медвежье. Западная Сибирь была и остается надежной сырьевой базой страны
 Скачать 2.54 Mb.
|
2. Состояние разработки месторождения Медвежье2.1 Анализ текущего состояния разработки месторождения Медвежье Промышленная эксплуатация Медвежьего месторождения начата в 1972 году. За весь период эксплуатации по состоянию на 01.01.1999 г. из залежи отобрано 1554,240 млрд. м3 газа, что соответствует 70,65% от утвержденных запасов (2200 млрд. м3). До 1990 года фактические отборы превышали проектные значения, затем началось их снижение. По отдельным участкам время начала падения отборов различно. Так для ГП-1 это 1994 год, для ГП – 6, 7, 9 – 1992 год, для ГП – 4, 5–1989 год, ГП – 2, 3, 8 – 1988 год. В настоящее время в условиях падающей добычи основная задача исследований заключается в получении комплекса данных для анализа текущего состояния разработки, определения фильтрационных коэффициентов, продуктивных характеристик скважин и добывных возможностей залежи в целом. Для контроля за изменением пластового давления и составления технологических режимов работы скважин ежеквартально замеряют статические давления на устьях эксплуатационных и наблюдательных скважин. Пластовое давление рассчитывается на середину интервала перфорации. За 1999 год проведено 361 газодинамических исследований, в том числе на стационарных режимах фильтрации с использованием ДИКТа – 102 исследования и коллектором Надым – 1, замером количества механических примесей и воды – 259 скважине-исследовании. По результатам исследований рассчитаны текущие значения фильтрационных коэффициентов пласта. Из всех пробуренных на 01.01.2002 год скважин, наблюдательные и пьезометрические составляют 96 единиц, эксплуатационные – 385 единиц, в том числе действующий фонд составляет – 359 единиц, что на 7 единиц меньше проектного фонда (по проекту 366 скважин). Это связано с простаивающими скважинами из-за высокого давления в коллекторе, находящимися в капитальном ремонте или в ожидании его. Сеноманские продуктивные отложения характеризуются высокими фильтрационными свойствами. В начальный период эксплуатации рабочие дебиты скважин превышали проектные. С выходом месторождения на проектный уровень годовой добычи, дебиты скважин приблизились к проектным значениям, в настоящее время они несколько ниже проектных, что обусловлено падением пластового давления, ограничением дебитов газа из-за выноса воды и песка. В целом продуктивная характеристика остается достаточно высокой, т.к. 12% действующего фонда по всему месторождению работает с дебитами достигающими 500 тыс. м3/сут и более, 56,4% скважин имеют продуктивность 250 – 500 тыс. м3/сут и 31,7% имеют текущую продуктивность менее 250 тыс. м3/сут. Текущий характер распределения продуктивности по площади газоносности показывает, что лучшими добывными возможностями характеризуются районы ГП – 1,4, где 17,4 – 24,0% скважин имеют продуктивность от 500 тыс. м3/сут и выше, против 2,50% скважин ГП -2, 7. Поэтапное освоение месторождения предопределило неравномерный характер суммарного отбора газа по площади газоносности. Годовой отбор с южного участка (ГП – 1 – 4) составил 16615,833 млн. м3, на центральном (ГП – 5 – 8) – 15656,236 млн. м3, а на Ныдинском участке (ГП – 9) – 9598,441 млн. м3, годовой отбор по всему месторождению составил 41870,510 млн. м3, что на 20,0 млн. м ниже проектной годовой добычи, это почти соответствует проектным величинам. С начала эксплуатации с южного участка (ГП – 1 – 4) отобрано 686,743 млрд. м3 газа, с центрального участка (ГП – 5 – 8) -561,770 млрд. м3 и с Ныдинского участка (ГП – 9) – 305,726 млрд. м3 газа. Наибольший суммарный отбор соответствует Ныдинскому участку, а наименьший – 47,822 млрд. м3 новой эксплуатационной зоне – района севернее ГП-8. Пластовое давление в эксплуатационном поле снизилось на 7,71 МПа от начального и составляет 3,79 МПа. Наиболее низкие текущие его значения 3,14 – 3,38 МПа по прежнему характеризуют зону расположения скважин ГП – 6 и ГП – 7, против 5,08 МПа в зоне 8а ГП – 8. Текущее среднее пластовое давление по месторождению соответствует проектным значениям. Таблица 2.1. Сравнение проектных и текущих показателей разработки Медвежьего месторождения по зонам отбора за 1998 год (проект / факт)
Характер распределения пластового давления по площади газоносности формировался под влиянием особенностей геологического строения, очередности освоения и темпов разработки отдельных участков на месторождении. Как по суммарным отборам, так и по характеру снижения пластового давления выделяются три условно самостоятельные зоны – южная (ГП – 1 – 4), центральная (ГП – 5 – 8) и Ныдинская (ГП – 9). Границами этих участков являются зоны глинизации, первоначально установленные по материалам бурения разведочных скважин 8 и 10, находящихся соответственно между ГП- 4 – ГП – 5 и ГП – 8 – ГП – 9 и подтвержденное впоследствии профилем распределения пластового давления. Как видно, первоочередной ввод в эксплуатацию ГП – 2 привел к образованию локальной воронки давления в зоне его расположения. В последующие годы сформировалась вторая зона минимального пластового давления (ГП – 6, 7), где наиболее интенсивный удельный темп падения пластового давления: на каждый млрд. м добытого газа расходуется 0,07 – 0,063 МПа, в то время как на ГП 1 – 4 – 0,045 МПа, что обусловлено различным темпом разработки участков, т.е. различным соотношением отборов и запасов газа. Этот показатель на протяжении всего анализируемого периода имел наибольшие значения именно в районе ГП-6. Анализ контроля за изменением давления по наблюдательным скважинам во времени показал, что темп его снижения соответствует темпу падения пластового давления в эксплуатационном поле соответствующих ГП. Разница давлений в пласте между зонами расположения эксплуатационных скважин и давления в наблюдательных скважинах по годам имеет практически постоянную величину, которая колеблется от 0,03 МПа по району ГП – 3 до 0,20 МПа по району ГП – 9 и зависит от расстояния между наблюдательной скважиной и зоной отбора, т.е. от расположения на профиле соответствующей депрессионной воронки, что свидетельствует о хорошей газодинамической связи центральных и периферийных частей залежи. Контроль за давлением в водоносной части пласта осуществляется замерами уровня жидкости в пьезометрических скважинах. В течении 1998 года такие замеры проведены в 10 – и скважинах. Везде отмечено снижение отметки уровня со средним темпом 6,6 м/год, максимальное снижение уровня равное 21,70 м по 452 скважине, это объясняется тем, что скважина находится в районе ГП – 2. С целью обеспечения равномерной отработки залежи по разрезу продуктивных отложений и длительной безводной отработки эксплуатационных скважин, на месторождении применяется дифференцированная схема вскрытия, эксплуатационные скважины перфорированы в разных частях разреза. Анализ замеров пластовых давлений по кустовым скважинам, вскрывшим различные участки разрезов, показывает, что разница в пластовых давлениях в верхних и нижних частях разреза не превышает 0,20 МПа. В частности, по кустовым скважинам ГП – 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, вскрывшим разрез в верхней и нижней частях толщи разница давлений составляет от 0,02 до 0,20 МПа. На динамику отборов оказывает большое влияние внедряющаяся пластовая вода, которая снижает газонасыщенность отложений, способствует снижению величин предельных депрессий на пласт. Диапазон допустимых депрессий для скважин с водопроявлениями, выше которых начинается вынос песка, колеблется от 0,14 МПа (участок ГП – 6) до 0,43 МПа (участок ГП-8а), т.к. зонам с большей обводнённостью соответствуют меньшие величины предельных депрессий. Активное внедрение пластовой воды в продуктивные отложения – серьезный фактор современного этапа разработки месторождения. Гидрохимический контроль выносимой газом жидкости осуществляется на основе анализа проб жидкости, отбираемых в ходе проведения специальных исследований с использованием устройства Надым – 1 или пробоотборников, установленных на устье скважин. Оперативный химический анализ проводится в химлаборатории НТЦ Надымгазпром. Внедрение пластовых вод в продуктивные отложения способствует водопескопроявлению и обводнению эксплуатационных скважин. Этот фактор со временем прогрессирует и обуславливает возрастание числа капитальных ремонтов скважин, что отразится на уровне годовых отборов. Это подтверждается ежегодным ростом объема ремонтных работ. За текущий год в 19 скважинах проведён капитальный ремонт, из которых в 10-и (№№205, 302, 304, 405, 413, 510, 516, 702, 919, 922) проводились работы по изоляции притока пластовой воды и ликвидации выноса песка, а также повторная или дополнительная перфорация. За счёт восстановленной добычи получено дополнительно 377,830 млн. м3 газа. При этом наиболее отрицательное влияние на продуктивную характеристику оказывает использование глинистого раствора в качестве задавочной жидкости. В таких скважинах, как правило, очистка призабойных зон во времени охватывает период до 3 – 5 лет. В ряде скважин наблюдается скопление жидкости на забое, и это ограничивает их производительность, а часто приводит к остановке скважин. Для удаления жидкости из скважин, восстановления стабильной работы, проводятся интенсификационные работы. Необходимо отметить, интенсификационные работы в некоторых случаях проводились в скважинах, остановившихся по причине самозадавливания и только закачка метанола и ПАВ позволили продолжить их эксплуатацию. Уровень годовой добычи Медвежьего месторождения имеет тенденцию к снижению и определяется величинами пластовых давлений и предельных депрессий в каждом районе добычи. Поддержание уровня годовых отборов обеспечивается интенсивными методами – проведением различных технических мероприятий, научно обоснованных и направленных на поддержание и улучшение продуктивных характеристик, как отдельных скважин так и месторождения в целом. Месторождение эксплуатируется согласно «Проекта разработки сеноманской залежи Медвежьего месторождения на поздней стадии эксплуатации». Накопленный отбор и годовая добыча газа соответствует проектным величинам, пластовые давления соответствуют проектным с разницей по отдельным участкам на 0,18 – 0,02. В таблице 2.3 приведены плановые и фактические показатели разработки месторождения Медвежье. 2.2 Состояние разработки эксплуатационной зоны ГП-5 Основной фонд эксплуатационных и наблюдательных скважин ГП-5 сосредоточен в сводовой части залежи. Количество добывающих скважин по УКПГ-5 – 39 шт., по зоне отбора – 27 шт. Начальные запасы свободного газа по данному участку составляли 139 млрд. м3, в настоящее время отобрано 112,4 млрд. м3, т.е. 79,8%. Годовая добыча – 2,47 млрд. м3. Пластовое давление от начального в настоящее время упало в среднем до 3,4 МПа, т.е. почти на 70%. Обводнение этой части залежи в настоящее время составило в целом 23,7%, по эксплуатационной зоне – 27%. Первоначальный газоводяной контакт при бурении большинства скважин отмечался на абсолютной отметке 1133,0 м. Контроль за ГВК в настоящее время ведется по 4 наблюдательным скважинам. По результатам измерений методом НГК наиболее высокое положение газоводяного контакта отмечается в районе скв. 69 (28 м), расположенной в своде структуры. Подъем ГВК в среднем по зоне отмечается на 20 м. |