в западной части к 2011 г. 85% от начального.

Основное содержание диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Басниев влияния геолого-технических факторов на производительность горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин / , , // ИРЦ Газпром., Мс.

2. Яхудина влияния расположения горизонтального ствола относительно кровли и подошвы полосообразного пласта на дебит скважины / , , // Там же. - С. 30.

3. Яхудина средства, повышающие эффективность использования оперативной информации в процессе бурения / , // Тез. докл. конф. РГУ нефти и газа им. , МС. 25.

4. Яхудина расчетов парожидкостного равновесия недонасыщенных газоконденсатных смесей при высоких давлениях (свыше 40 МПа) // III конгресс нефтегазопромышленников России: Сб. науч. тр. – Уфа: Реактив, 2001. - С. 171-172.

5. Яхудина расчетов парожидкостного равновесия недонасыщенных газоконденсатных смесей при высоких давлениях (свыше 40 МПа) // НТС. Геология, бурение и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. ИРЦ Газпром, М. 2001.- С.73-78.

6. Кульков процесса промысловой подготовки газового конденсата для минимизации технологических потерь / , , // Тез. докл. четвертой всерос. конф. МУиС. РГУ нефти и газа им. . – М, 2001. - С. 14.

7. , Комплексный подход для выбора геолого-технических мероприятий при эксплуатации нефтяных залежей на истощение / , , // Проблемы и решения эффективной эксплуатации Уренгойского нефтегазового Комплекса: мат. науч.-технич. конф. – М, 2002. - С. 162-170.

8.  -ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ» в акватории Тазовской губы / , // Газовая промышленность. Вып.3. М. 2008.- С. 20-22.

9. Жарикова освоения и разработки Юрхаровского НГКМ / , , // Бурение и нефть. – 2008. -№ 9. - С. 12-14

 

Соискатель

Издательство

Лицензия ЛР № 000 от 06.07.99 г.

Подписано в печать 24.03.2009 г.

Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Печать Riso.

Усл. печ. л. 1,44. Тираж 100 экз. Заказ 1.

Отпечатано с готового набора в типографии .

Лицензия ПД от 01.01.2001 г.

.

Тел. (34, .