Анализ текущего состояния разработки Новоуренгойского месторождения

Анализ текущего состояния разработки Новоуренгойского месторождения

Курсовой проект

Анализ текущего состояния разработки Новоуренгойского месторождения

Разработал: студент ЭДГбзс-12-4

Минаев Тимофей Вячеславович,

Проверил: Саранча А.В.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

.2 Нефтегазоносность

.3 Характеристика продуктивных пластов

.4 Характеристика пластовых флюидов

. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ НОВОУРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

.1 Анализ фонда скважин и показателей эксплуатации

.2 Анализ выработки запасов на основе промыслово-геофизических исследований

.3 Анализ эффективности применяемых ГТМ

ВЫВОДЫ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение - крупнейшее месторождение по запасам газа в Российской федерации - многие годы является одним из базовых в формировании баланса отечественной добычи газа. В пределах Уренгойского месторождения запасы углеводородного сырья выявлены в четырех продуктивных комплексах [сеноманский, неокомский (валанжин), ачимовский, среднеюрский].

Ачимовский продуктивный комплекс Уренгойского месторождения лишь частично совпадает с вышележащими сеноманским и неокомским и распространяется на ряд смежных лицензионных участков, принадлежащих различным недропользователям: Северо-Самбургский, Восточно-Уренгойский, Новоуренгойский, Самбургский, Ево-Яхинский и др.

Ачимовские отложения Уренгойского и Северо-Самбургского месторождений распространены на одиннадцати лицензионных участках, права пользования недрами, на которые принадлежат восьми недропользователям. Освоение Новоуренгойского ЛУ и Восточно-Уренгойского ЛУ осуществляется компанией ЗАО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ».

Разработка Новоуренгойского ЛУ осуществляется с 1996 г. Целью дипломного проекта является оценка текущего состояния разработки, а также выбор и обоснование оптимальных геолого-технических мероприятий для интенсификации притока и увеличения конечной газоотдачи.

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

В географическом отношении Новоуренгойское месторождение расположено в северной части Западно-Сибирской равнины, в бассейне р. Пур. В административном отношении месторождение находится на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области.

Административное положение. Ближайшие к месторождению населенные пункты г. Новый Уренгой, п. Коротчаево, п. Уренгой. С областным центром (г. Тюмень) г. Новый Уренгой связывает железная дорога и авиалиния, с окружным центром (г. Салехард) - авиалиния. Также здесь развита сеть автодорог с твердым покрытием и автозимников, посредством которых устанавливается сообщение с соседними месторождениями углеводородного сырья. Это решает проблему транспортировки оборудования, грузов и т.д. в пределах весьма обширной территории.

Ближайшими месторождениями, находящимися в разработке, являются Северо-Уренгойское (в 40 км к северу), Ямбургское (в 100 км к северо-западу), Медвежье (в 160 км к юго-западу), Тазовское (в 100 км к северо-востоку).

Рельеф. В геоморфологическом отношении участок работ представляет собой морскую плоско-волнистую, заболоченную, заозеренную равнину с абсолютными отметками 70-105 м. Рельеф территории имеет значительное расчленение озерами - расстояние между соседними понижениями составляют 1,8-1,2 км, изрезанность долинами рек и овражно-балочной сетью характеризуется средними значениями (2,4-1,8 км). Глубина расчленения рельефа не превышает величины 10 м.

Климат района резко континентальный, характеризуется продолжительной и холодной зимой с сильными ветрами и метелями, коротким и прохладным летом с длинным световым днем. Годовые и суточные амплитуды температур воздуха велики.

Среднегодовая температура воздуха -7,8ºС, среднемесячная температура воздуха наиболее холодного месяца января -26,4ºС, а самого жаркого - июля +15,4ºС. Абсолютный минимум - -56ºС, а абсолютный максимум +34ºС. Продолжительность безморозного периода 75 дней, устойчивых морозов - 205-207 дней.

Гидрография. Речная сеть рассматриваемой территории относится к бассейну р. Пур (площадь бассейна 112969 км²), р. Ямсовей (площадь бассейна 4029 км²). Наиболее крупными элементами речной сети района работ являются реки: р. Ямсовей (общая длина ок. 90 км), Малый Ямсовей (общая длина ок. 85 км), а также другие многочисленные более мелкими реки и ручьи без названия. Вторым элементом гидрографической сети территории являются озера, заозеренность территории составляет 7-12%. Число озер на 100 км² более 20. Большинство озер незначительны по размерам, иногда встречаются средние озера площадью до 2 км², неглубокие 0,7-1,5 м.

Геокриологические условия. По схеме общего геокриологического районирования Западно-Сибирской равнины район входит в Надым-Пуровскую геокриологическую область зоны прерывистого распространения многолетнемерзлых пород. Мощность ММП на данной территории зависит от размеров массивов ММП и составляет от 10-15 до 100-150, местами 200 метров.

Растительность. Территория района работ относится к подзоне северной тайги. Лесистость территории составляет порядка 35% от общей площади. В сложении лесов участвуют сосна, лиственница, береза, ель, кедр. Болотные комплексы представлены двумя типами: верховые (комплексные плоскобугристые) и низинные (кочкарные травяно-осоковые). Среди различных типов господствуют ерниково-кустарничково-мохово-лишайниковые и травяно-моховые (лишайниково-моховые) сообщества.

Животный мир описываемой территории довольно разнообразен. В составе фауны насчитывается около 300 видов позвоночных животных, из них 40 видов млекопитающих, до 200 видов птиц, 40 видов рыб, 3 вида амфибий и один рептилий. Наиболее разнообразен видовой состав животных лесотундры. Заповедников на рассматриваемой территории нет.

Основное занятие коренных жителей - оленеводство, звероводство, лов рыбы и заготовка дикорастущих растений. В районе насчитывается более 30 тысяч оленей, на зверофермах содержатся около тысячи голов пушного зверя. Переработку меха и кожи оленей ведут совхозы. Ведется заготовка пантов северного оленя для производства лечебного препаратов.

Рисунок 1.1 - Обзорная карта района работ

Развито в районе охотничье-промысловое хозяйство. Основными промысловыми видами являются песец, лисица, соболь, горностай, ондатра, белка. Добываются также лось, дикий олень, боровая и водоплавающая дичь. Пуровский рыбокомбинат выпускает копчёную, свежемороженую, вяленую и солёную рыбу. Перспективы развития рыболовства связаны с освоением ресурсов малых и средних озёр. Обзорная карта района работ приведена на рис. 1.1.

2. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

2.1   Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

В геологическом строении Новоуренгойского месторождения принимают участие породы фундамента, представленные допалеозойскими и палеозойскими метаморфическими породами и отложениями платформенного чехла, сложенными полифациальными терригенными песчано-глино-алевролитовыми породами палеозойского и мезозойско-кайнозойского возрастов.

Палеозойский фундамент

Кровля складчатых пород фундамента, к которой приурочен сейсмоотражающий горизонт А в пределах всей Уренгойской зоны, отбивается на глубинах 6600м, 7440м. Предполагается, что породы фундамента представлены сильно дислоцированными кристаллическими породами и хлорит-серицитовыми сланцами. Породы салаирского фундамента вскрыты далеко на восток от рассматриваемого участка на Костровской площади в Красноярском крае.

Они представлены филлитами и зелеными серицит-кварцевыми сланцами, которые относятся к протерозою. Согласно представлениям (В.С. Бочкарев, СибНАЦ), рассматриваемая территория по палеозойскому фундаменту принадлежит к Бахиловской структурно-формационной зоне с преобладанием эвгеосинклинальных формаций субмеридионального простирания.

На рассматриваемой площади палеозойский фундамент герцинской консолидации вскрыт скважиной 414 на глубине 5288м, западнее рассматриваемой территории. Керном охарактеризованы породы в интервале 5385-5500 м и представлены базальтами миндалекаменными серого и темно-серого цвета, иногда с зеленоватым оттенком. Миндалины выполнены хлоритом, реже опалом, халцедоном, кальцитом. Породы трещиноватые, отмечены зеркала скольжения и отнесены по возрасту к верхнему палеозою.

Триасовая система

В рассматриваемом районе в триасовом периоде формировались красноселькупская и тампейская серии. Отложения триасового возраста представлены верхним отделом, вскрыты на Ево-Яхинском лицензионном участке в скважине 356 Ево-Яхинской.

Варенга-Яхинская свита вскрыта в скважинах СГ-6, 356 Ево-Яхинской, 410, 411, 414 и 673 Уренгойских. Свита представлена темно-серыми, до черных аргиллитов, с прослоями песчаников, конгломератов пестроцветных, встречаются пропластки углистых аргиллитов. Наибольшая ее мощность установлена в разрезе скважины СГ-6 - 280 м. К нижней части свиты приурочен отражающий сейсмический горизонт Iб. Возраст - карнийский ярус верхнего отдела триасовой системы.

Витютинская свита вскрыта теми же скважинами, перечисленными выше, и представлена песчаниками серыми полимиктовыми, конгломератами с прослоями темно-серых аргиллитов. Толщина свиты 53-180 м. В кровле - сейсмический горизонт Iа. Возраст - норийский ярус верхнего отдела триаса.

Юрская система

Отложения юры согласно залегают на триасовых и представлены тремя отделами: нижним, средним и верхним. В составе нижнего отдела выделяются: береговая, ягельная, котухтинская; среднего: тюменская; верхнего: васюганская (абалакская), георгиевская и баженовская свиты.

Береговая свита (геттанг-синемюр-нижне-плинсбахский ярусы) охарактезизована керном в скважинах 414, 411, 673, 410 Уренгойских. Представлена она чередованием песчаников грубозернистых, гравелитов, конгломератов с подчиненными прослоями глин уплотненных, серых. Отмечается растительный детрит, остатки листовой флоры. Глубина залегания свиты 4930 м в скважине 414 Уренгойской, 5278 м в скважине 356 Ево-Яхинской. В составе свиты выделяются пласты ЮГ20-ЮГ23. Общая толщина свиты 232 м.

Ягельная свита (плинсбахский ярус) представлена преимущественно глинами аргиллитоподобными, темно-серыми, гравелитистыми песчаниками, иногда карбонатными. Толщина свиты достигает 58 м. В составе свиты выделяются пласты ЮГ18-19.

Котухтинская свита (плинсбах-тоар-ааленский ярусы) делится на две подсвиты. Нижняя подсвита, в свою очередь, подразделяется на две пачки: нижнюю (чередование песчаников, алевролитов и глин, серых с растительным детритом) и верхнюю (глины уплотненные, темно-серые, иногда с зеленоватым оттенком). К верхней пачке (тогурская пачка) приурочен опорный отражающий сейсмический горизонт Т4. Верхняя подсвита подразделяется также на две пачки: нижнюю (чередование песчаников серых, алевролитов и уплотненных глин) и верхнюю (радомская пачка - уплотненные глины, темно-серые, с прослоями алевролитов и песчаников). К верхней пачке приурочен опорный отражающий сейсмический горизонт Т3. В составе свиты выделяются пласты ЮГ10-ЮГ16-17. Толщина свиты 713-905 м.

Тюменская свита (аален-байос-батский-келловейский ярусы) представлена переслаиванием серых глинистых песчаников, алевролитов и уплотненных серых глин. Свита расчленяется на три подсвиты: нижнюю, среднюю, верхнюю. К кровле нижней подсвиты приурочен сейсмический горизонт Т2. В составе свиты выделяются пласты ЮГ2-9. С кровлей тюменской свиты отождествляется сейсмический горизонт Т1. Толщина свиты достигает 613-708 м. Повсеместно, где развиты морские келловей-верхнеюрские образования, в основании фиксируется базальный горизонт, получивший индекс Ю20.

Абалакская свита (келловей-оксфорд-киммериджский ярусы) представлена глинами аргиллитоподобными, темно-серыми, серыми, преимущественно тонкоотмученными, в разной степени глауконитовые, в северной части в верхах свиты отмечаются небольшие прослои битуминозных разностей, подобные прослои встречаются в зоне перехода к васюганским образованиям. По всему разрезу отмечаются разнообразные пиритовые стяжения, глинисто-карбонатные конкреции.

Свита по площади распространена не повсеместно, в основном в западной части рассматриваемой территории. В ряде скважин (Ю, ЮВ части территории) абалакская свита опесчанивается и переходит в георгиевскую и васюганскую. Толщина свиты 59-78 м.

Васюганская свита (келловей-оксфорд-киммеридж ярусы) представлена аргиллитоподобными, темно-серыми, тонко-отмученными, однородными глинами с прослоями алевролитов и песчаников. Характерен пирит, наличие остатков аммонитов, двустворок. Толщина свиты 78,4-106 м.

Георгиевская свита (келловей-оксфорд-киммериджский ярусы) представлена аргиллитоподобными темно-серыми глинами. Характерны аммониты, белемниты, двустворки. Толщина свиты 2-6 м.

Баженовская свита (титонский ярус) залегает на глубинах 3850-3918 м. Представлена аргиллитами битуминозными, темно-серыми до черных, с коричневатым оттенком, разной степени плитчатые, плотные, с прослоями рыхлых листоватых разностей с включениями рыбного детрита и макрофауны, встречаются пиритизированные водоросли. К кровле свиты приурочен региональный опорный отражающий сейсмический горизонт Б. Толщина свиты 6-60 м.

Меловая система

Отложения меловой системы представлены двумя отделами: нижним (сортымская, тангаловская и нижняя часть покурской свиты) и верхним (верхняя часть покурской свиты, кузнецовская, березовская, ганькинская, тибейсалинская свиты).

Сортымская свита (берриас-валанжинский ярусы) залегает на битуминозных аргиллитах баженовской свиты. В основании сортымской свиты выделяется ачимовская толща, представленная переслаиванием песчаников, алевролитов и глинистых пород. К ачимовской толще приурочены продуктивные пласты Ач₆. Перекрываются ачимовские отложения глинами аргиллитоподобными серыми и темно-серыми, тонкоотмученными и алевритовыми с разнообразными типами слоистости. В верхней части сортымской свиты выделяются пласты БУ₁₀-БУ₁₈. Кровля пласта БУ₁₀ однозначно проводится по подошве чеускинской пачки, которая служит хорошим выдержанным репером при корреляции разрезов скважин. Литологически чеускинская пачка представлена глинами темно-серыми, тонкоотмученными и алевритовыми, с единичными прослоями песчаников, с обугленным растительным детритом. Общая толщина сортымской свиты 826-987 м.

Тангаловская свита (валанжинский-аптский ярусы) представлена чередованием песчано-алевритовых пород и глинистых пачек, подразделяется на три подсвиты: нижнюю, среднюю и верхнюю. Нижняя подсвита включает песчаные пласты группы БУ_8-9, средняя - пласты БУ₇-БУ_1-2, верхняя - пласты АУ₁₀-АУ_6-7.

В кровле нижней подсвиты залегает пачка шоколадных глин, являющихся надежным литолого-геофизическим маркирующим горизонтом. Также репером является пимская пачка, которая выделяются в кровле средней подсвиты. Толщина тангаловской от 496 до 1549 м.

Покурская свита (апт-альб-сеноманский ярусы) слагается алевролитами серыми, разнозернистыми, слабосцементированными песчаниками и темно-серыми глинами, местами опоковидными. В нижней части разреза покурской свиты выделяется евояхинская пачка (аптского возраста), которая сложена песчаниками. К кровле свиты приурочен сейсмический отражающий горизонт Г. Толщина покурской свиты 549-1403 м.

Кузнецовсая свита (туронский ярус) литологически представлена глинами серыми и темно-серыми, с зеленоватым оттенком, плотными, местами опоковидными с глауконитом, с многочисленными включениями растительных остатков. Отмечаются тонкие прослои алевролита. Толщина кузнецовской свиты 23-117 м.

Березовская свита (коньяк-сантон-кампанский) подразделяется на две подсвиты: нижнюю (глины серые и темно-серые, монтмориллонитового состава, опоковидные) и верхнюю (глинами серыми и зеленовато-серыми, слабоалевритистыми). К кровле нижней подсвиты приурочен сейсмический горизонт С. Толщина нижней подсвиты 46-251 м, верхней подсвиты - 138-342 м.

Палеогеновая система

Ганькинская свита (маастрихт-датский ярусы) представлена морскими глинами серыми, иногда с зеленоватым оттенком, прослоями известковистые, алевритистые, с пиритизированными водорослями, с единичными обломками гастропод. Толщина ганькинской свиты 62-345 м.

Тибейсалинская свита состоит из двух подсвит: нижней и верхней. Нижняя - преимущественно глинистая. Верхняя - преимущественно песчаная с отдельными прослоями глин. Толщина тибейсалинской свиты от 168 до 370 м.

Люлинворская свита подразделяется на нижнюю и верхнюю. Нижняя подсвита сложена опоками и опоковидными глинами серого и темно-серого цвета. Средняя подсвита представлена глинами светло-серыми, опоковидными. Верхняя подсвита сложена глинами диатомовыми, зеленовато-серыми, вверху алевритистыми. Толщина свиты составляет от 44 до 222 м.

Верхний эоцен - нижнеолигоценовые отложения объединяются в юрковскую свиту, представленную песками светло-серыми, разнозернистыми с прослоями и линзами глин и гравия. Толщина свиты до 30 м и более.

В составе олигоценовых отложений выделяется атлымская свита, представленная кварцевыми песчаниками с редкими прослоями глин. Толщина свиты 30-55 м.

Четвертичные отложения

С размывом на отложениях олигоцена залегают осадки четвертичного возраста, представленные озерно-аллювиальными песками, глинами, супесями, суглинками, с включениями гравийно-галечного материала и осадков древесной растительности. Толщина четвертичных отложений от 100 до 140 м.

Нефтегазоносность месторождения в пределах Новоуренгойской площади приурочены к отложениям Сортымской свиты Меловой системы. Залежи представлены неравномерным чередованием песчано-алевритовых пород и глинистых пачек.

2.2 Нефтегазоносность

Нефтегазоносность в пределах Уренгойского нефтегазоносного района установлена в широком стратиграфическом диапазоне: от сеноманского яруса верхнего мела до тоарского яруса нижнеюрских отложений включительно. Самая нижняя залежь установлена на Уренгойском месторождении в пласте ЮГ10 в скважине 259 Уренгойской. Залежи в неокомских отложениях и ачимовской толще часто имеют нефтяные оторочки.

В пределах Уренгойского района наибольший этаж нефтегазоносности установлен на Уренгойском месторождении, где глубоким бурением были вскрыты отложения всего осадочного чехла (в скважине 414 Уренгойской вскрыт палеозойский фундамент). Во многих скважинах вскрыты отложения ачимовской толщи, верхней, средней юры, а в отдельных и нижней юры, которые также оказались продуктивными.

Этаж нефтегазоносности Уренгойского района охватывает толщу осадочных пород чехла, сформировавшихся с раннеюрского до верхнемелового времени.

По сходству фациальных условий накопления осадков, формирования в них ловушек и залежей нефти, газа, газоконденсата, обладающих близкими свойствами и параметрами в пределах указанного стратиграфического диапазона в Уренгойском районе выделяется снизу вверх пять нефтегазоносных комплексов:

­ нижне-среднеюрский,

­ верхнеюрский,

­ ачимовский,

­ неокомский,

­ апт-сеноманский.

Ачимовский НГК

Комплекс выделяется в объеме одноименной толщи, залегающей в основании сортымской свиты. Ачимовские пласты по данным сейсморазведочных работ и поисково-разведочного бурения имеют линзовидно-прерывистое распространение, образовались в условиях лавинной седиментации и представляют собой фондоформные части валанжинских клиноформных комплексов Ач₆-БУ₂₀, Ач₆⁰-БУ₁₉, Ач₅ - БУ₁₈, Ач_3-4 - БУ₁₇, Ач_1-2 - БУ₁₆.

Нефтегазоносный резервуар Ач₆ развит на Восточно-Уренгойской+Северо-Есетинской, Есетинской и Ево-Яхинской площадях, на восточном склоне Уренгойского вала, Ач₆⁰ - восточном склоне Уренгойского вала, на Есетинской, Северо-Есетинской, Непонятной и Самбургской площадях, Ач₅ - на восточном склоне Уренгойского вала, на Есетинской, Восточно-Уренгойской, Самбургской и Северо-Самбургской площадях, Ач_3-4 преимущественно в сводовой части Уренгойского вала, на Самбургской и Северо-Самбургской площадях, Ач_1-2 - на западном склоне Уренгойского вала, на Табъяхинской и Хадуттейской площадях.

Нефтяные, газоконденсатные, газоконденсатнонефтяные залежи в резервуарах ачимовской толщи контролируются литолого-тектоническими блоками (участками, ограниченными комбинированным развитием литологических и тектонических экранов). В пределах отдельных блоков распределение флюидов связано, в основном, с гипсометрией.

Наибольшими размерами и повышенной продуктивностью характеризуются резервуары Ач_3-4, Ач₅. Средние дебиты газоконденсатной смеси при исследовании на различных режимах во многих скважинах превышает 300-400 тыс.м³/сут, а дебиты стабильного конденсата варьируют от 80 до 150 м³/сут. В то же время отдельные участки и блоки характеризуются низкоэнергетическими свойствами и при испытании дают низкодебитные притоки газоконденсата.

Ачимовский нефтегазоносный комплекс является одним из наиболее сложнопостроенных объектов разреза. Песчано-алевритовые тела не выдержаны в широтном направлении, но довольно хорошо прослеживаются в меридиональном, образуя узкие зоны повышенных мощностей песчаников (до 40-60 м при общей мощности от 90 до 100 м), ориентированные с юга на север.

Фильтрационно-емкостные свойства ачимовских коллекторов часто низкие, проницаемость составляет от 1-5 до 10 10^-15м², открытая пористость - от 16% до 20%, цемент коллекторов глинисто-карбонатный, по керну и данным испытания (дебиты газа >300 тыс.м³/сут, дебиты конденсата >100 м³/сут) присутствует и трещинный тип коллекторов и смешанный порово-трещинный.

Следует отметить наличие в ачимовских отложениях Уренгойского нефтегазоносного района аномально высоких давлений и температур.

Песчано-глинистые отложения ачимовской толщи повсеместно перекрываются толщей морских нижневаланжинских глин большой мощности, на западе до 300 м, а в восточной части от 150 до 200 м.

Резервуар Ач_3-4

Резервуар Ач_3-4 протягивается с юга на север-северо-восток более чем на 180 км в пределах подсчета и уходит далее на север и юг.

В 1979 г. при испытании скважины 95 Уренгойской в интервале глубин от 3555 до 3572 м (а.о. от минус 3482,8 до минус 3499,8 м) был получен фонтан газоконденсатной смеси дебитом 181,2 тыс. м³/сут на 8,2 мм штуцере.

Резервуар Ач_3-4 в подсчёте запасов 2003 г. рассматривался единым пластом. При работе над данным отчётом была пересмотрена вся имеющиеся геолого-геофизическая информация, учтены новые данные геологоразведочных работ, полученные за период с 2003 по 2009 г в результате бурения новых поисково-разведочных и эксплуатационных скважин и интерпретации материалов сейсморазведочных работ 3D, в итоге принято решение о разделении резервуара Ач_3-4 на пласты Ач₃ и Ач₄.

Решение о выделении пластов Ач₃ и Ач₄ принято на совместном геолого-техническом совещании специалистов ООО «ТюменНИИгипрогаз», ОАО «СибНАЦ», ОАО «ТНК-ВР Менеджмент» и ЗАО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ» (протокол от 16.12.08). Такое деление позволит детализировать геологическую модель горизонта Ач_3-4, который рассматривается как единый объект разработки. Полученные карты эффективных толщин подтверждают сложность строения пластов, наличие зон глинизации и разделение залежей на центральную и южную части. Для обоснования разделения пластов Ач₃ и Ач₄ построена карта толщины глинистого раздела между этими пластами. В районах скважин 794 Уренгойской, 739 Уренгойской и 95 Уренгойской расположены зоны минимальных толщин глинистого раздела, где они изменяются от 0,6 м до 1,8 м. На Новоуренгойском лицензионном участке зона минимальных толщин расположена в районе скважины 11205, в которой толщина глинистого раздела между пластами составляет 3,4 м. На Восточно-Уренгойском л.у. толщина глинистой перемычки изменяется от 18,4 м в скважине 21203 до 38,5 м в скважине 22103. При таких больших толщинах глинистого раздела гидродинамические «окна» в данном районе маловероятны.

Разделение пласта Ач_3-4 на Ач₃ и Ач₄ приведено на схемах корреляции масштаба 1:500 (см. графическое приложение 3-10).

Геологическое строение пластов осложнено целым рядом тектонических нарушений и зон глинизаций. В западной части в районе скважин 695, 255, 510 и на юге выделены водонасыщенные блоки, причем на юго-западе блок полностью водоносный, а в районе скважин 695, 255, 510 выделено несколько изолированных продуктивных блоков с разным положением ГВК.

Изучением дизъюнктивной тектоники в Уренгойском районе занимался Нежданов А.А. при работе над отчётом «Создание геолого-геофизической модели ачимовских залежей Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения» в ООО «ТюменНИИгипрогаз» в 2001 г.. Он, как и другие авторы данного отчета, считает, что в Уренгойском районе дизъюнктивная тектоника проявляется весьма широко: от образования высокоамплитудных взбросово-сбросовых подвижек до формирования трещинных зон, не вызывающих значительных смещений пластов, но, тем не менее, играющих экранирующую роль в резервуарах нижней части осадочного чехла.

При рассмотрении композитных временных разрезов между водонасыщенным блоком на южном куполе и газоконденсатной частью на Новоуренгойском и Уренгойском участках было выделено тектоническое нарушение, простирающееся с северо-запада на юго-восток и отделяющее блоки с различным насыщением. Залежи пластов Ач₃ и Ач₄ относятся к числу основных объектов разведки и разработки.

2.3 Характеристика продуктивных пластов

Характеристика толщин и неоднородности продуктивных пластов и фильтрационно-емкостные свойства пластов-коллекторов Новоуренгойского месторождения по данным различных методов исследований приводится в таблицах 2.1 и 2.2.

2.4 Характеристика пластовых флюидов

Состав пластового газа

Отобранные в процессе промысловых газоконденсатных исследований скважин пробы углеводородов были исследованы в лабораторных условиях, для определения состава пластового газа.

Таблица 2.1

Характеристика фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов

Состав пластового газа в лаборатории компании «Шлюмберже» рассчитывался путем математической рекомбинации, на основе результатов хроматографии газов сепарации, дегазации и насыщенного конденсата. В остальных лабораториях (ИТЦ ООО «Газпром добыча Уренгой», ОАО «Тюменская центральная лаборатория», ООО «МНП «ГЕОДАТА»») состав пластового газа рассчитывался в соответствии с утвержденными методиками, по Российским стандартам.

Таблица 2.2

Характеристика толщин и неоднородности продуктивного пласта

Всего к моменту подготовки материалов для Единой технологической схемы разработки определен 477 составов пластового газа. В подсчете запасов было учтено 311 составов пластового газа (из них 173 состава газа определено при первичных промысловых исследованиях и 138 - в процессе ОПЭ). После 2003 г. выполнено определение 166 составов пластового газа.

Состав пластового газа ачимовских залежей Уренгойской группы месторождений является, в основном метановым. Его концентрация в составе газа, определенном при первичных промысловых исследованиях, изменяется от 72,16% мольных (скважина 800, пласт Ач₅^2-3) до 91,11% мольных (скважина 695, пласт Ач₃). Суммарное содержание гомологов метана (этана, пропана, бутанов) изменяется от 6,84% мольных (скважина 695, пласт Ач₃) до 22,47% мольных (скважина 707, пласт Ач₄). Содержание тяжелых углеводородов (С_5+В) изменяется от 1,84% мольных (скважина 1-21-02) до 18,18% мольных (скважина 707, пласт Ач₄). Концентрация неуглеводородных компонентов (азота и углекислого газа) варьирует от 0,42% (скважина 746, пласт Ач₃) до 2,49% (скважина 800, пласт Ач₅^2-3). В некоторых пробах в небольшом количестве (не более 0,02% мольных) обнаружены гелий и водород.

Концентрация метана в газе, состав которого определен на основе поверхностных проб, отобранных в процессе ОПЭ и разработки пластов Ач₃, Ач₄ и Ач₅^2-3, изменяется от 74,07 % мольных (скважина 778, пласт Ач₅^2-3) до 89,46 % мольных (скважина 2-13-03, пласт Ач₅^2-3). Суммарная концентрация головных углеводородов в газе варьирует от 6,27 % мольных (скважина 2-13-03, пласт Ач₅^2-3) до 17,84% мольных (скважина 794, пласт Ач₃). Суммарное содержание неуглеводородных компонентов изменяется от 0,19% мольных (скважина 2-10-02) до 2,09% мольных (скважина 2-25-01). Концентрация компонентов С_5+В изменяется от 1,79% мольных (скважина 1-15-03) до 10,28% мольных (скважина 805).

Концентрация метана в глубинных пробах изменяется от 71,84% мольных (скважина 2-21-03) до 87,69% мольных (скважина 1-15-01), содержание фракции С_5+В варьирует от 1,45% мольных (скважина 1-15-01) до 7,66% мольных (скважина 2-21-03).

Физико-химическая характеристика стабильного конденсата

На отобранных в процессе промысловых газоконденсатных исследований пробах стабильного конденсата определялись физико-химические свойства, необходимые для составления проектных документов, а также путей дальнейшей переработки углеводородного сырья.

В лабораторных условиях определялись основные свойства конденсата: цвет, плотность, молекулярная масса, температура начала и конца кипения, свойства узких 10-ти градусных фракций, групповой углеводородный состав, содержание примесей (серы, парафинов).

По пробам, отобранным при первичных промысловых газоконденсатных исследованиях, плотность стабильного (дегазированного) конденсата изменяется от 0,7450 (скважина 778, пласт Ач₅^2-3) до 0,8342 г/см³ (скважина 419, пласт Ач₄). По пробам, отобранным в процессе ОПЭ, плотность стабильного конденсата изменяется от 0,7561 (скважина 1-12-03) до 0,8179 г/см³ (скважина 778, пласт Ач₅^2-3).

Отмечается уменьшение плотности конденсата, отобранного в 2007 г. (скважина 1-21-03), по сравнению с плотностью конденсата, отобранного из скважин 440, 443 Новоуренгойского лицензионного участка в начальный период опытно-промышленной эксплуатации. Такая же закономерность в снижении плотности отмечается и для скважин Восточно-Уренгойского лицензионного участка. Хорошая корреляция свойств наблюдается при сопоставлении плотности и температуры начала кипения, плотности и молекулярной массы конденсата пластов Ач₃, Ач₄ и Ач₅^2-3.

Температура начала кипения конденсата, отобранного при первичных исследованиях изменяется от 30⁰ до 155⁰С, по пробам, отобранным при ОПЭ и разработке - от 25,0⁰ до 49,5⁰С.

По данным разгонки по Энглеру, в пробах присутствуют примеси нефти, что диагностируется высоким процентом остатка, достигающим от 10% до 19% массы.

Молекулярная масса конденсата, отобранного при первичных исследованиях, варьирует от 78,5 до 197,0; отобранных в процессе эксплуатации - от 112,0 до 153,6.

По групповому углеводородному составу конденсат, отобранный при первичных исследованиях относится к смешанному - метано-нафтеновому и нафтено-метановому типу, концентрация ароматических углеводородов изменяется от 6,86% до 24,04% объема. Конденсат, отобранный в процессе разработки также относится к смешанному типу, содержание ароматических углеводородов варьирует от 9,39% до 22,97% объема.

геологический стратиграфический нефтегазоносность новоуренгойский

3. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ НОВО- УРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

.1 Анализ фонда скважин и показателей эксплуатации

Пласт Ач_3-4 Новоуренгойского лицензионного участка разрабатывается с 2005 года на основании технологической схемы разработки, утвержденной протоколом ТО ЦКР Роснедра по ЯНАО №19-05 от 17.11.2005

На 1.01.2011 г. в пределах лицензионного участка пробурено 39 скважин. В эксплуатационном фонде числятся 30 скважин, из них в действующем фонде 25 скважин, в том числе 21 скважина из переходящего фонда (что ниже проектного значения переходящих скважин - 23) и 4 скважины (№1-15-01, №1-15-02, №1-15-03, №1-15-04) введенные в текущем году; 5 бездействующих, 3 скважины законсервировано, 4 ликвидированы. На рисунке 3.1 показана динамика изменения фонда добывающих скважин.

Рисунок 3.1 Динамика действующего фонда скважин, пласт Ач_3-4 Новоуренгойского лицензионного участка

На 1.01.2011 коэффициент эксплуатации фонда скважин составил 0,42, а коэффициент использования - 0,35. Динамика этих показателей приведена на рис. 3.2. С начала 2007 года К экспл. понизился с 0,88 до 0,42, К исп. с отметки 0,61 до 0,35.

Рисунок 3.2 Динамика коэффициентов использования и эксплуатации фонда скважин, пласт Ач_3-4 Новоуренгойского лицензионного участка

На 1.01.2011 г. накопленная добыча по газу составила 8,314 млрд.м³, что ниже проектного показателя - 8,6652млрд.м³. Накопленная добыча стабильного конденсата - 1773,5 млн. т.

Рисунок 3.3 Накопленная добыча газа с начала разработки на 1.01.2011 г., пласт Ач_3-4 Новоуренгойского лицензионного участка

Уровень добычи на 1.01.2011 г.: газа - 0,97445 млрд. м³ , что на 5,4% ниже проектного значения - 1,325 млрд. м³, конденсата - 181,5 тыс. т., что на 10,2% ниже проектного показателя - 254,0 тыс. т. Годовой темп отбора газа от начальных балансовых запасов составил 0,68% на 1.01.2011 г., КИГ - 5,80%, КИК - 4,15%. Максимальные уровни были достигнуты в 2004 году: газа - 1,55 млрд. м³, конденсата - 299,8 тыс. т. (рис. 3.4)

Рисунок 3.4 Накопленные отборы на 01.01.2011 г. Пласт Ач_3-4 Новоуренгойского ЛУ

В 2009 году происходит резкое падение добычи, так как фактические отборы газа и конденсата из пласта Ач_3-4 Новоуренгойского ЛУ ЗАО «Роспан Интернешнл» были ограничены квотой на доступ в газотранспортную сеть ОАО «Газпром».

Рисунок 3.5 Динамика годовой добычи газа и конденсата на 1.01.2011 г. Пласт Ач_3-4 Новоуренгойского ЛУ

Среднесуточный дебит одной скважины по газу на 1.01.2011 года составил 289,873 тыс. м³/сут. (рис. 3.6) В скважине №1-15-04 зафиксирован максимальный дебит газа по пласту - 531,9 тыс.м³/сут., минимальный - 177,98 тыс. м³/сут в скважине №1-17-01. Максимальные дебиты в среднем по скважинам были достигнуты в 2002 году: газа - 336,7 тыс. м³/сут.

Рисунок 3.6 Динамика среднесуточных дебитов газа и конденсата. Пласт Ач_3-4 Новоуренгойского лицензионного участка

Из распределения фонда скважин по среднесуточным дебитам газа (рис. 3.7) видно, что большинство скважин (18 шт.) являются среднедебитными (дебит газа варьируется в диапазоне от 200 до 300 тыс. м³/сут.). Одна скважина №1-17-01 малодебитная (дебит газа до 200 тыс. м³/сут). Шесть скважин высокодебитных (дебит более 300 тыс.м³/сут), скважины №1-15-01, №1-15-02, №1-15-03, №1-15-04 введены в эксплуатацию в текущем году, поэтому среднесуточные дебиты довольно высоки.

Рисунок 3.7 Распределение действующего фонда скважин по среднесуточным дебитам газа. Новоуренгойский ЛУ. Пласт Ач_3-4

На 1.01.2011 г. среднее устьевое давление в работающих скважинах изменяется в следующих пределах: от 10,9 МПа (скв. №1-17-01) до 27,9 МПа (скв. №1-15-04), и в среднем составляет 19,6 МПа.

На рисунке 3.9 представлено распределение фактических значений устьевых давлений по годам: резкое увеличение среднего устьевого давления в 2009 году объясняется тем, что в 2009 году фактические отборы газа и конденсата из пласта Ач_3-4 Новоуренгойского ЛУ ЗАО «Роспан Интернешнл» были ограничены квотой на доступ в газотранспортную сеть ОАО «Газпром».

И соответственно, из-за уменьшения депрессии на пласт, средние устьевые давления увеличивались, а в 2010 году с увеличением отборов углеводородов, и соответственно увеличения депрессии на пласт средние устьевые давления стали снижаться.

Рисунок 3.8 Текущее состояние разработки пласта Ач_3-4 на 01.01.2011 г.

Рисунок 3.9 - Распределение фактических значений устьевых давлений скважин по годам по пласту Ач_3-4 Новоуренгойского ЛУ

Забойное давление в скважинах бездействующего фонда рассчитывается по формуле:

Рзаб. = 1.2127Руст. + 3.4729

Таблица 3.1

Расчет забойных давлений в скважинах бездействующего фонда Новоуренгойского лицензионного участка

Забойное давление по скважинам действующего фонда пересчитывается по формуле:

Рзаб. = 1.0648Руст. + 7.2923

Среднее забойное давление в работающих скважинах варьируется в пределах от 18,8 МПа до 37,0 МПа и в среднем составляет 28,2 МПа

Таблица 3.2

Расчет забойных давлений в работающих скважинах Новоуренгойского лицензионного участка

Текущее пластовое давление на 1.01.2011 г. составляет 555,68 атм., в зоне отборов 407,8 атм. На рисунке 3.10 представлена динамика пластового давления (по годам на начало года) с начала разработки.

Рисунок 3.10 Динамика пластового давления с начала разработки. Пласт Ач_3-4 Новоуренгойского ЛУ

Рисунок 3.11 Распределение пластового давления на 01.01.2011 г. Пласт Ач_3-4 Новоуренгойского ЛУ

.2 Анализ выработки запасов на основе промыслово-геофизических исследований

Для контроля и регулирования процессом разработки пласта АЧ_3-4 Новоуренгойского ЛУ и пластов АЧ₅^2-3 и БУ₁₆^1-4 Восточно-Уренгойского ЛУ необходимо учитывать данные ГИС-контроля за разработкой.

Промыслово-геофизические методы применяются для решения следующих задач:

·   Определение профиля притока

·   Изучение технического состояния эксплуатационной колонны

Решение этих задач осуществляется комплексом промыслово-геофизических исследований, включающим следующие методы:

·   дебитометрию (расходометрию),

·   влагометрию,

·   резистивиметрию,

·   термометрию,

·   локатор муфт,

·   гамма-каротаж,

Состояние изученности объектов разработки

За период с 01.01.2009 по 01.01.2011 г. промыслово-геофизические исследования проведены в 28 скважинах эксплуатационного фонда.

Всего выполнено 30 исследований, по определению профиля притока и работающих интервалов. Совместно с определением профилей притока проводились исследования, по определению газодинамических параметров пласта, заколонных перетоков, технического состояния, отбивки текущего забоя.

Информация о количестве исследованных скважин и проведенных исследованиях приведена в таблице 3.3

Таблица 3.3

Количество проведенных промыслово-геофизических исследований по контролю за разработкой с 01.01.2009 по 01.01.2011

*условно информативные - исследования, при проведении которых произошла остановка прибора в интервале перфорации.

В 2-х случаях из 30-ти в скважинах №1-12-06 и №1-15-02 прибор не дошел до исследуемой глубины, в связи, с чем ни один вид исследования проведен не был. Эти исследования считаются «не информативными» и не будут учитываться при подсчете коэффициентов работы перфорации, охвата пласта перфорацией. Данные по этим скважинам приведены в таблице 3.4

К условно информативным отнесены исследования, при которых остановка прибора произошла в интервале перфорации.

На пласте Ач_3-4 Новоуренгойского ЛУ было проведено 58,6% от общего объема исследований, на пласте Ач₅^2-3 Восточно-Уренгойского ЛУ было проведено 41,4% от общего объема исследований. Охват промыслово-геофизическими исследованиями эксплуатационного фонда скважин Восточно-Уренгойского и Новоуренгойского лицензионных участков составляет 52%.

Оценка технического состояния скважин

Задача оценки технического состояния эксплуатационных колонн и других конструктивных элементов скважин эксплуатационного фонда, а также наличия заколонных перетоков жидкости решалась в комплексе с задачами определения профиля притока (табл. 3.5).

Рисунок 3.12 Объемы проведенных исследований с 01.01.2009 по 01.01.2011

Таблица 3.4

Список скважин где был выявлен недоход прибора до исследуемой глубины

Таблица 3.5

Список скважин, где при исследовании был выявлен заколонный переток

Исследования профиля притока

При расчетах степени выработки пласта учитывались данные по 7 исследованиям проведенных в 6 скважинах Новоуренгойского лицензионного участка на конец 2009 года, и по 10 исследованиям в 10 скважинах проведенных в 2010 году (рис. 3.13)

Коэффициент работы перфорации (β раб_перф.) рассчитывался как отношение толщины работающего интервала к мощности фактического интервала перфорации пласта. При расчете β раб_перф. за работающий интервал принималась вся перфорированная эффективная толщина пропластка, если при снятии профиля притока по нему зафиксирован любой наименьший работающий интервал.

Рисунок 3.13 Распределение проведенных исследований с 01.2009 по 01.2011 г.

Кроме этого, по результатам потокометрии оценивался коэффициент, отражающий степень охвата пласта перфорацией. Коэффициент охвата пласта перфорацией рассчитывался как отношение мощности фактического интервала перфорации к мощности продуктивных толщин «проткнутых» стволом скважины при бурении.

Обобщенные результаты определения коэффициентов работы перфорации и охвата перфорацией продуктивных горизонтов рассматриваемых лицензионных участков по данным потокометрии представлены в таблице 3.6 и 3.7.

В 30 проведенных исследованиях в 24 случаях в скважинах №1-12-03, 1-12-07, 1-15-01, 1-21-06, 1-21-07, 1-13-03, 1-17-01, 1-17-04, 1-21-03, 1-21-04, 442 Ново-Уренгойского ЛУ и в скважинах № 2-21-03 №2-21-04, 801, 720, 2-12-01, 2-12-02, 2-12-03, 2-12-04, 2-13-03, 2-25-01, 2-25-03, 720, 804 Восточно-Уренгойского ЛУ, была выявлена остановка прибора в интервале перфорации и недоход до нижних дыр, где не полностью были выявлены работающие интервалы пласта. В трех скважинах Новоуренгойского ЛУ нет интерпретации комплекса ГИС ввиду плохого качества каротажа, но на основании промыслово-геофизических исследований в скв. №1-12-04 работающая мощность равна 29 м, Н перф.- 54 м.,в скважине №1-13-03 работающая мощность - 87,6 м, Н перф. -138 м и в скважине №1-21-03 работающий интервал - 95,6м, Н перф. -157 м

В большинстве исследуемых скважин интервалы пластов полностью вскрыты перфорацией. В некоторых случаях, в скважинах, охваченных промыслово-геофизическими исследованиями, значение работающей мощности имеет большее значение, чем эффективная толщина, это можно объяснить диффузией пластового флюида во время замера работающих интервалов, или влиянием ГРП.

Таблица 3.6

Обобщенные результаты ПГИ за период 01.2009-01.2011 по пласту Ач_3-4 Новоуренгойского ЛУ

Таблица 3.7

Обобщенные результаты ПГИ за 2010 год по пласту Ач_3-4 Новоуренгойского ЛУ

Также был проведен детальный анализ исследований, проведенных в скважинах

№1-15-01 и №1-15-03 Новоуренгойского лицензионного участка. Определение профиля притока в этих скважинах проводились дважды в отчетный период, это дало возможность детально рассмотреть динамику уровня текущего забоя.

Так в скважине №1-15-01 в период с декабря 2009 года по сентябрь 2010 профиль притока изменился не значительно, суммарная работающая мощность пласта в 2009 году составляет 19,9 м.

В 2009 году при исследованиях была зафиксирована остановка приборов в интервале перфорации на отметке 3784,6, в 2010 году геофизический прибор полностью прошел интервал перфорации и остановился на отметке 3789,6, т.е. в результате работы скважины за 9 месяцев произошла отчистка ствола скважины, и уровень текущего забоя понизился на 5 метров.

В скважине №1-15-03 промыслово-геофизические исследования провели до и после гидравлического разрыва пласта, это дало возможность детально проанализировать динамику работающих мощностей.

В ноябре 2009 года работал интервал глубин 3974-3983 м, суммарная работающая мощность пласта составила 9.0 м (42.8%) из 21.0 м перфорированных, 12.0 м (57.2%) перфорированной мощности в притоке не участвуют.

В декабре 2009 года после ГРП, по комплексу методов отмечен приток в интервале глубин 3962.0 - 3982.2 м. Суммарная работающая мощность пласта составила 14.4 м (68.6%) из 21.0 м перфорированных. 6.6 м (31.4%) перфорированной мощности в притоке не участвуют. По выполненному комплексу ГИС выше фильтра перфорации, в интервале глубин 3927-3962 м отмечаются признаки слабого заколонного перетока.

Дополнительно в данной работе были проанализированы исследования, проведенные до гидравлического разрыва пласта и после в скважинах №1-13-03, №1-21-03, №1-21-04 Новоуренгойского лицензионного участка в 2006-2008 гг.

В скважине 1-13-03, при проведении комплекса по определению профиля притока в сентябре 2008 года, остановка прибора зафиксирована в интервале перфорации (3850-3988м) на глубине 3932м. По результатам исследований мощность работающего интервала составила 17 метров. После этого 31.10.2008 на скважине был проведен гидравлический разрыв пласта. Повторные исследования по определению профиля притока проводились в августе 2008 года, по результатам которых, работающая мощность пласта составила 87,6 метра, прибор дошел до глубины 3937,6 метра.

В скважине 1-21-03 в ноябре 2008 года, при проведении ПГИ остановка прибора зафиксирована в интервале перфорации 3937 - 4094м, на глубине 4059,6м, работающая мощность пласта составила 18,4 метра. 30.11.2006 на скважине проведен ГРП, затем в январе 2007 года проведены повторные исследования по определению профиля притока. Остановка прибора зафиксирована на глубине 4065, работающая мощность пласта - 76 метров. Так же в связи с недостаточной отработкой скважины после проведения ГРП, выносом жидкости (примеси) различной плотности из интервала фильтра 4014-4065м определить характер работы пластов-коллекторов ниже гл.4014м оказалось затруднительно. В августе 2008 года провели дополнительные промыслово-геофизические исследования. Остановка прибора была зафиксирована в интервале перфорации на отметке 4032,6, что на 32,4 м выше зафиксированной в 2007 году.

В скважине 1-21-04 Новоуренгойского лицензионного участка исследования по ОПП проведены 06.12.2006, прибор остановился на глубине 3987,4 м (интервал перфорации 3604,8-3689м). Работающая мощность в исследованном интервале пласта составила 53,4м. В декабре 2008 года на скважине провели ГРП, объем закачанного в пласт проппанта 148,8 тонн. После проведения ГРП, были проведены повторные исследования по определению работающих интервалов пласта, прибор дошел до глубины 3681м, мощность работающего интервала составила 76,2 метра.

3.3 Анализ эффективности применяемых ГТМ

В период с 2008-2010 г. на ЛУ ЗАО «Роспан Интернешнл» проведено 20 операций ГТМ. Все проведенные на ЛУ ГТМ представлены операцией ГРП. ГРП является одним из эффективных методов интенсификации притока пластового флюида. Основными факторами, обеспечивающими рост коэффициента продуктивности скважин после ГРП, являются увеличение эффективного радиуса скважины, вовлечение в разработку всей продуктивной толщи пласта вследствие глубокого проникновения в пласт и приобщения к эксплуатации максимального числа продуктивных прослоев.

Ниже представлен график, характеризующий внедрение данного метода на Новоуренгойском ЛУ ЗАО «Роспан Интернешнл», охватывающий весь период разработки.

Рисунок 3.14 Внедрение метода ГРП на ЛУ ЗАО «Роспан Интернешнл»

Эффект ГРП оценивается приростом коэффициента продуктивности скважины. Коэффициент продуктивности определяется на основании проведенных газодинамических исследований. Таким образом, анализ эффективности применяемых ГТМ сводится к сравнению коэффициентов продуктивности до и после проведенной операции. В случае ЗАО «Роспан Интернешнл», когда эксплуатация ведется в условиях ограничения сдачи УВ необходимо оценить прирост КГФ от ГРП при постоянном уровне добычи газа по отдельным скважинам. Оценить эффективность ГТМ без исследований скважины на продуктивность до и после стимуляции невозможно.

Анализ эффективности ГТМ по скважине № 1-15-01 Новоуренгойского ЛУ

Визуально анализируя рисунок 3.15 нормализованный диагностический график записи КВД до и после ГРП, необходимо отметить ряд факторов косвенно указывающие на эффективность проведенного мероприятия:

Рисунок 3.15 Диагностический график записи КВД на скважине до и после ГРП

·  ВСС (влияние ствола скважины) - уменьшение времени влияния в случае скважины с ГРП;

·        Уклон индикаторных прямых - ¼ в скважине с ГРП. Такой уклон характеризует более высокую проводимость трещины.

Интерпретация диагностических кривых также указывает на эффективность мероприятия с точки зрения повышения гидродинамических параметров призабойной части продуктивного пласта и созданной трещины ГРП, но не позволяет оценить продуктивность скважины. Необходимо отметить, что интерпретация КВД до ГРП по скважине № 1-15-01 указывает на модель скважины с ГРП конечной проводимости, но на момент записи КВД ГРП проведен не был. Лучшая сходимость аналитической модели с фактическими данными КВД происходит именно при выборе этой модели. Возможно, трещина в призабойной зоне имеет техногенную природу, образование которой произошло в момент бурения продуктивной части пласта на тяжелых растворах. Вероятно, при неправильном подборе плотности бурового раствора, оказано чрезмерное давление на пласт, как следствие произошел разрыв породы и образование трещины. В таблице 3.8 представлено сопоставлении результатов интерпретации КВД до и после ГРП.

Таблица 3.8

Сопоставление результатов интерпретации КВД до и после ГРП по скважине №1-15-01

Результаты интерпретации явно указывают на рост гидродинамических параметров таких как kh, скин, полудлина трещины, проводимость.

В ходе анализа проведенных ГТМ были сделаны следующие выводы:

·  Отсутствие газодинамических исследований до и после проведенного ГТМ не позволяют сделать вывод об их эффективности. В период с 2006 г. по 01.10.2008 г. выполнено 20 ГТМ (ГРП). Оценить эффективность ГТМ можно по двум из них. Рекомендуется выполнять исследование до и после ГТМ. Такая рекомендация продиктована руководящим документом по этапности и комплексированию выполнения гидродинамических исследований 2002 года. Рекомендация отвечает не только нормам РД, её выполнение оказывает существенное влияние при выборе скважин-кандидатов на интенсификацию.

·        По оцененной скважине № 2-05-03 отмечается позднее время проведения исследований после ГРП (6 месяцев). Столь длительный интервал между ГРП и исследованием, возможно, сказывается на величине оценки эффективности мероприятия. Как показывает анализ проведенных исследований скважин за 5 лет эксплуатации, (глава 2.2), рост продуктивности обусловлен увеличением гидродинамических параметров (снижение депрессии). Вероятно, это связанно с длительным периодом очистки призабойной зоны скважины. Таким образом, для того чтобы оценить период очистки скважин и выход ее на потенциально возможный режим работы с точки зрения продуктивности для созданной трещины, необходимо проводить исследования по следующей схеме:

1) Непосредственно перед ГРП (за 1-2 недели до ГРП) - приоритетное исследовании;

2)      Непосредственно после ГРП (в течение первого месяца после ГРП) - приоритетное исследование;

)        Через шесть месяцев после ГРП - приоритетное исследование;

)        Через год после ГРП;

)        Через два года после ГРП;

)        Через три года после ГРП.

·  Проведенный анализ указывает на высокую эффективность мероприятия ГРП. После проведенной операции продуктивность скважины 1-15-01 выросла 6,65 раз а скважины № 2-05-03 в 8,07 раз

·        Обе скважины до ГРП, основываясь на интерпретации данных КВД, имели трещины в продуктивной части пласта, природу образовании этих трещин установить невозможно. Предположительно трещины имеют техногенную природу образования, что ранее оговаривалось в настоящей главе. Если говорить о техногенной природе образования трещин, то их наличие негативно сказывается при определении продуктивности по данным исследований на продуктивность. В результате проведенных исследований на таких скважинах невозможно оценить реальные свойства пласта, а в дальнейшем дать оценку эффекта интенсификации.

Основные выводы и рекомендации:

·  Уровень добычи по пласту Ач_3-4 на 1.01.2011 г.: газа - 0,97445 млрд. м³ , ожидаемый на конец 2008 года - 1,231 млрд. м³, что на 7 % ниже проектного значения - 1,325 млрд. м³; конденсата - 181,5 тыс. т., ожидаемый уровень на конец 2008 года - 225,4 тыс. т., что на 11,3 % ниже проектного показателя - 254,4 тыс. т.

·        Накопленная добыча с начала разработки на 1.01.2011 г. по двум лицензионным участкам ЗАО «Роспан Интернешнл» составила 17,535 млрд. м³ газа, на конец 2008 года ожидаемая добыча составит 18,132 млрд. м³, что на 3,16 % выше проектной величины - 17,5765 млрд.м³ газа.

·        Проектный фонд скважин реализован на 82,6%. Действующий фонд переходящих скважин по обоим ЛУ составляет 38 скважин, по проекту было запланировано 46 скважин. Проектом был предусмотрен ввод в эксплуатацию четырех новых скважин из бурения, на 1.01.2011 г. введено 4 скважины на Новоуренгойском ЛУ (№1-15-01, №1-15-02, №1-15-03, №1-15-04). Две скважины №2-21-02, №2-21-03 были переведены в наблюдательный фонд с 30.09.2008 года для отслеживания энергетического состояния разрабатываемого объекта на данном участке.

·        Снижение уровня средних устьевых давлений по пласту Ач_3-4 в 2010 году по сравнению с уровнем 2009 года объясняется тем, что фактические отборы газа и конденсата ЗАО «Роспан Интернешнл» в 2009 году были ограничены квотой на доступ в газотранспортную сеть ОАО «Газпром». Фактический уровень добычи по пласту Ач_3-4 Новоуренгойского ЛУ составил 255,8 млн. м³, а проектный уровень - 1433 млн. м³. В связи с этим при снижении уровня отборов в 2009 году произошло уменьшение величины депрессии на пласт и, как следствие, увеличение уровня средних устьевых давлений. В 2010 году увеличение уровня отборов привело к увеличению депрессии и, соответственно, снижению уровня средних устьевых давлений.

·  Для детального анализа профиля притока, оценки работающих мощностей, охвата трещины ГРП по вертикали (в случае предположения классического расположения трещины (вдоль ствола скважины)), и динамики текущего забоя необходимо проводить промыслово-геофизические исследования до и после намеченных геолого-технических мероприятий.

·        Рекомендуем провести повторные исследования на скважинах 1-12-06, и 1-15-02, В скважине 1-12-06 перед исследованиями необходимо очистить забой методом «Койлтюбинг». Проведенные исследования в этих скважинах являются некондиционными из-за остановки прибора выше интервала перфорации.

·        В скважинах, где прибор остановился в интервале перфорации, рекомендуется провести повторные исследования для отслеживания динамики текущего забоя. При наблюдении отрицательной динамики уровня текущего забоя необходимо провести операцию «Койлтюбинг» по очистке забоя, кроме скважины 1-15-01, по которой наблюдается самоочистка забоя за счет выноса продукта. Данный анализ поможет сформировать перечень дополнительных мероприятий по восстановлению забоя, и предотвращению его пересыпания. В настоящий момент ставить вопрос об обязательной искусственной очистке забоя преждевременно.

·        Во вновь пробуренных скважинах рекомендуется проводить промыслово-геофизические исследования до ГРП и после, для оценки добывных возможностей, состояния призабойной зоны, положения забоя и оценки эффективности проведения ГРП.

ВЫВОДЫ

Целью настоящей работы являлся текущего состояния разработки, а также выбор и обоснование оптимальных геолого-технических мероприятий для интенсификации притока и увеличения конечной газоотдачи.

Основные выводы и рекомендации

В настоящее время на Новоуренгойском месторождении разрабатывается один пласт - Ач_3-4.

·  Уровень добычи по пласту Ач_3-4 на 1.01.2011 г.: газа - 0,97445 млрд. м³ , ожидаемый на конец 2008 года - 1,231 млрд. м³, что на 7% ниже проектного значения - 1,325 млрд. м³; конденсата - 181,5 тыс. т., ожидаемый уровень на конец 2008 года - 225,4 тыс. т., что на 11,3% ниже проектного показателя - 254,4 тыс. т.

·        Накопленная добыча с начала разработки на 1.01.2011 г. по двум лицензионным участкам ЗАО «Роспан Интернешнл» составила 17,535 млрд. м³ газа, на конец 2008 года ожидаемая добыча составит 18,132 млрд. м³, что на 3,16 % выше проектной величины - 17,5765 млрд.м³ газа.

·        Проектный фонд скважин реализован на 82,6%.

·  Снижение уровня средних устьевых давлений по пласту Ач_3-4 в 2010 году по сравнению с уровнем 2009 года объясняется тем, что фактические отборы газа и конденсата ЗАО «Роспан Интернешнл» в 2009 году были ограничены квотой на доступ в газотранспортную сеть ОАО «Газпром». Фактический

·        Для детального анализа профиля притока, оценки работающих мощностей, охвата трещины ГРП по вертикали (в случае предположения классического расположения трещины (вдоль ствола скважины)), и динамики текущего забоя необходимо проводить промыслово-геофизические исследования до и после намеченных геолого-технических мероприятий.

·        Рекомендуется провести повторные исследования на скважинах 1-12-06, и 1-15-02, В скважине 1-12-06 перед исследованиями необходимо очистить забой методом «Койлтюбинг». Проведенные исследования в этих скважинах являются некондиционными из-за остановки прибора выше интервала перфорации.

·        В скважинах, где прибор остановился в интервале перфорации, рекомендуется провести повторные исследования для отслеживания динамики текущего забоя. При наблюдении отрицательной динамики уровня текущего забоя необходимо провести операцию «Койлтюбинг» по очистке забоя, кроме скважины 1-15-01, по которой наблюдается самоочистка забоя за счет выноса продукта. Данный анализ поможет сформировать перечень дополнительных мероприятий по восстановлению забоя, и предотвращению его пересыпания. В настоящий момент ставить вопрос об обязательной искусственной очистке забоя преждевременно.

·        Во вновь пробуренных скважинах рекомендуется проводить промыслово-геофизические исследования до ГРП и после, для оценки добывных возможностей, состояния призабойной зоны, положения забоя и оценки эффективности проведения ГРП.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Отчет по НИР: «Единая технологическая схема залежей углеводородного сырья ачимовских отложений Уренгойского месторождения», ООО «ТюменНИИгипрогаз», Тюмень, 2011 г.

2. «Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений» (Приложение к приказу МПР РФ от 21.03.2007 г. № 61).

3. Краснова Т.Л., Курушина Е.В. Методическое указание по организационно-экономической части дипломных проектов студентов специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Тюмень, 2007 г.

4. Пермяков В.Н., Парфенов В.Г., Сивков Ю.В., Александров С.В., Никифоров А.С., Омельчук М.В. Методические указания к выполнению раздела «Безопасность и экологичность проекта» выпускной квалификационной работы студентами специальностей: 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», 130504 «Бурение нефтяных и газовых скважин», Тюмень, 2012 г.