2.5 Гидрогеология
Ямбургское месторождение находится в центральной части северной половины Западно-Сибирского артезианского бассейна. Последний состоит, по меньшей мере, из двух наложенных друг на друга водонапорных систем: мезозойско-кайнозойской и рифейско-палеозойской.
На месторождении в гидрогеологическом отношении изучена лишь верхняя часть мезозойско-кайнозойской водонапорной системы, приуроченной к осадочному чехлу и состоящей из двух гидрогеологических этажей: верхнего, с которым отождествляется олигоцен-четверичный водоносный комплекс, и нижнего, включающего водоносные и водоупорные комплексы палеогенового и мезозойского возраста.
В изученной части разреза нижнего гидрогеологического этажа последовательно сверху вниз выделяются турон-палеогеновый, неоком-сеноманский водоносный и верхнеюрско-валанжинский водоупорный комплексы, имеющие региональное распространение. В разрезе турон-палеогенового водоупора прослеживается также зональный верхнепалеоценовый водоносный горизонт.
Эффективные толщины водоносной части пластов, вскрытые в пределах месторождения, достигают 3,2 – 33,2 м, составляя в среднем 1,4 – 17.4 м. Водоносные отложения по своему строению и литологической характеристике аналогичные продуктивным и также характеризуются невысокими емкостными и фильтрационными свойствами коллекторов, пористость и коэффициент проницаемости последних изменяются, соответственно, от 0,118 до 0.221 д.ед. и от 0,5 х 10-3 до 365,8 х 10-3 мкм2 и составляют в среднем 0,137 – 0,168 д.ед. и (0.3 - 321) . 10-3 мкм2, соответственно. В законтурных скважинах опробовано 62 объекта, приуроченных к отдельным пластам. Исследованы, в основном, краевые и подошвенные воды, непосредственно связанные с залежами УВ в неокомских пластах. При этом водоносные отложения пластов БУ42, БУ80, БУ81-0 оказались неисследованными, а в пластах БУб2, БУ7, БУ92 опробованы лишь единичные объекты. В четырех скважинах исследованы объекты, включающие по нескольку пластов. Качество исследований находится на низком уровне.
Небольшая водообильность объектов (1,2 - 178 м3/сут. при депрессиях 2,3 – 16,9 МПа) также свидетельствует о низких емкостных и фильтрационных свойствах водоносных отложений пластов.
Анализ имеющихся данных о замерах давлений в водоносных и продуктивных отложениях показал, что давление воды в пласте БУ3 практически равно гидростатическому. Превышения давлений в залежах пластов БУ42, БУ6, БУ8-БУ9 достигают значений 0,14-2,01 МПа. Средние превышения колеблются в пределах от 0,14 до 1,1 МПа.
Пластовые температуры вод, замеренные на глубинах 2691 - 3319 м, изменяются от 70 до 90 °С. Их средние значения на ГВК залежи, определенные по геотермограмме месторождения, увеличиваются от 71 °С в пластах БУ3-БУ4 до 83 °С в пластах БУ6-БУ7 и до 88 °С в пластах БУ7-БУ9 .
3
Рисунок 2.1 – Геологический разрез по линии скв. 24-30805-30702-31012-31003-500-10602-11502-12301-22401-111-169-164-162
. Состояние разработки месторождения
3.1 Фактическое состояние разработки
Эксплуатационное разбуривание газоконденсатных залежей на месторождении осуществлялось в период с 1987 по 1996 г. В настоящее время для добычи газа и конденсата из нижнемеловых отложений на месторождении пробурено 378 эксплуатационных и наблюдательных скважин. По состоянию на 01.07.06 г на балансе ООО «Ямбурггаздобыча» находится 343 скважины, из которых 328 составляют эксплуатационный фонд и 15 наблюдательные. Действующий фонд скважин достиг 199 ед., 81 скважина находится в бездействии и 48 ожидают подключения и проведения дополнительных работ.
Основная часть бездействующего фонда представлена скважинами с низкими устьевыми параметрами (33 ед. или 40,7% от всего количества). Анализ выполненных промыслово-геофизических исследований последних свидетельствует о том, что в данную категорию входят не только скважины, дальнейшая эксплуатация которых невозможна вследствие низких добывающих возможностей при снижении пластового давления в зоне отбора, но и требующие ремонтных работ по ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн и водоизоляции (скв. № 10903, 10904, 12906, 30104, 30806, 30908, 31103, 31605, 32108). В низкопродуктивных скважинах с удовлетворительным техническим состоянием из-за недостаточных скоростей потока газа на забое происходит образование столба жидкости частично или полностью перекрывающего интервал перфорации и способствующего уменьшению добывающих возможностей (скв. 10905, 20307, 20604, 31610, 31607). Для таких скважин необходимо проведение работ по интенсификации притока газа путем дострела или перестрела интервалов перфорации, в том числе приобщению
I объекта, а также, по возможности, проведение ГРП. В случае неэффективности или невозможности проведения этих работ в данных скважинах целесообразна замена НКТ на меньший диаметр и доспуск их до нижних отверстий перфорации.
Таким образом, категория скважин с низкими устьевыми параметрами даже при вводе ДКС не может быть полностью востребована как резервный фонд для добычи газа и конденсата. Практически на всех скважинах требуется проведение ремонтно-восстановительных работ для ввода их в эксплуатацию.
Помимо скважин с низкими устьевыми параметрами, находящимися в бездействии, значительное количество остановлено по причине неудовлетворительного технического состояния, связанного с негерметичностью эксплуатационных колонн (20 ед. или 24,7%) и их обводнением (15 ед. или 18,6%).
Практически во всех скважинах с негерметичностью эксплуатационных колонн происходит обводнение за счет поступления в ствол вод водоносных пластов. При остановке таких скважин призабойная зона насыщаетс жидкой фазой, что приводит к ухудшению ее продуктивной характеристики, вплоть до полного прекращения притока. Ремонт скважин осуществляется установкой пакерующих устройств или спуском дополнительной колонны и, как правило, характеризуются относительно низкой успешностью и необходимостью проведения дополнительных работ по интенсификации притока газа. Наиболее эффективным мероприятием по выводу из бездействия указанных скважин является по возможности забурка в них второго ствола.
Обводнение скважин водами разрабатываемых пластов происходит как за счет подъема газоводяных контактов в пластах БУ31, БУ83 ,БУ91(скв. 10202, 12902, 31806, 32402 и др.), так и за счет поступления их в интервал перфорации через негерметичность цементного кольца или установленных мостов (скв. 12005, 32107, и др.). Ремонт указанных скважин, особенно после длительного простоя, также характеризуются низкой эффективностью, поскольку изоляция обводненных пластов, а также проникновение через интервал перфорации жидкости в газоконденсатные пласты при остановке скважин существенно ухудшает их начальную продуктивность и требует помимо водоизоляции проведения дополнительных работ по интенсификации притока газа.
Категория скважин с удовлетворительным техническим состоянием, но не эксплуатируемых по причине низкой продуктивности, в бездействующем фонде по отношению к другим категориям незначительна и составляет 13 ед. (16,0%). Работа этих скважин невозможна из-за неблагоприятного температурного режима и опасности загидрачивания. Как правило, в этих скважинах перфорацией вскрыты продуктивные пласты с низкими фильтрационно-емкостными параметрами. С начала разработки залежей в данной категории скважин проведен значительный объем работ по интенсификации притока газа с помощью физико-химических обработок призабойных зон различными композициями. В основном применялись кислотные виды обработок, также как оцетонокислотные, спиртокислотные, глинокислотные, азотнокислотные и др. Однако, ощутимых результатов эти методы не принесли. Более существенная эффективность достигнута при использовании ГРП для повышения продуктивности скважин.
В период с 2002 г. в газоконденсатных скважинах силами фирмы «Тюменбургаз», компании «Шлюмберже» и ОАО «Пурнефтеотдача» проведено 44 ГРП, из которых на 37 получены положительные результаты. Данный способ интесификации рекомендуется по-возможности принять в качестве основного для вывода из бездействия низкопродуктивных скважин.
Практически весь фонд скважин, ожидающих подключения на УКПГ-1В и УКПГ-3В не может быть введен в эксплуатацию без проведения в них дополнительных работ по ликвидации негерметичности колонн, изоляции водопритока, интенсификации притока и др., а также освоения (незавершенные производством). В районе УКПГ-2В скважины, которые не были в эксплуатации, либо недоосвоены, либо требуют производства аварийно-восстановительных работ (прихват или обрыв НКТ, замена фонтанной арматуры).
Находящиеся на балансе Ф. «Тюменбургаз» все десять скважин на УКПГ-1В как освоенные, так и неосвоенные требуют проведения работ по ликвидации негерметичности и водоизоляции, а также аварийно-восставновительных работ. В районе УКПГ-2В, за исключением пяти скважин 210 куста и скв. 21308 неперфорированных, остальные 12 на действующих кустах ожидают либо дополнительного освоения, либо проведения после освоения ремонтных работ.
Таким образом, простаивающий фонд эксплуатационных газоконденсатных скважин на месторождении составляет 160 ед., из которых только 13 скважин с удовлетворительным техническим состоянием ожидают ввода или не освоены. Для пуска в работу остальных скважин необходимо проведение работ по их капитальному ремонту и интенсификации.
Оценивая результаты проводимых на месторождении ремонтных работ, следует отметить их относительно низкую успешность для вывода скважин из простоя. Так из 25 скважин, капитально отремонтированных в 2004 г., введены в эксплуатацию только 10, то есть успешность составила 40%. Отдельные скважины (№ 10202, 10402, 10706, 10903, 12002, 12205, 12602, 12603, 12605, 21307, 21704, 30507, 30702 и др.), несмотря на проведенные работы, не подлежат восстановлению по комплексу технических и геологических причин. Часть этого фонда может быть переведена для эксплуатации сеноманской залежи в качестве добывающих или наблюдательных, остальные из-за невозможности дальнейшего использования подлежат ликвидации.
Анализ геолого-промысловых характеристик разреза, технического состояния простаивающего фонда скважин, а также среднестатистические показатели эффективности различных видов ремонтных работ свидетельствуют о том, что за счет освоения скважин незавершенного производства и выполнения мероприятий по выводу из бездействия уже пробуренных скважин, действующий фонд в соответствии «Программой вывода из незавершенного производства и ремонта скважин ООО «Ямбурггаздобыча» на период 2006-2008 г», к 2009 г может быть максимально пополнен на 40-50 ед. без учета выбытия.
|
Скачать 0.53 Mb.