5. Мероприятия по внедрению рекомендуемого варианта разработки
 Скачать 123.5 Kb.
|
|
5. Мероприятия по внедрению рекомендуемого варианта разработки 5.1. Основные положения по реализации рекомендуемого варианта В соответствии с предложенной стратегией освоения Западного купола и по совокупности технико-экономических показателей к практической реализации рекомендован вариант, предусматривающий на начальном этапе ввод в разработку газоконденсатных залежей пластов БУ81-3 и БУ91 с максимальным отбором газа в объеме 5.2 млрд.м3/год. Для выхода на этот уровень отбора газа и поддержания его в последующий период необходимо ввести в эксплуатацию 39 скважин. Учитывая предполагаемые мощности буровых и строительных организаций, период разбуривания и подключения газоконденсатных скважин продлится в течение пяти лет (2000 – 2004 гг). С 2005 г начинается пробная эксплуатация нефтяной оторочки пласта БУ10, для чего необходимо пробурить три скважины с горизонтальным забоем. В этот же период осуществляется доразведка нефтяных оторочек пластов БУ111-1 и БУ111-2. В случае неподтверждения промышленной значимости оторочек в этих пластах начинается промышленная добыча нефти из оторочки пласта БУ10, в период 2008 - 2009 гг осуществляется бурение и ввод в эксплуатацию еще семи скважин с горизонтальным забоем. Эксплуатацию газоконденсатных залежей пластов БУ10 и БУ111-1 первоначально предусматривается начать с 2009 г в блоке 1 (куст 110, семь скважин) с целью компенсации падения добычи газа из пластов БУ81-3 и БУ91. Газоконденсатные залежи в блоке 2 вводятся в разработку начиная с 2017 года, после извлечения основных запасов нефти из оторочки пласта БУ10. Для добычи конденсатосодержащего газа из залежей пластов БУ10-11 используются эксплуатационые скважины пластов БУ81-3. Перевод скважин на нижележащие пласты осуществляется после проведения в них комплекса необходимых ремонтных работ. Анализ динамики представленных показателей свидетельствует, что начиная с 2011 года, будет происходить падение добычи газа, которое частично компенсируется при вводе в разработку газоконденсатных залежей из пластов БУ10-11. Поддержание годовой добычи газа на достигнутом максимальном уровне в последующий период предлагается осуществить за счет ввода в разработку эксплуатационных объектов Восточного купола. Продуктивные пласты БУ81-3 и БУ10-11 на Восточном куполе по геологическому строению и запасам углеводородного сырья схожи с одноименными пластами Западного купола. Основное различие состоит в том, что на Восточном куполе выше продуктивных пластов горизонта БУ8 выявлено еще 14 пластов, содержащих газоконденсатные залежи, с подготовленными к разработке суммарными геологическими запасами газа и конденсата. Принимая во внимание данное обстоятельство, стратегия освоения Восточного купола может отличаться последовательностью ввода залежей в разработку. Возможны два основных варианта стратегии их освоения. Первый вариант предусматривает поддержание добычи газа из месторождения на уровне 5.0 млрд.м3/год за счет вовлечения в разработку начиная с 2011 г первоначально залежей пластов БУ5-7 и последующим вводом залежей пластов БУ8-9 и БУ10-11 за пределами 2021г. При этом, в случае ввода с 2013 г в разработку нефтяных оторочек на Восточном куполе, суммарная добыча жидких углеводородов на промысле также может поддерживаться на постоянном уровне 1.2 млн.т/год (см. табл. 5.4). Второй вариант предусматривает первоначальный ввод в разработку в 2011 г залежей пластов БУ8-9 и последующий ввод залежей пластов БУ10-11 за пределами 2021 г. В этом случае поддержание добычи газа и жидких углеводородов при вовлечении в разработку нефтяных залежей на Восточном куполе будет осуществляться на уровне 6.7 млрд.м3/год газа и 1.6 млн.т конденсата и нефти. 5.2 Расположение и порядок ввода эксплуатационных скважин При выборе системы размещения забоев эксплуатационных скважин учитывались особенности геологического строения продуктивных залежей и стратегия их освоения. Газоконденсатные скважины на площади газоносности размещались по равномерной треугольной сетке в зоне максимальных газонасыщенных толщин. Границы зоны размещения и расстояние между забоями скважин определялись на основе газогидродинамического моделирования, с учетом неоднородности фильтрационно-емкостных параметров продуктивных пластов по площади и разрезу. При этом принималось во внимание целесообразность использования одной сетки скважин для поочередной эксплуатации в блоке 2 газоконденсатных залежей пластов БУ81-3, БУ91 и нижележащих БУ10, БУ111-1, БУ111-2 после извлечения из оторочки пласта БУ10 основных запасов нефти. В блоке 2 принятая система предусматривает размещение забоев эксплуатационных скважин в зоне, ограниченной изопахитой 25 м по пластам БУ81-3 и изопахитой 20 м по пластам БУ10-11. Расстояние между забоями составляет 1.0 – 1.2 км (рис. 5.2, граф. прил. 19). В блоке 1 на каждый объект предусмотрена самостоятельная сетка скважин. На пласты БУ81-3 скважины размещались в пределах изопахиты 15 м с расстоянием между забоями 1.0 – 1.2 км, на пласт БУ10 – в пределах внутреннего контура газоносности с расстоянием между забоями 0.8 – 1.0 км. Всего для добычи газа и конденсата на Западном куполе потребуется 46 эксплуатационных скважин, из них 13 в первом блоке и 33 во втором (в том числе две уже пробуренные). Для добычи нефти из оторочки пласта БУ10 потребуется 10 скважин с горизонтальным забоем. Нефтяные скважины размещены в зоне максимальных нефтенасыщенных толщин в один ряд с расстоянием между забоями 0.9 км, при длине горизонтального участка 500 м. С целью снижения затрат на бурение и обустройство промысла, все газоконденсатные скважины сгруппированы в восемь кустов по 5 – 7 единиц в каждом. Площадки под кустовые основания выбирались с учетом топографии района и проведенных изыскательских работ, при этом максимальное отклонение забоя скважины от устья не превышает 2.0 км. Проектные нефтяные скважины сгруппированы в четыре куста по 2 – 3 единицы в каждом. Разбуривание газоконденсатных скважин предлагается начать с кустов 102 и 104, расположенных в блоке 2. В настоящее время здесь уже проведены изыскания под площадки буровых оснований и пробурены скважины Н-1, Н-2 и 42 (в соответствии с новыми обозначениями скв. 1021, 1022 и 1042). После проведения ремонтных работ с учетом успешности операций эти скважины используются в качестве эксплуатационных. В случае невозможности проведения ремонта предлагается бурение скважин-дублеров при сохранении местоположения забоев с кругом допуска не более 100 м. После разбуривания кустов газоконденсатных скважин в блоке 2 осуществляется бурение скважин в кустах 109, 110 в блоке 1. Ввод газоконденсатных скважин в эксплуатацию предлагается осуществлять не дожидаясь окончания разбуривания куста в соответствии с действующими правилами безопасности ведения буровых и строительно-монтажных работ. После бурения газоконденсатных скважин осуществляется бурение трех нефтяных скважин в кусте 201 для организации их пробной эксплуатации в течение трех лет. По результатам пробной эксплуатации скважин, а также доразведки оторочек в пластах БУ11, принимается окончательное решение о целесообразности дальнейшего бурения нефтяных скважин и организации промышленной добычи нефти. 5.3. Рекомендации по контролю за разработкой 5.3.1. Рекомендации по контролю за разработкой газоконденсатных залежей Основной задачей контроля за разработкой является обеспечение постоянного комплексного наблюдения за процессом эксплуатации газоконденсатных объектов с целью: - оценки эффективности принятой системы разработки и проводимых промысловых и геолого-технических мероприятий; - принятия решений по регулированию процесса разработки и планированию мероприятий по его совершенствованию, для достижения баланса между максимальной текущей и конечной газо-конденсатоотдачей и оптимальными экономическими затратами. В связи с равномерным размещением скважин практически по всей площади газоносности, бурение специального фонда наблюдательных скважин на месторождении не предусматривается. Для этой цели используются разведочные и эксплуатационные скважины, как в контурах газоносности, так и вне их. Контроль за разработкой месторождения осуществляется комплексом геолого-промысловых, промыслово-геофизических и гидродинамических исследований. Структурная композиция методов контроля и объемы исследований по контролю за разработкой залежей определяются геологическим строением продуктивных пластов и принятой системой разработки, с учетом опыта эксплуатации других месторождений. Необходимый минимум объемов и периодичность работ по контролю за разработкой газоконденсатных залежей представлен в табл. 5.7. Ввиду ограниченности геолого-промысловой информации, для надежного обоснования показателей разработки месторождения необходимо в первые годы эксплуатации провести следующие исследования: - уточнить геологическое строение залежей и газоконденсатную характеристику по данным бурения первых эксплуатационных скважин; Таблица 5.7. Контроль за разработкой газоконденсатных залежей
- уточнить газоконденсатную характеристику объектов эксплуатации; - изучить характер изменения пластового давления по площади и разрезу; - изучить продуктивные характеристики эксплуатационных скважин и характер отработки призабойной зоны; - определить максимально допустимую депрессию на пласт; - провести исследования по определению фактических значений коэффициентов сопротивлений забойного оборудования, лифтовых колонн и прискважинных сооружений; - изучить температурные режимы работы скважин в статическом и динамическом состояниях, оценить условия гидратообразования на различных режимах; - обосновать оптимальный технологический режим работы скважин. Результаты выполненных работ должны ежегодно обобщаться и на основе их анализа выдаются предложения по совершенствованию дальнейшей эксплуатации месторождения, а также необходимости проведения специальных видов работ на скважинах. Ниже приводятся рекомендации по различным способам контроля за разработкой. 5.3.1.1. Контроль за разработкой методами промысловой геофизики Контроль за разработкой промыслово-геофизическими методами включает в себя все виды геофизических исследований эксплуатационных и наблюдательных скважин. Опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений севера Тюменской области показывает, что продуктивные пласты отличаются значительной степенью геологической неоднородности и изменчивостью фильтрационно-ёмкостных свойств по площади и разрезу. Данных разведочного бурения обычно недостаточно для построения адекватной промыслово-геологической модели эксплуатационных объектов. В этой связи, комплекс ГИС в пробуренных эксплуатационных скважинах должен обеспечить получение недостающей информации и решить следующие основные задачи: - литологическое расчленение разреза и выделение коллекторов; - уточнение геологического строения месторождения; - оценка характера насыщения и промышленная оценка газоносности коллекторов; - определение ёмкостных параметров продуктивных отложений; - оценка начального и текущего положения газоводяного контакта; - оценка технического состояния ствола скважины и качества цементирования эксплуатационной колонны. Комплекс ГИС составляется на основании инструкции "Типовые и обязательные комплексы геофизических исследований поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин, бурящихся на газ и нефть". В комплекс включаются замеры каверномером и локатором муфт до и после перфорации, с целью уточнения положения интервала перфорации, и акустическая цементометрия после перфорации для оценки возможных изменений в цементном камне. В наклонных эксплуатационных скважинах проводится сокращенный комплекс ГИС в открытом стволе. Исключаются методы индукционного и бокового каротажа, а из комплекса зондов бокового каротажного зондирования (БКЗ) выполняются замеры тремя малыми зондами. При неоднозначной интерпретации данных нейтронного гамма каротажа (НГК), в качестве дополнительного метода может быть использован метод импульсного нейтрон-нейтронного каротажа (ИННК). В эксплуатационных скважинах промыслово-геофизические иследования выполняются с целью решения следующих основных задач: - определение профиля притока газа в скважину; - выделение газоотдающих интервалов и дифференцированная оценка их продуктивности; - определение пластовых давлений; - определение проницаемости призабойной зоны; - выявление компенсационных перетоков в пределах залежи и их направления; - определение интервалов заколонных перетоков и мест поступления газа в заколонное пространство; - изучение технического состояния скважин- уточнение глубины спуска лифтовых труб, положения фактического забоя, интервалов перфорации, наличия пакеров и мостов и их герметичности. Комплекс ГИС для решения поставленных задач проводится как в остановленных, так и в работающих скважинах на нескольких режимах работы. Качественные результаты исследований могут быть получены только в тех скважинах, где башмак лифтовых труб располагается на 10-15 м выше интервала перфорации. Исследования в работающей скважине выполняются не менее, чем на трех стационарных режимах фильтрации. Регистрация кривых радиоактивного каротажа в интервале "устье скважины - кровля продуктивной толщи" осуществляется с целью обнаружения скоплений газа за колонной. Периодичность исследований эксплуатационных скважин в начальный период эксплуатации - один раз в полгода, в дальнейшем - один раз в течение года. 5.3.1.2. Контроль за разработкой газодинамическими методами Основными задачами исследований скважин газодинамическими методами являются: - определение фильтрационно-ёмкостных свойств залежи и призабойной зоны; - изучение физических свойств насыщающих пласт флюидов; - контроль за текущим состоянием призабойной зоны добывающей скважины, выкидных линий и промыслового оборудования. Первичные или базисные исследования обязательны на всех добывающих скважинах, вводимых в эксплуатацию. При первичных исследованиях определяются такие параметры, как статическое давление на устье, пластовое давление, забойное давление на различных режимах работы скважины, устьевая температура, дебит скважины и т.д. Основные задачи текущих исследований заключаются в получении информации о текущем состоянии разработки месторождения и осуществлении оперативного контроля за работой системы добычи газа и конденсата, включающей в себя систему "продуктивный пласт - добывающие скважины - внутрипромысловая сеть выкидных линий - узел входа". Текущие исследования должны проводиться во всех добывающих скважинах с целью установления оптимального технологического режима работы скважин и текущей проверки параметров призабойной зоны пласта. Данные, полученные при текущих исследованиях, используются для определения мероприятий по обоснованию технологических режимов, дебитов скважин, построения карт изобар в зонах отбора и на периферийных участках, уточнения текущих запасов газа и конденсата, управления системой разработки залежи. По результатам текущих исследований определяются следующие параметры: - статическое и пластовое давление; - текущее рабочее давление, температура устья и дебит добывающей скважины; - коэффициенты фильтрационного сопротивления призабойной зоны эксплуатационных скважин; - коэффициенты проницаемости, пористости, толщины газоотдающих интервалов; - приведенный радиус скважины; - количественное соотношение жидкой фазы и мехпримесей в потоке газа; - коэффициенты гидравлического сопротивления лифтовых труб, фонтанной арматуры скважины и выкидных линий. Специальные газодинамические исследования проводятся коллектором "Надым-2" по всему эксплуатационному фонду скважин и позволяют установить не только продуктивность скважин, но и количественно определить наличие в потоке газа мехпримесей и жидкости при различных дебитах скважин. Исследования коллектором "Надым-2" проводятся без выпуска газа в атмосферу. В случае отсутствия газосборных шлейфов газодинамические исследования проводятся через коллектор "Надым-1" или ДИКТ. На основании опыта контроля за разработкой специальные исследования на месторождении должны также включать следующие виды работ: - контроль за перетоками газа в вышележащие горизонты по некачественному цементному камню; - установление эффективности различных методов интенсификации притока газа и изоляции обводненных горизонтов; - определение условий образования гидратов в скважинах и выкидных линиях; - опробование новых методов исследования скважин. Газодинамические исследования проводятся не менее одного раза в год, а также: - после окончания строительства скважин; - через 6 месяцев после запуска скважины в работу; - до и после проведения по скважине ремонтных и интенсификационных работ. 5.3.1.3. Контроль за газоконденсатной характеристикой На момент утверждения запасов углеводородного сырья газоконденсатная характеристика пластов изучена недостаточно. С целью её уточнения необходимо проведение первичных промысловых и лабораторных исследований на газоконденсатность в эксплуатационных скважинах. Для этого рекомендуется поинтервальное вторичное вскрытие продуктивных пластов БУ111-1, БУ111-2, БУ10 и БУ81-3 в 2-3 скважинах каждого блока. Текущие газоконденсатные исследования рекомендуется проводить не менее чем в 4-6 скважинах, расположенных на различных участках структуры с периодичностью один раз в год. Промысловые исследования проводятся в комплексе с газодинамическими, с помощью передвижной сепарационной установки, оборудованной промысловыми сепараторами типа ГС-64 или ГС-88. Газоконденсатные исследования должны проводиться на 2-3 режимах, с обязательным отбором проб газа сепарации и насыщеенного конденсата для последующего лабораторного анализа и определения состава пластового газа, физико-химических свойств стабильного конденсата. Кроме этого, для моделирования материальных и компонентных балансов установки подготовки газа и конденсата (в целом и по отдельным сепараторам и разделителям) необходимо не менее одного раза в два года проведение работ по обследованию технологических линий по определению состава и характеристик добываемого флюида. 5.3.2. Рекомендации по контролю за разработкой нефтяных оторочек Контроль за разработкой нефтяной оторочки пласта БУ10 осуществляется в целях оценки эффективности принятой системы разработки, отдельных технологических мероприятий по ее осуществлению, получения информации, необходимой для регулирования процесса разработки и мероприятий по его совершенствованию. В процессе пробной эксплуатации и промышленной разработки нефтяной оторочки предусматривается достоверное определение следующих данных: 1. Определение динамики изменения текущей и накопленной добычи нефти, воды и газа; 2. Определение охвата запасов разработкой, вскрытия эксплуатационного объекта; 3. Энергетического состояния залежи, динамики изменения пластового и забойного давления в зонах отбора и в целом по залежи; 4. Динамики изменения газового фактора по залежи, состава газа и физико-химических свойств добываемой нефти; 5. Динамики изменения свойств пластовой нефти; 6. Изменения гидропроводности пласта в районе добывающих скважин; 7. Определение изменения коэффициентов продуктивности скважин; 8. Изменения текущего положения водо- и газонефтяного контактов; 9. Динамика изменения текущего коэффициента нефтеизвлечения; 10. Фактической технологической эффективности по увеличению производительности добывающих скважин; 11. Состояния герметичности эксплуатационной колонны, взаимодействия эксплуатируемого горизонта с соседними, наличия перетоков жидкости и газа между пластами. Контроль процесса разработки нефтяной оторочки осуществляется согласно “Правил разработки нефтяных и газонефтяных месторождений”. Представленный перечень данных определяется в процессе комплекса промысловых геофизических и гидродинамических исследований скважин и пластов, лабораторных исследований отобранных проб пластового флюида. Контроль технологических параметров работы скважин (буферное и затрубное давление, дебит, процент содержания воды) должен осуществляться один раз в неделю во всех скважинах. Оценка добывных возможностей, гидродинамических параметров пласта и контроль за их изменением производится путем исследования скважин на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации ежеквартально. Исследования на установившихся режимах проводят не менее чем на трех режимах, с увеличением депрессии, и на одном режиме обратного хода. Продолжительность работы на каждом режиме до стабилизации параметров и повторения результатов. По всем новым скважинам исследования проводятся не позже двух месяцев после выхода из бурения и ввода в эксплуатацию. Кроме того, по действующим скважинам исследования проводятся до и после работ, связанных с изменением параметров призабойной зоны. Перечень видов и периодичность промысловых исследований представлены в табл. 5.8. Лабораторные исследования пластовых флюидов нефтяных объектов проводятся по поверхностным и глубинным пробам. Предусматривается равномерный охват отбором проб 25-30 % эксплуатационного фонда скважин. Исследования проб нефти проводятся в соответствии с методиками, предусмотренными Государственным стандартом. Поверхностные пробы отбираются в объеме 3-4 л. При исследовании поверхностных проб определяется физико-химическая характеристика нефти (плотность, вязкость, фракционный состав, содержание серы, смол силикагелевых, парафина, асфальтенов и т.д.). Глубинные пробы отбираются с забоя скважины с помощью пробоотборника в количестве 2-3 л. Исследования глубинных проб проводятся по методике ВНИИнефти, методом однократного и ступенчатого разгазирования, в процессе которых определяются следующие параметры: давление насыщения, газосодержание, объёмный коэффициент, плотность и вязкость при пластовых условиях. Одновременно определяется состав выделяющегося растворённого газа.
5.4. Предложения по доразведке залежей При геологическом моделировании геометризация залежей в пластах БУ8 – БУ11, на основе имеющихся данных выполнена с необходимой точностью. Единственно неоднозначным остается вопрос о характере тектонических нарушений и их точной ориентировке. Для разрешения этого вопроса необходима постановка объемных сейсморазведочных работ, в первую очередь, в квадрате скв. 427-445-411-441. Однако, поскольку основные запасы УВ и, соответственно, размещение эксплуатационных скважин концентрируется во II блоке, проведение сейсморазведочных работ решает прежде всего задачу уточнения геологической модели залежей. В отличие от утвержденного ГКЗ в пласте БУ111-2 небольшого количества запасов нефти категории С1 при составлении настоящего проекта мы сочли недостаточным оценку продуктивной характеристики пласта по результатам испытания в скв. 444 и 445 для квалификации запасов по категории С1. В связи с этим, рекомендуется для перевода запасов нефти в нефтяной оторочке пласта БУ111-2 из категории С2 в С1, пробурить разведочную скважину с местоположением в зоне повышенных нефтенасыщенных толщин, на середине расстояния между скв. 444 и 431 с расконсервацией последних и проведением в них повторных испытаний. Учитывая недостаточную кондиционность отобранных глубинных проб нефти и, в связи с этим слабую обоснованность параметров, учитывающих изменение свойств нефтей при переходе от пластовых условий к поверхностным, в предлагаемой скважине на пласт БУ111-2, а также из нескольких эксплуатационных скважин на пласт БУ10 в обязательном порядке необходимо отобрать кондиционные глубинные пробы нефти. В доразведочной и эксплуатационных скважинах необходимо по всем объектам провести замеры начальных пластовых давлений, с целью установления соответствия их гидростатическому для определения степени аномальности и закономерности изменения пластового давления по разрезу. Аналогично по газоконденсатным объектам провести промысловые и лабораторные исследования на газоконденсатность с целью уточнения потенциального содержания С5+В. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||