Литолого-стратиграфическая характеристика
Геологический разрез месторождения представлен песчано-глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского осадочного чехла и метаморфизованными породами палеозойского фундамента. Только в разрезах глубоких разведочных скважин вскрыты нижнемеловые и частично юрские отложения на максимальной глубине 4024 м.
Охарактеризованность керновым материалом крайне неравномерная и сравнительно хорошо изучена только сеноманская продуктивная толща.
В основу приводимой литолого-стратиграфической характеристики положена унифицированная стратиграфическая схема, рассмотренная в г. Тюмени в 1990 г. и утвержденная МСК СССР в 1991 г. в г. Ленинграде. Ниже дано краткое описание вскрытой части разреза.
Юрская система.
Отложения юрской системы подразделяются на тюменскую, абалакскую и баженовскую свиты.
Тюменская свита — (нижняя и средняя юра) представлена аргиллитами, алевролитами и песчаниками, сложно чередующимися между собой. Алевролиты серые, темно-серые, слюдистые, крепкосцементированные с тонкой горизонтальной и волнистой слоистостью. Песчаники серые, мелкозернистые, слюдистые, крепкосцементированные, прослоями карбонатные. Аргиллиты темно-серые, почти черные, алевритовые, слюдистые, плотные, прослоями сидеритизированные. По разрезу наблюдаются обильные включения углистого и углисто-глинистого материала. Песчано-алевритовые пласты характеризуются резкой невыдержанностью по площади, значительной глинистостью. Толщина отложений свиты 64 — 538 м (скв. 30, 31, 32, 34).
Нижняя подсвита представлена опоковидными глинами с примесью алевритового материала, с прослоями опок и реже диатомитов.
Средняя подсвита сложена серыми с зеленоватым оттенком плитчатыми диатомовыми глинами и диатомитами.
Верхняя подсвита представлена диатомовыми глинами зеленовато-серыми, с прослоями глауконитовых алевритов и песков. Общая толщина отложений свиты 180 — 210 м.
Тавдинская свита — Р2 — 3 представлена глинами, зеленоватосерыми, хорошо отмученными, слабо алевритистыми с прослоями песков. Общая толщина отложений свиты достигает 70 м.
Атлымская свита — РЗ а1 сложена песками, светло-серыми, тонкогрубо-зернистыми, полевошпатово-кварцевыми, каолинизированными, с прослоями плитчатых глин и включениями гравия и галек. Толщина отложений свиты до 70 м.
Четвертичная система
Четвертичные отложения залегают на размытой поверхности палеогеновых отложений и представлены песками, с включениями гальки и гравия, глинами, супесями, суглинками, в верхней части с пропластками торфа. Толщина отложений до 80 м.
Особенности формирования и нефтегазоносность терригенных отложениях ...
... и выявление возможных перспектив нефтегазоносности. ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ ФОРМИРОВАНИЯ ДЕВОНСКИХ ТЕРРИГЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В геологической истории развития территории Волго-Уральской области выделяются рифейский, ... которые вследствие некомпенсированного осадконакопления не фиксируются в структурном плане среднефранских отложений. Формирование этих прогибов завершилось в верхнефранское время. В верхнефранское ...
1.2 Тектоника, В тектоническом строении Западно-Сибирской плиты принимают
Согласно тектонической карте мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы под редакцией И.И. Нестерова, составленной в 1984 г. Медвежье месторождение находится в пределах структуры первого порядка — Медвежьего мегавала. Мегавал имеет меридиональное простирание, его длина 180 км, ширина 25 — 50 км. На Севере мегавал отделяется седловиной от Харвутинского вала, и граничит Танловской впадиной, на востоке Нарутинской впадиной и на западе — Нижнее — Надымской впадиной. В пределах мегавала выделяются (с севера на юг): Ныдинское куполовидное поднятие (КП), Медвежий мегавал, Западно — Пангодинский структурный нос, осложненные структурами третьего порядка.
По отражающему горизонту «Б» Ныдинское КП оконтуривается изогипсой минус 3300 м и имеет размеры 17,5 х 12,5 км, амплитуду 250 м. Свод поднятия осложнен двумя вершинами. Медвежий вал оконтуривается изогипсой минус 3300 м, размеры его 40 х 90 км, амплитуда 250 м. Сводовая 1 часть осложнена тремя вершинами на разных гипсометрических уровнях. Седловина, разделяющая эти структуры, имеет широтное простирание при глубине около 50 м
По структурной карте отражающего горизонта «Г» Ныдинское (поднятие и Медвежий вал оконтуривается изогипсой минус 1100 м (приложение).
Размеры Ныдинского поднятия по данной изогипсе — 37х15 км, амплитуда 150 м; размеры Медвежьего вала — 20 х 80 км, амплитуда 100 м.
По кровле сеноманских отложений Медвежий вал и Ныдинское куполовидное поднятие оконтуриваются изогипсой минус 1150 м, при этом их общая длина достигает 120 км, ширина достигает 26 км. Амплитуда Медвежьего вала равна 175 м, а Ныдинского поднятия 125 м. Восточное крыло их крутое (до 2 град.) по сравнению с западным (0 град. 30 мин).
Медвежий вал осложнен тремя поднятиями: северным, центральным и южным.
Данные эксплуатационного бурения существенно уточнили структурный план месторождения. Наибольшие уточнения внесены в результате бурения скважин в пределах северного поднятия (район скв. 11).
По новым данным бурения структурная поверхность по кровле сеноманской продуктивной толщи по своей конфигурации оказалась более сложной.
1.3 Газоносность, В пределах Западно
Толщина пропластков и пластов-коллекторов составляет 0,4 — 28 м. Наибольшее распространение имеют коллектора от 2 до 4 м. Толщины глин заглинизированных пород изменяются от 0,4 до 25 м.
Таким образом, продуктивная толща Медвежьего месторождения расчленяется наряд мезоциклитов, циклитов, продуктивных пачек. Сверху вниз: песчано-алевритовая; песчаная и песчано-алевритовая пачки. В своих верхних частях пачки имеют алеврито-глинистые пласты, неоднородные и прерывистые по площади и разрезу. Отсюда макро — и микронеоднородность, расчлененность, и прерывистость геологических тел, слагающих пачки, определяют в целом газодинамическую, но не гидродинамическую связанность коллекторов в залежи. Блочная или пачечная модель-схема геологического строения отвечает пластово-массивному типу залежей.
Технологический процесс обработки вала шлицевого
... ступенчатые валы средних размеров (диаметром 25…125 мм, длиной до 250 мм) - шлицевые с глухим или сквозным центральным отверстием. Шлицевые валы ... - - Таблица 3. Механические свойства стали 45Х ГОСТ 4543-71 Предел текучести у т , н/мм2 Временное сопротивление у в , н/мм2 ... способа её получения При выборе материала учитывали: условия работы детали; характер и величину действующей на деталь нагрузки; ...
Содержание коллекторов в газонасыщенной части разреза колеблется от 17 до 90%, составляя в среднем для залежи — 70%. В результате эксплуатационного бурения было установлено значительное сокращение содержания коллекторов в зонах микропрогибов и структурных заливов на крыльях. В этих зонах эффективные газонасыщенные толщины составили 30 — 50 м, вместо ожидаемых 60 — 70 м. Суммарная эффективная газонасыщенная толщина по скважинам изменяется 3,6 — 126,0 м в пределах южного купола, от 14,0 до 96, 4 м на центральном куполе, от 14,6 до 99,4 м, на северном куполе, от 7,0 до 97,4 м на Ныдинском куполе.
Залежь газа является пластово-массивной, по всей площади подстилается подошвенной водой. ГВК отбит на абсолютных отметках от 1227,6 до 1141,2 м и постепенно погружается с юга на север.
В пределах Медвежьего вала ГВК наклонен в основном в пределах отметок от 1227,6 до 1133,8 м, а на Ныдинском поднятии от 1136,6 до 1141,4 м. Данные эксплуатационного бурения подтвердили ранее установленный наклон ГВК в северном направлении.
Высота залежи в пределах южного, среднего и северного куполов Медвежьего вала равна 155 м и 122 м, а Ныдинского поднятия 125 м. Залежь имеет следующие размеры: длина 116 км, ширина до 26 км, площадь газоносности 1993,3 км 2 .
При испытании разведочных скважин из продуктивной толщи сеномана получены промышленные притоки газа от 541 до 1490 тыс. м 3 /сут через 25,4 — 31,7 мм штуцер при депрессиях 0,195 — 3,75 МПа. Начальный дебит эксплуатационных скважин 519 — 1500 тыс. м3 .
1.4 Пористость, проницаемость, начальная газонасыщенность, Коллекторами газа являются пески, песчаники с глинистым цементом, а также крупно
Наиболее часто встречаются значения пористости 25 — 35%. Среднее значение пористости по керну составило 28,8%. Проницаемость определена на 569 образцах, в том числе на 273 — из газонасыщенной части.
Изменяется проницаемость от 0,001 до нескольких . Остаточная водонасыщенность определена на 535 образцах.
Коллекторские свойства находятся в зависимости от гранулометрической характеристики. Так открытая пористость песчаников изменяется от 33,9% до 38,4%, проницаемость — от 0,8 до 3,1, остаточная водонасыщенность 8,1 — 23,5%.
Открытая пористость алевролитов составляет 20,1 — 36,3%; проницаемость 0,0006-0,118 ; остаточная водонасыщенность 19,9 — 92,5%.
В неотсортированных породах открытая пористость составляет 22,1 -37,6%, проницаемость 0,0046-2,305, остаточная водонасыщенность 14,4 -87,4%.
По ГИС коэффициент пористости, определенной по уравнению регрессии вида К n =f(Ро) составил 30,2%.
Средневзвешенное значение коэффициента газонасыщенности составило 70,5%.
Проницаемость определена по установленной универсальной зависимости Требина-Ханина — lgK np =f(Kпэф ).
Для Медвежьего месторождения получено уравнение регрессии:
(1.1)
Средневзвешенное значение проницаемости по месторождению составило 0,6 .
Продуктивная толща имеет сложное строение: характеризуется незначительной изменчивостью литологического состава, сильной расчлененностью, с повышенной неравномерной глинистостью.
Применение геофизических методов для контроля за техническим ...
... конструкции скважины. Для выявления этих нарушений применяются методы определения технического состояния колонн. В данной дипломной работе рассмотрены ... Сок, Шешма и другие. В послереволюционный период исследованиями территории занимались И.М. Губкин, М.Э. Ногинский, А.Д. ... карта района работ. Составили Н.Г. Абдуллин, Л.З. Аминов, В.С. Суетенков /13/. 2. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ИЗУЧЕННОСТЬ Первые ...
Характерной особенностью распределения проницаемости по площади является ухудшение ее в сторону законтурной области. Зоны повышенных значений проницаемости приурочены, как правило, к зонам повышенного содержания коллекторов. Анализ распределения проницаемости по разрезу свидетельствует о ее дифференцированном характере. Отмечается улучшение фильтрационной характеристики в нижней части по скважинам УКПГ — 3, 1 и 4 и ухудшение по скважинам УКПГ — 5, 7, 2 .
1.5 Толщина пласта, Толщина проницаемых прослоев колеблется от
Суммарное содержание коллекторов изменяется от 45 до 85%, т.е. в разрезе преобладают в основном литологические разности.
По месторождению наблюдается субширотное чередование зон высокого содержания коллекторов (К пес > 0,7) с участками пониженной песчанистости (Кпес > 0,2 — 0,5) — в межсводовых и боковых прогибах.
В результате эксплуатационного бурения установлено, что структурная поверхность по своей конфигурации оказалась сложной. Сложность ее заключается в нарушении плавного очертания крыльевых зон и дифференциации сводовых частей на небольшие куполовидные поднятия.
Усложнения структурной поверхности привели к сокращению общих и эффективных толщин не только в межсводовых и боковых прогибах, но и в зоне расположения эксплуатационных скважин.
Так скважины УКПГ — 5 (№№504, 511, 503), УКПГ — 7 (№№715, 716) вскрыли продуктивные отложения на 10-50 м гипсометрически ниже проектных отметок. На 35 — 40 м ниже ожидаемого вскрыты продуктивные отложения скважинами УКПГ — 8 (№№852 853, 858, 859).
Ниже ожидаемых отметок вскрыта кровля сеномана по скважинам УКПГ — 9 (№№1056, 1057, 1047), где разрез практически заглинизирован. Не подтвердили приподнятый участок, выделенный по сейсмике, результаты бурения скважин 1050-1051-1045-1046. Фактически продуктивные отложения вскрыты на 15 — 17 м ниже проектных отметок.
1.6 Показатели неоднородности, Продуктивная толща имеет неоднородное строение как по площади, так и по разрезу.
Для характеристики неоднородности использованы следующие показатели:
1. Коэффициент относительной песчанистости (К пес ).
2. Коэффициент расчлененности.
3. Общая и эффективная толщина.
4. Коэффициент проницаемости.
Коэффициент относительной песчанистости представляет собой отношение эффективной толщины, выделенной в разрезе данной скважины к се общей толщине. Значение К пес по площади изменяется от 0,3 до 0,9. Высокие значения параметра приурочены к оводовым участкам залежи. В песчано-алсвритовых породах при значении Кпес более 0,5 высока вероятность наличия газодинамической связи между пластами.
Коэффициент расчлененности (К р ) определяется путем деления суммы числа проницаемых прослоев на эффективную толщину. Кр изменяется от 0,8 до 8,9. По данному параметру наиболее неоднородной характеризуется зона размещения скважин УКПГ — 2, 7 и 9.
В целом же, сеноманская продуктивная толща Медвежьего месторождения представляет собой единую газогидродинамическую систему, которая характеризуется неповсеместным распространением проницаемых пластов по площади и частым расчленением их на ряд пропластков.
1.7
Сведения о подземных водах юрских и меловых отложений получены на месторождении в результате опробования 53 водных, водогазовых и водонефтяных объектов в 17 глубоких разведочных и 6 пьезометрических скважинах. В разрезе осадочного чехла месторождения вскрыты два мощных водонапорных комплекса: верхневаланжин — барремский и апт — сеноманский, перекрытые регионально-выдержанным турон-палеогеновым водоупором мощностью до 670 метров, над которым залегает олигоценчетвертичный водоносный комплекс.
При опробовании вод верхневаланжин — баремского комплекса пластовые температуры вод изменялись от 96 до 116,5°С. Воды по химическому составу хлоридо — натриевые двух типов. В южной части месторождения (особенно Медвеженское поднятие) получены воды преимущественно хлоридо-кальциевого типа с минерализацией 36,8 г/л. Концентрацией йода — 2,5 мг/л, брома — 74,2 мг/л и бора до 3 мг/л. На севере месторождения (Ныдинское поднятие) воды гидрокарбонатно-натриевого типа с минерализацией 5,5 — 11,5 мг/л. Концентрацией йода до 3,3 мг/л, брома до 13,9 мг/л и бора до 1,8 мг/л. Газонасыщенность достигает 2600 см 3 /л.
При опробовании водоносных горизонтов, залегающих в нижней части апт-сеноманского комплекса, средний пластовые температуры изменялись от 63 до 82°С на Медвеженском валу и от 57 до 74°С на Ныдинском поднятии. Воды гидрокарбонатно-натриевого типа с минерализацией 7,0 — 15,6 г/л. Концентрацией йода 1,7 — 16,5 мг/л, брома 13,3 — 40 мг/л и бора 2,5 — 12,4 мг/л. Газонасыщенность достигает 3500 см 3 /л Из аптских отложений при испытании пьезометрических скважин получена хлоридо-натриевая вода хлор-кальциевого типа с минерализацией 20,4 г/л и концентрациями йода, брома и бора, равных соответственно 16,2, 63,4 и 5,0 мг/л. Газонасыщенность вод составила 2000 см3 /л.
Результаты определений по керну свидетельствуют, что водонасыщенные коллекторы, также как и газонасыщенные, характеризуются высокими фильтрационно-емкостными свойствами: К п достигает 36,6%, проницаемость 2,1 мкм2 .
Пластовые температуры подошвенных вод залежи составили 33 — 37°С на Медвеженском валу и 30 — 32°С на Ныдинском поднятии. Воды гидрокарбонатно-натриевого типа с минерализацией 16,6 — 21,2 г/л Концентрацией йода 12,6 — 29,9 мг/л, брома 36,6 — 68,95 мг/л. Газонасыщенность подземных вод сеноманского горизонта составила 1970 см 3 /л на Медвеженском поднятии и 2060 см3 /л на Ныдинском поднятии. Сеноманский водоносный горизонт имеет значительную толщу и прослеживается на сотни километров. Все это обуславливает упруго-водонапорный режим разработки сеноманской залежи Медвеженского месторождения.
В разрезе турон — палеогенового флюидоупора выделяется верхнепалеоценовый водонапорный горизонт, который перекрывается палеогеновым водоупором, сложенным глинистыми и кремнистыми породами.
Самый верхний олигоценчетвертичный водоносный комплекс расположен в зоне многолетней мерзлоты. При опробовании подземных вод межмерзлотных горизонтов получили их химический состав. Воды преимущественно гидрокарбонатно — кальцевые, магниевые и натриевые с минерализацией 0,02 — 0,51 г./л.
1.8 Состав газа [1]
По данным анализов химический состав газа сеноманской продуктивной толщи сходен с газами аналогичных месторождений севера Тюменской области. Газ имеет метановый состав (содержание метана 98,951 — 99,404%) с очень незначительным содержанием тяжелых углеводородов (0,08 — 0,096%).
Содержание азота 0,550 — 0,767%, углекислого газа 0,011 — 0,062%. Сероводород в газе не обнаружен (таблица 2.1).
Относительный удельный вес газа по воздуху составляет 0,56. Низшая теплотворная способность колеблется в пределах 32758,66 — 33519,42 кДж.
Специальных газоконденсатных исследований в сеноманских отложениях не проводилось.
Запасы газа
Запасы газа утверждены ГКЗ СССР в
ТюменНИИГипрогазом произведена оценка запасов газа сеноманской залежи по состоянию на 01.10.02 г. При этом учтена информация по 188 скважинам, вскрывшим ГВК. Начальные запасы газа составили 1944,8 млрд. м 3 .
Таблица 1.1. Состав газа сеноманской залежи месторождения Медвежье
|
Наименование компонента |
Химическая формула |
Содержание, % об |
|
|
Метан |
СН4 |
98,860 |
|
|
Этан |
С 2 Н6 |
0,100 |
|
|
Пропан |
СзН 8 |
0,009 |
|
|
Бутан |
C 4 H10 |
0,002 |
|
|
Пентан |
C 5 H12 |
следы |
|
|
Двуокись углерода |
С0 2 |
0,100 |
|
|
Азот |
N 2 |
0,880 |
|
2.1 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)
|
Зона отбора |
Отбор, годовой |
Млрд м3 накопленный |
Дебит, тыс. м3сут |
Давление, пласт |
Мпа Устье |
Депрессия, Мпа |
Кол-во скважин |
|
|
1 |
5,499 6,684 |
205,698 212,3 |
349,3 374,0 |
3,75 3,80 |
3,20 3,14 |
0,19 0,14 |
44 42 |
|
|
2 |
2,444 2,109 |
145,042 143,6 |
310,5 226,0 |
3,58 3,56 |
2,96 3,00 |
0,24 0,12 |
22 29 |
|
|
3 |
2,382 2,014 |
147,434 147,3 |
350,4 347,5 |
4,11 3,74 |
3,49 2,99 |
0,27 0,16 |
20 25 |
|
|
4 |
5,878 6,941 |
200,848 199,5 |
265,0 382,0 |
3,76 3,91 |
3,25 3,06 |
0,14 0,14 |
62 41 |
|
|
5 |
3,045 2,518 |
131,081 129,8 |
304,0 315,0 |
3,64 3,62 |
3,18 3,01 |
0,18 0,18 |
30 37 |
|
|
6 |
2,811 2,496 |
123,488 122,2 |
341,7 316,0 |
2,96 3,14 |
2,50 2,71 |
0,19 0.20 |
23 22 |
|
|
7 |
2,611 2,265 |
111,671 99,9 |
292,0 272,5 |
3,25 3,38 |
2,67 2,78 |
0,32 0,16 |
25 24 |
|
|
8 |
3,776 3,232 |
135,783 134,7 |
405,9 423,3 |
3,84 3,95 |
3,18 3,17 |
0,28 0,15 |
28 24 |
|
|
8а |
3,666 3,876 |
48,177 49,4 |
330,5 331,7 |
5,10 5,08 |
3,95 3,75 |
0,28 0,17 |
33 35 |
|
|
9 |
9,779 9,606 |
305,933 305,7 |
380,0 324,5 |
3,84 3,72 |
3,13 3,16 |
0,21 0,17 |
79 79 |
|
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. м 3 , 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.
3.1 Конструкция газовых скважин [5]
Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, имеющая при малом поперечном сечении значительную длину. Начало скважины называется устьем, ее конец — забоем. Все полое пространство скважины от устья до забоя называется стволом.
Назначение скважины — извлечение пластового флюида на дневную поверхность, т.е. скважина является каналом, соединяющим газовый пласт с поверхностью земли.
Весь фонд скважин, предназначенный для добычи газа называется эксплутационным фондом. Кроме эксплутационных имеются еще и контрольные (наблюдательные) скважины.
Каждая скважина за время ее эксплуатации должна иметь устойчивые стенки и надежное разобщение пластов и пропластков друг от друга по всей пройденной скважиной толще пород. Для чего по окончании бурения всего ствола или же после завершения проходки определенного интервала пород в скважину опускают обсадную колонну, которая собирается из высокопрочных стальных труб на резьбовых соединениях и закрепляется в скважине путем заливки цементного раствора в кольцевое пространство между стенками скважины и трубами.
Совокупность данных, характерезующих диаметр пробуренной скважины на разных глубинах, количество, диаметр и длину обсадных колонн, спущенных в скважину, а также интервалы пространства за колоннами, закреплённые цементным кольцом, называется конструкцией скважины. Наиболее простой является одноколонная конструкция, когда в скважину опускается только одна колонна труб, не считая кондуктора и направления.
При любой конструкции скважины последняя обсадная колонна спускается до проектной глубины, называется эксплуатационной колонной, через которую производится эксплуатация скважины.
Устье скважины обвязывается колонной головкой ГКК (головка колонная клиновая) — и фонтанной арматурой.
Скважины месторождения Медвежье оснащаются фонтанными арматурами (ФА) отечественного и зарубежного производства. ФА рассчитаны для работы при температуре до минус 40°С и пластовых давлениях 21 и 35 МПа.
На месторождении принята следующая конструкция скважин (рисунок 3.1):
- кондуктор диаметром 324 мм и проектной глубиной 550 м;
- эксплуатационная колонна диаметром 219 мм и проектной глубиной Н=1250 м;
- НКТ в основном диаметром 168 мм.
Для оборудования скважин используются колонные головки ОКК -1 -210 — 219х324 и фонтанная арматура АФК-150/100-210ХЛ.
1 — однофланцевая колонная головка, 2 — клиновидный трубодержатель, 3 — уплотнительный элемент, 4 — задвижка межколонного давления, 5 — трубная головка, 6 — задвижка затрубного давления, 7 — подвесной барабан, 8 — коренная задвижка, 9 — надкоренная задвижка, 10 — буферная задвижка, 11 — буфер, 12 — рабочие задвижки струн, 13 — контрольные задвижки струн, 14 — штуцер регулируемый угловой.
Рисунок 3.1. Схема обвязки устья газовых скважин фонтанной арматурой АФКб 150х100х210
Устьевое оборудование скважин предназначено для герметизации устья скважины, контроля и регулирования режима ее эксплуатации и регулирования проведения различных технологических операций.
В комплект устьевого оборудования входят колонная головка и фонтанная арматура, которая включает в себя трубную головку и «фонтанную елку» с запорными и регулирующими устройствами.
Фонтанные арматуры предназначены для каптажа и регулирования дебита смеси нефти, газа и воды на устье скважины при естественном фонтанировании при рабочем давлении до 70 МПа, и температуре окружающего воздуха до минус 40°С; имеют наружную защиту для условий умеренного холодного климата, согласно техническим условиям контракта.
Колонные головки предназначены для подвешивания и обвязки обсадных колонн (эксплуатационных и промежуточных), для герметизации кольцевого зазора между ними на устье скважин и установки запорного оборудования в процессе бурения и эксплуатации скважин.
Устройство и назначение составных частей комплекса скважинного оборудования КСО-168/219-21.
В техническом описании приняты следующие обозначения:
1) комплекс скважинного оборудования КСО 168/219-21.
Комплекс скважинного оборудования предназначен для оснащения вертикальных и наклонно-направленных газовых скважин.
где 168 — условный диаметр лифтовых труб, мм
219-условный диаметр эксплуатационной колонны, мм
21 — рабочее давление, МПа
2) пакер стационарно — съемный гидравлический ПССГ 219-21.
Пакер стационарно — съемный гидравлический предназначен для герметичного разобщения затрубного пространства от пласта и внутренней полости лифтовой колонны с целью защиты эксплуатационной колонны от воздействия скважиной среды.
3) клапан циркуляционный КЦ 168-21.
Клапан циркуляционный предназначен для сообщения и герметичного разобщения внутренней полости лифтовой колонны от затрубного пространства при проведении различных технологических операций в процессе освоения и эксплуатации скважин, оборудованных пакером;
- Рабочее положение клапана при эксплуатации — закрытое.
4) клапан забойный КЗ 168 — 21.
Клапан забойный предназначен для перекрытия проходного сечения лифтовых труб. Клапан забойный включает клапан — отсекатель КО 168-21 и замок 3 — 102.
Клапан — отсекатель предназначен для автоматического перекрытия проходного сечения лифтовой колонны при аварийном дебите газа и состоит из переводника, корпуса, удлинителя, лимба и наконечника, соединенных между собой на резьбе.
Замок предназначен для установки клапана забойного в ниппеле посадочном НП 168.146-21.
3.2 Технологический режим эксплуатации скважины
Для того чтобы эксплуатировать скважину при наибольшем дебите, необходимо установить для нее рабочий дебит, наиболее целесообразный с точки зрения технологии, техники и экономики, обеспечивающий бесперебойную, безопасную, безаварийную работу скважины. Для выбора и обоснования рабочего дебита введены понятия максимально допустимого и минимально необходимого дебитов. Максимально допустимый дебит — это дебит, при котором скважина может эксплуатироваться без опасности разрушения пласта, обводнения, вибрации и т.д. Превышать этот дебит недопустимо, так как скважина будет обводняться, начнет разрушаться пласт, возможны аварийные ситуации. Минимально необходимый дебит — это дебит, при котором обеспечивается вынос с забоя жидкости и твердых частиц или, например, не образуются в стволе гидраты.
Рабочие дебиты заключены в пределах между максимально допустимыми и минимально необходимыми. На выбор и обоснование рабочего дебита влияет множество взаимосвязанных и взаимоисключающих факторов. Определяет дебит геологическая служба на срок от 3 до 9 мес.
Технологическим режимом эксплуатации скважины называют совокупность показателей и условий, обеспечивающих наибольший возможный рабочий дебит и нормальную работу оборудования скважины и промысловых сооружений.
Выбор режима работы скважины (депрессия, дебит скважины) зависит от:
1) плотности породы;
2) формы залегания пласта;
3) пористости и проницаемости пласта;
4) характера залегания пластовых вод;
5) количество пробуренных скважин — нагнетательных, добывающих, наблюдательных (пьезометрические);
6) экономическая эффективность при промышленной разработки месторождения.
Заданный режим заносят в технологическую карту эксплуатации скважины, которая служит для оператора руководством к действию. При назначении технологического режима учитываются результаты исследования всех процессов, происходящих в системе «пласт-скважина».
В условиях существенного снижения давления и активного внедрения пластовых вод в залежь, приуроченную к слабо сцементированным коллекторам, рабочие дебиты скважин должны выбираться таким образом, чтобы исключить разрушение пласта-коллектора и перенос продуктов разрушения через скважинное оборудование. Следовательно, необходимо проведение специальных газодинамических исследований скважин в целях назначения оптимальных и максимально допустимых режимов их работы и последующего контроля. Такие исследования целесообразно проводить с применением устьевых сепарационных устройств (УСУ), позволяющих непосредственно на скважине определять количественное содержание механических примесей и капельной влаги на каждом режиме ее работы.
Величина максимально допустимого дебита скважины и продолжительность периода работы скважины до проведения повторных специальных исследований определяются с учетом характера индикаторных кривых, по форме которых можно судить о разрушении коллектора и об очищении призабойной зоны скважины во время проведения исследований, а также результатов общего гидрохимического анализа проб выносимой жидкости, гранулометрического и минералогического анализов проб механических примесей.
Условия, ограничивающие дебит, условно разделены на геологические, технологические, технические и экономические.
Геологические условия могут привести к разрушению пласта в призабойной зоне и образованию языков и конусов обводнения. В рыхлых, слабосцементированных пластах при высоких скоростях газа на забое и больших депрессиях происходит разрушение пласта и вынос на забой твердых частиц. Возникает опасность обвала кровли пласта, а выносимая порода разрушает оборудование скважины и промысловые установки. При исследованиях скважины достаточно точно определяют депрессию и дебит, выше которых происходит разрушение пласта. Эти дебит и депрессию называют максимально допустимыми.
Если дебит и депрессия превышают максимально допустимые, эксплуатировать скважину запрещается.
Если имеется подошвенная вода или скважина расположена вблизи ГВК, при определенных значительных дебитах образуются либо конус, либо языки обводнения. Как только вода начинает поступать на забой скважины, уменьшается ее дебит. Породы пласта набухают и уменьшается проницаемость пласта, она уменьшается и за счет того, что часть сечения пор пласта занята водой. В стволе скважины накапливается столб жидкости, также препятствующий движению газа. Поэтому скважину стремятся эксплуатировать без воды на забое.
Не допускают обводнения, эксплуатируя скважину с дебитами, при которых не образуются конусы и языки обводнения. Иногда при исследованиях определяют дебит, при котором скважина обводняется, называют его максимально допустимым, а эксплуатируют скважину при более низком безводном дебите. Однако даже кратковременное обводнение приводит к необратимому уменьшению проницаемости пласта и, следовательно, к уменьшению производительности. Поэтому допустимый безводный дебит стремятся определить расчетным путем.
После ГИС задаваясь дебитом по всему отдельно взятому промыслу можно рассчитать для любой скважины давление на устье и наоборот, задаваясь дебитом рассчитать давление. В результате получаем оптимальный режим работы скважины.
Технологические условия состоят в необходимости поддерживать на устье давление, достаточное для внутрипромысловой транспортировки продукции скважины, создания определенных условий сепарации и подачи газа в газопроводы. Кроме того, стремятся регулировать давление и температуру в стволе скважины в таких пределах, чтобы не образовывались гидраты. На забое необходимо поддерживать довольно высокие скорости (2 — 10 м/с), чтобы обеспечить вынос из скважины жидкости и твердых частиц.
4.1 Задачи и методы исследования продуктивных пластов и скважин
Исследования продуктивных пластов и скважин проводятся с целью получения исходной информации, используемой при подсчёте запасов углеводородов и прогнозировании основных показателей разработки газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений, назначении оптимального технологического режима эксплуатации скважин
Методы получения информации о продуктивных пластах и скважинах условно можно поделить на две группы:
Прямые методы изучения образцов породы и продукции скважин, т.е. лабораторные исследования и прямые вспомогательные методы, такие как кавернометрия, газовый каротаж, изучение шлама при бурении скважин.
Косвенные методы изучения физических свойств пласта и получаемой продукции через комплекс измеряемых параметров при проведении геофизических и газогидродинамических исследований.
4.2 Назначение и периодичность проведения газогидродинамических исследований в газовых, газоконденсатных и газонефтяных скважинах
Назначение и объём газогидродинамических исследований зависит от стадии освоения месторождения:
Исследования на стадии разведки залежи проводятся для получения информации, используемой при подсчёте запасов газа, конденсата и нефти.
Рисунок 4.1. Схема получения информации газогидродинамическими методами исследования скважин
Исследования на стадии опытно-промышленной эксплуатации проводятся для получения информации, позволяющей подтвердить или уточнить запасы углеводородного сырья, более детально изучить основные свойства пласта и пластовой смеси, установить оптимальные величины дебитов скважин и др.
Исследования в процессе разработки месторождения проводятся с целью контроля над разработкой залежи, изучения характера изменения давления по площади и толщине залежи, темпов продвижения воды в залежь, изменения параметров продуктивного пласта, газа конденсата, нефти и воды в процессе разработки, определения перетоков и степени истощения пластов и др.
Схема получения информации газогидродинамическими методами исследования показана на рисунке 4.1. Выбор наиболее оптимального комплекса исследований зависит от состояния обвязки скважин, продуктивной характеристики пластов, продолжительности процесса стабилизации и восстановления давлений, назначения скважины (эксплуатационная, разведочная, наблюдательная), какие параметры необходимо определить и с какой точностью и т.д.
Периодичность проведения исследований зависит от особенностей месторождения и степени подготовленности к разработке, размещения эксплуатационных объектов по площади, проводимых работ по интенсификации притока и капитальному ремонту скважин и др. факторов. Геологическая служба месторождения совместно с проектным институтом согласовывают объём и периодичность исследований эксплуатационных, наблюдательных и пьезометрических скважин.
4.3 Классификация и методы исследований газовых и газоконденсатных пластов и скважин
Исследования скважин, проводящиеся после освоения и в процессе эксплуатации, подразделяются на первичные, текущие, специальные и комплексные.
Первичные исследования проводятся на всех разведочных и эксплуатационных скважинах. Эти исследования являются основными и обязательными. Проводятся в полном объёме. Результаты исследования должны позволить определить параметры пласта и его продуктивную характеристику, оптимальный режим эксплуатации скважины, связь между дебитом, забойным и устьевым давлением и температурой, количество жидкости и твёрдых примесей на различных режимах работы скважины, пластовое давление, влияние характера и степени вскрытия пласта на производительность и величины фильтрационных коэффициентов и др. По отобранным в процессе проведения исследований пробам определяются физико-химические свойства газа, конденсата, нефти и воды.
