Анализ разработки, совершенствование системы разработки Губкинского месторождения

/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение

Высшего и профессионального образования

Удмуртский государственный университет

Нефтяной факультет

Кафедра Разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

Выпускная квалификационная работа

на тему: Анализ разработки, совершенствование системы разработки Губкинского месторождения

Ижевск - 2009

Введение

Губкинское газоконденсатонефтяное месторождение расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области, в 50 км юго-западнее районного центра п. Тарко-Сале. Объектом рассмотрения настоящей работы является сеноманская газовая залежь (пласт ПК1). Запасы газа по пласту ПК1 впервые утверждены ГКЗ СССР по категории С1 в объеме 352,62 млрд.м3 (протокол ГКЗ №5095, 1967г.). В 1998г. с учетом дополнительных данных, полученных по результатам разведочного и эксплуатационного бурения и переинтерпретации имеющихся материалов, предприятием ЗапСибГеоНАЦ проведен пересчет начальных запасов газа. Запасы утверждены Комиссией по запасам ОАО «Газпром» в объеме 399,1 млрд.м3 (протокол ЦКР ОАО «Газпром» № 25-98 от 6.04.98 г).

По состоянию на 01.01.2002 г. из месторождения отобрано 33,308 млрд.м3, что составляет 8,35 % от начальных балансовых запасов газа.

В проекте разработки месторождения от 1995 г. рассматривалось три варианта разработки сеноманской газовой залежи с уровнями годовой добычи газа 10, 13 15 млрд.м3 на период постоянной добычи. В качестве основного был предложен вариант с уровнем годовой добычи 13 млрд.м3, число эксплуатационных скважин 73 единицы (25 кустов) на южном, более крупном по запасам, и 15 скважин (5 кустов) - на северном. Ввод в эксплуатацию северного участка предлагался на поздней стадии разработки залежи для поддержания уровней постоянных отборов. Средний проектный дебит скважин на южном участке - 500 тыс.м3/сут, на северном - 580 тыс.м3/сут.

В настоящей работе на основе анализа геолого-промысловых параметров, анализа геологической и геологогазогидродинамической моделей разработки сеноманской залежи будут проанализированы прогнозные расчеты основных показателей разработки месторождения и даны коррективы по совершенствования системы разработки.

1. Геологический раздел

1.1 Общие сведения о месторождении

Губкинское газоконденсатонефтяное месторождение расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области, в 50 км юго-западнее районного центра п. Тарко-Сале.

Ближайшими крупными месторождениями являются Западно-Таркосалинское (20 км на северо-восток), Комсомольское (17 км на юго-запад), Тарасовское (в 30 км на восток). Наиболее крупными населенными пунктами на рассматриваемой территории являются: районный центр Тарко-Сале (в 35 км к востоку) и железнодорожная станция Пурпе. Поселок Тарко-Сале связан воздушным транспортом с Тюменью (1120 км), Сургутом (465 км), Салехардом (550 км). Железнодорожная станция Пурпе расположена в непосредственной близости от базы ОАО 'Пурнефтегаз' и Губкинского месторождения и является базой круглогодичного действия, позволяющей постоянно принимать и отправлять поступающие грузы. Непосредственно в районе месторождения построен город Губкинский, население которого на 1.01.2001г. составляет 19,2 тыс. жителей.

Сравнительно недалеко от месторождения проходят трасса автомобильной дороги Новоаганск - Тарко-Сале. В 9 км к востоку от Губкинского месторождения проходит трасса газопровода Уренгой-Челябинск, южнее - ветка нефтепровода Харампурское-Тарасовское-Восточно-Тарасовское месторождения. Электроснабже-ние осуществляется по ЛЭП от Сургутской ГРЭС.

Население, в основном русскоязычное, занято в строительной, газо- и нефтедобывающей промышленности. Местное население - ненцы, селькупы-малочисленно и занимается, в основном, охотничьим и рыбным промыслами и оленеводством.

В орографическом отношении площадь месторождения представляет собой полого-холмистую равнину, в значительной степени переработанную эрозионными и криогенными процессами. Абсолютные отметки рельефа составляют +30 +72м. Значительная часть территории заболочена и покрыта озерами. Существенная заболоченность района работ объясняется выровненностью рельефа местности и широким распространением слоя многолетнемерзлых пород, препятствующих циркуляции поверхностных вод в летнее время года.

Болотные ландшафты представлены плоско-бугристыми мерзлыми болотами, имеющими кустарниково-лишайниково-моховый покров на буграх и травяно-моховый в понижениях. Северо-таежные ландшафты представлены редкостойными сосново-лиственными лесами, а вдоль рек Пяку-Пур и Пур-Пе произрастают долинные сосново-кедрово-еловые и лиственные леса в сочетании с ивняками и лугами.

Гидрографическая сеть представлена реками Пяку-Пур, Пур-Пе и их притоками. Реки типично равнинные с медленным течением и извилистым руслом. В период весеннего паводка являются практически судоходными. Уровень воды в них в паводок поднимается на 0,5-3,5 м.

Пуровский район богат месторождениями строительных материалов. В пяти километрах от пос.Тарко-Сале разведано Таркосалинское месторож-дение кирпичных глин. Утвержденные запасы глин 1117,1 тыс.м3 по категориям А+В+С1.

Нерчинское месторождение кирпичных глин расположено в 20 км западнее пос.Тарко-Сале. Глины пригодны для производства кирпича марки “200”.

В 4 км к северо-востоку от пос.Тарко-Сале находится Таркосалинское место-рождение песков. Пески пригодны для приготовления строительных растворов и строительства дорог. Средняя толщина песчаной толщи 14,5 м, запасы составляют 7,6 млн.м3.

Для водоснабжения используются пресные подземные воды олигоцен-четвертичного водоносного комплекса распространенные на месторождении повсеместно на глубинах 30-150м.

Поисково-разведочное бурение Губкинского месторождения осуществляла Таркосалинская НГРЭ объединения 'Пурнефтегазгеология', основная база которой расположена в пос. Тарко-Сале. С 1982 г. поисково-разведочные работы проводила Северная НГРЭ объединения 'Удмуртгеология', база которой располагалась в пос. Пурпе.

1.2 Геолого-геофизическая характеристика месторождения

В исследовании геологического строения района использовались результаты маршрутных сейсморазведочных работ МОВ по рекам Пур и Таз (сп 5/60-61), Пяку-Пур (сп 30/61-62), Пурпе (сп 31/62), Вэнгапур и Айваседопур (сп 24/63). По данным этих работ выделен ряд антиклинальных перегибов по отражающим горизонтам в платформенном чехле плиты. Они послужили основанием для постановки детальных сейсморазведочных работ. По данным маршрутных исследований был выделен крупный тектонический элемент в платформенном чехле - Северный свод, а в его пределах - Пурпейский вал.

По состоянию на 01.01.1995 г. совместно на двух площадях было пробурено 130 скважин общим метражом 304098 м, в т.ч. 31 скважина - на сеноман (26516 м).

Большинство выявленных залежей Губкинского месторождения по нижнемеловым отложениям в плане перекрываются контуром сеноманской залежи, а продуктивные пласты Северо-Губкинского месторождения распространены за пределами сеноманской залежи (рис. 2, 3). Положение в плане залежей неокомских пластов повлияло на размещение глубоких скважин. Часть их пробурена за контуром сеноманской залежи.

Геологический разрез по линии скважин 60-68-57-15-26-20-17-609-608-25-640-633-24-1-2

Геологический разрез по линии скважин 628-641-611-633-1201-627

При подсчете запасов ЗапСибГеоНАЦ по состоянию на 01.01.1995 г. учтены данные по 102 скважинам, 77 из которых пробурены в пределах сеноманской залежи. Скважины 38, 48, 59сг, 76сг, 617, 644, 802сг бурились без каротажа сеноманской залежи, в скв. 41 и 42 проведен только радиоактивный каротаж. Пробурены две специальные скважины (60, 611) со сплошным отбором керна из сеноманских продуктивных отложений и с переменной минерализацией бурового раствора.

Отбор керна произведен в 23 сеноманских скважинах. Значительную долю из всего вынесенного керна составляет керн из специальных скважин 60 и 611.

По состоянию на 01.01.2006 г. по Губкинскому участку месторождения пробурены 74 из 79 проектных эксплуатационных скважин, проведены геофизические и промысловые исследования в скважинах. В большинстве разведочных и во всех эксплуатационных скважинах проведена оцифровка материалов ГИС в интервале пласта ПК1. В газонасыщенной части пласта во всех скважинах проведена интерпретация данных ГИС. К недостаткам проведенных исследований следует отнести практическое отсутствие информации в водоносной части сеномана, в т.ч. в законтурных скважинах.

Палеозойский фундамент [1].

Доюрские отложения вскрыты на ряде площадей Пуровского района. На ближайшей Западно-Таркосалинской площади в скважине 99 фундамент вскрыт на глубине 4502 м (забой 4723 м) и представлен базальтами зелеными и коричневатыми, миндалекаменными и хаотически трещиноватыми (по трещинам развит кальцит), слабо выветрелыми до состояния коры выветривания. Встречаются также туфогенные толщи, представленные чередованием туфопесчаников, туфоалевролитов и туффиттов, с редкими зеркалами скольжения и микросдвигами. Породы пестроокрашенные. Эта вулканогенно-осадочная толща отнесена с определенной долей условности к нижнему-среднему девону.

Скважина Таркосалинская 299 вскрыла палеозойские отложения на глубине 4911-4923 м. Последние представлены бобово-оолитовыми бокситами (6.6 м), очень крепкими, возможно на кремнистом цементе, верхние 0.5 м сильно выветрелые, оолиты имеют размер от 1.0-1.5 мм до 5-6 мм, плотно упакованы. Межоолитовое пространство (цемент) в обилии содержит ярко-зеленый до изумрудного цвета минерал (хлорит). Порода кавернозная (за счет выщелачивания первичного цемента).

При испытании пород палеозойского возраста на территории Губкинского месторождения притоков пластового флюида не получено.

Юрская система

Отложения юрской системы несогласно залегают на породах доюрского фундамента и представлены всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним.

Отложения нижнего и среднего отделов юры представлены терригенными породами котухтинской свиты и континентальной толщей тюменской свиты, верхний отдел - преимущественно породы морского происхождения, подразделяющегося на васюганскую, георгиевскую и баженовскую свиты.

Разрез свиты сложен чередованием песчаников серых, зеленовато-серых с алевролитами и уплотненными аргиллитами. Породы иногда каолизированы. Характерен растительный детрит, корневые системы, сидерит.

Аргиллиты темно-серые, с зеленоватым оттенком, иногда битуминозные, с прослоями алевролитов и песчаников, со следами оползания. Встречаются растительный детрит, остатки листовой флоры.

Тюменская свита. На рассматриваемом месторождении тюменская свита вскрыта в 16 скважинах на глубинах 2966-3129 м.

Разрез тюменской свиты сложен частым и неравномерным чередованием аргиллитов, песчаников и алевролитов. Для пород свиты характерны обломки углефицированной древесины, тонких прослоев углей. В нижней части разреза породы более грубозернистые, иногда переходят в гравелиты и конгломераты. Свита охарактеризована керном в 7 скважинах. По керну это аргиллиты темно-серые, плотные, крепкие, участками слабоалевритистые, в основном, с пологоволнистой и линзовидной слоистостью.

Нижняя часть свиты представлена аргиллитами темно-серыми, с буроватым оттенком. Породы плотные, крепкие, слабослюдистые, преимущественно тонкоотмученные, участками слабоалевритистые, реже слоистые за счет алевритового материала и аттрита, с прослоями алевритов и песчаников, встречаются вкрапления пирита, остатки аммонитов, двустворок, флоры.

Песчаники светло-серые, мелко-, среднезернистые, крепко-сцементированные, однородные, с глинисто-карбонатным цементом, с разнообразными типами слоистости за счет алевритового материала, растительного детрита.

Аргиллиты темно-серые до черных, крепкие, участками слабоалевритистые, с неровным сколом, неясной слоистостью. Алевролиты серые, крепкоуплотненные, слюдистые. Породы в значительной степени биотурбированы. Характерен пирит.

К кровле свиты приурочен продуктивный пласт Ю1.

Георгиевская свита. Отложения георгиевской свиты вскрыты на глубинах 2884-3034 м. Литологически свита представлена аргиллитами темно-серыми, иногда черными, преимущественно тонкоотмученными, реже алевритистыми, неравномерно глауконитовыми. Среди пород встречаются остатки аммонитов, двустворок, реже лингул и онихитов.

Отложения представлены аргиллитами буровато-черными до черных, битуминозными, крепкими, плотными, местами тонкослоистыми. В породе присутствуют включения макрофауны (ростры белемнитов, отпечатки аммонитов и онихитов, остатки раковин пелеципод).

На диаграммах РК отмечается повышенное значение естественной радиоактивности. Баженовская свита является надежным маркирующим стратиграфическим и сейсмоотражающим горизонтом.

Меловая система

Отложения меловой системы представлены двумя отделами: нижним и верхним.

Нижний отдел включает в себя отложения трех свит (снизу вверх): сортымской, тангаловской и нижней части покурской свиты; верхний - верхнюю часть покурской свиты, кузнецовской, березовской и нижнюю часть ганькинской свит.

На битуминозных аргиллитах баженовской свиты залегают терригенные породы сортымской свиты на глубинах 2136-2452 м, включая в себя осадки берриасского и валанжинского времени. В основании сортымской свиты залегает подачимовская толща. Толщу слагают аргиллиты темно-серые, с горизонтальной слоистостью. В самой нижней части отмечаются прослои слабобитуминозных аргиллитов.

Выше по разрезу залегает регионально невыдержанная ачимовская толща, представленная песчаниками серыми, мелкозернистыми, крепкими, слюдистыми, часто известковистыми с прослоями темно-серых аргиллитов.

Выше залегает довольно мощная толща преимущественно глинистых пород. Это аргиллиты серые, темно-серые, алевритовые, нередко тонкоотмученные с разнообразными типами слоистости, с линзообразными прослоями песчаников.

Верхняя часть сортымской свиты представлена песчаниками серыми с прослоями аргиллитов, аналогичных описанным выше. В этой части свиты песчаные прослои группируются в пласты, самым верхним из которых является БП7. Пласт БП7 и ниже залегающие горизонты являются продуктивными. К кровле сортымской свиты приурочена чеускинская пачка. Пачку слагают аргиллиты серые, темно-серые, тонкоотмученные, в разной степени алевритистые, с единичными прослоями песчаников. Встречается обугленный растительный аттрит. Толщина сортымской свиты 583-671 м.

Тангаловская свита согласно залегает на отложениях сортымской свиты и вскрыта в интервале глубин 1754-2064 м на полную мощность практически всеми пробуренными скважинами. Свита имеет трехчленное строение и подразделяется на нижнюю, среднюю и верхнюю подсвиты.

Нижняя подсвита, отвечающая валанжинским отложениям и охватывающая продуктивные пласты БП6, БП5 представлена чередованием пластов и пачек песчано-алевритовых и глинистых пород. Песчано-алевритовые породы представлены песчаниками и алевролитами светло-серыми, мелкозернистыми, обычно слюдистыми и хорошо отсортированными. Глинистые породы сложены аргиллитами серыми, плитчатыми, в различной степени алевритистыми с намывами углефицированного детрита.

Средняя подсвита, охватывающая пласты БП4-БП1, представлена глинами серыми, иногда зеленовато-серыми, хорошо уплотненными, редко комковатыми, с прослоями аргиллитоподобных разностей, чередующихся в сложном сочетании с серыми песчаниками и алевролитами.

Покурская свита. К отложениям верхов нижнего и низов верхнего отделов меловой системы, объединенных в покурскую свиту, отнесены континентальные и частично прибрежно-морские осадки апт-альбского и сеноманского возраста.

На Губкинской площади покурская свита вскрыта на глубинах 665-1001 м и условно подразделяется на три части - нижнюю и среднюю (верхи нижнего отдела меловой системы) и верхнюю (низы верхнего отдела меловой системы).

Граница между отделами меловой системы из-за отсутствия резкой смены характерных комплексов практически не устанавливается.

В основании покурской свиты несогласно залегает евояхинская толща, сложенная песчаниками серыми, мелкозернистыми и алевролитами с единичными прослоями серых алевритовых глин. Мощность толщи 246-383м.

Породы с разнообразными типами слоистости. Характерен растительный детрит, остатки растений, стяжения сидерита, углистые прослои, отмечаются пирит, окатыши глин.

К данной части разреза условно приурочены пласты ПК16-ПК7. Отложения верхней части покурской свиты являются регионально газоносными. Залежь пласта ПК1, объединяет Пурпейскую и Северо-Пурпейскую площади. Нефтегазоносными являются также пласты ПК22-ПК10.

Разрез сеноманских отложений изучен достаточно подробно в связи с тем, что к ним приурочена газовая залежь.

Сеноманский возраст верхней части покурской свиты устанавливается на основании спорово-пыльцевого комплекса, который в отличие от апт-альбского комплекса характеризуется преобладанием пыльцы голосеменных растений.

Кузнецовская свита начинает цикл морских осадков верхнего мела, продолжающийся вверх до палеогена, глинистая толща туронского-маастрихт-датского возраста является региональной покрышкой для газоносных пород сеномана. Кузнецовская свита трангрессивно залегает на морских и континентальных образованиях покурской свиты. Вскрыта на глубинах 642-972 м. Сложена свита глинами серыми и зеленовато-серыми, с зернами глауконита. В глинах кузнецовской свиты содержатся остатки пиритизированных водорослей, чешуя рыб, редкие зерна глауконита.

Березовская свита залегает согласно с подстилающими осадками кузнецовской и перекрывающими отложениями ганькинскои свит. Вскрыта на глубинах 535-828 м. Подразделяется на две подсвиты (нижнюю - опоковидно-глинистую и верхнюю- глинисто-алевритистую).

Нижняя подсвита сложена преимущественно глинами от серых до темно-серых и черных, монтмориллонитового состава, прослоями опоковидными. Возраст подсвиты определяется по находкам скоплений двустворок, комплексам фораминифер и радиолярий как позднеконьяк-сантонский. Толщина нижнеберезовской подсвиты изменяется от 63 до 97 м.

Верхнеберезовская подсвита сложена глинами серыми, зеленовато-серыми, темно-серыми, слабоалевритистыми, с редкими прослоями опоковидных глин и опок. Встречаются включения пирита. Отложения верхнеберезовской подсвиты по возрасту относятся к кампанскому ярусу. Толщина верхнеберезовской подсвиты изменяется от 31 до 88 м.

Отложения ганькинской свиты завершают разрез меловых отложений. Свита залегает на глубинах 364-520 м и представлена толщей серых, реже светло-серых, с зеленоватым оттенком глин, известковистых. Глины содержат пиритизированные водоросли, обломки раковин моллюсков. Возраст свиты по комплексам фораминифер и микрофауне определяется как позднекампанский-маастрихт-датский. Толщина свиты колеблется от 160 до 221 м.

Палеогеновая система

Отложения палеогеновой системы представлены тремя отделами: палеоценом, эоценом, олигоценом. Накопление основной части осадков происходило в морских условиях, и только в верхней части олигоцена появляются породы прибрежно-морского и континентального происхождения. В составе палеогеновых отложений выделяются верхи ганькинской, талицкая, люлинворская, тавдинская, атлымская, новомихайловская свиты.

Талицкая свита вскрыта на глубинах 268-391 м и представлена преимущественно глинистыми породами. Глины темно-серые с буроватым оттенком, алевритистые, с мелкими линзами кварцево-глауконитовых песчаников. Палеоценовый возраст свиты устанавливается по характерному комплексу фораминифер. Толщина свиты изменяется от 90 до 129 м.

Люлинворская свита вскрыта на глубинах 115-216 м и объединяет морские глинистые осадки нижнего, среднего и верхнего эоцена. Нижняя часть свиты представлена глинами опоковидными, опоками, с редкими прослоями глауконитовых песчаников. Средняя часть сложена глинами серыми, с прослоями диатомитов. Заканчивается свита глинами желтовато-зелеными, тонкоотмученными, оскольчатыми, изредка слабо опоковидными с прослойками глинистых алевритов. Толщина свиты изменяется от 128 до 177 м.

Тавдинская свита. Отложения тавдинской свиты приурочены к верхнему эоцену и нижнему олигоцену. Сложена глинами зеленовато-серыми, листоватыми, алевритистыми с прослоями алевритов. Отложения свиты формировались в морских условиях. Встречаются единичные песчанистые и известковитые фораминиферы. Толщина свиты до 29-38 м.

Атлымская свита. Континентальные отложения атлымской свиты сложены песками с прослоями алевритов и глин. На основании спорово-пыльцевого комплекса отложения атлымской свиты приурочены к нижней и средней части олигоцена.

Новомихайловская свита сложена глинами, алевритами с прослоями песков и бурых углей. Встречаются отпечатки листьев, семена и макроспоры. Возраст свиты олигоценовый. Толщина атлымской и новомихайловской свит 61-74 м.

Четвертичная система

Четвертичная система представлена песками, супесями, суглинками, глинами, в нижней части с привносом грубообломочного материала, состоящего из гравия, галечников и мелких валунов. Мощность отложений системы 40-60 м.

В геологическом разрезе Западно-Сибирской плиты выделено три структурно-тектонических этажа.

Нижний этаж - складчатый фундамент, сформировавшийся в палеозойское и допалеозойское время. Он представлен эффузивными, интрузивными и осадочными, сильно дислоцированными и метаморфизированными породами. Многочисленные разломы, установленные в фундаменте, обусловили блоковый характер строения его поверхности. Блоковое строение фундамента подтверждено региональными профилями МОГТ и МОВ, площадных МОГТ 59/86-87, 60/86-87, 43/86-87, 48/86-87 и других сейсморазведочных работ. Отдельным блокам фундамента соответствуют поднятия II и III порядков в платформенном чехле. Глубина залегания поверхности фундамента составляет 3200-3300 м в сводовых частях Пурпейского поднятия, достигая 4200-4500 м на его погруженных участках.

Промежуточный структурный этаж сопоставляется с отложениями пермско-триасового возраста. На данной площади осадочные отложения триасового возраста присутствуют не повсеместно. Они практически отсутствуют на территории Северного мегавала и врезаются узкими языками в южной части Танловско-Пурпейского крупного прогиба, а также в пределах Восточно-Пурпейского малого прогиба. Отложения бурением не изучены, однако характер сейсмической записи указывает на то, что они сложены терригенными отложениями, в целом сходными с нижнеюрскими.

Верхний структурно-тектонический этаж сложен мощной толщей мезозойских и кайнозойских образований, накопившихся в условиях длительного и стабильного прогибания фундамента. Этот этаж, или собственно осадочный чехол плиты, изучен наиболее полно. Он характеризуется слабой дислоцированностью и полным отсутствием метаморфизма пород.

Согласно тектонической схемы мезозойско-кайнозойского ортоплат-форменного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы (Бочкарев В.С., Боярских Г.К., 1990 г.) Губкинское месторождение расположено в пределах Пурпейской крупной брахиантиклинали Пурпейского малого вала Северного крупного вала. Северный крупный вал - структура II порядка - находится в пределах Варьеганско-Пурпейской зоны линейных структур - крупной антиклинальной зоны I порядка.

С запада Северный вал ограничен Танловско-Пурпейским, с востока - Восточно-Пурпейским крупными прогибами. Пурпейский малый вал представляет собой приподнятую зону неправильной формы, вытянутую в северном направлении и осложненную структурами III порядка. В его южной части находится Пурпейская брахиантиклиналь, а в северной - Северо-Пурпейское локальное поднятие.

Губкинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в пределах Губкинского нефтегазоносного района Надым-Пурской нефтегазоносной области и относится к числу первых месторождений, открытых в северной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В пределах Пурпейского вала расположены Губкинское, Северо-Губкинское и Присклоновое месторождения. Залежь газа пласта ПК1 перекрывает Губкинское, большую часть Северо-Губкинского и Присклонового месторождений. Граница месторождения по неокомским залежам условно принимается по скважине 38.

Этаж нефтегазоносности Надым-Пурской нефтегазоносной области охватывает преимущественно глубины 750-3500 м. По насыщению и фазовому состоянию выявленные залежи углеводородов разнообразны, но преобладают газоконденсатные залежи с нефтяными оторочками небольшой высоты.

Диапазон нефтегазоносности меловых отложений Губкинского месторождения распространен от ганькинской свиты (песчанистые глины) до тюменской свиты (пласт Ю2), что соответствует интервалу глубин 350-3100 м.

По состоянию изученности на 1.01.2001 г. в пределах месторождения пробурено 143 поисково-разведочных и 74 эксплуатационных скважин. В изученной части разреза месторождения установлены залежи в следующих резервуарах: дат-компанском (глины песчанистые) - газовые залежи; сеноманском (пласты ПК1 - ПК10) - газовые залежи; альбском (пласты ПК11 - ПК15) - преимущественно газовые залежи; аптском (пласты ПК16 - АП11) - преимущественно газонефтяные залежи; баррем-готеривском (пласты БП0 - БП7) - преимущественно газоконденсатно-нефтяные залежи; берриас-валанжинском (пласты БП8 - Ач) - преимущественно нефтегазо-конденсатные залежи; юрском (пласты Ю1 - Ю2) - преимущественно нефтяные залежи.

Залежь газа сеноманской продуктивной толщи по своему строению в основных чертах идентична одновозрастным залежам не только Надым-Пурской, но и других нефтегазоносных областей севера Тюменской области. Все аналогичные залежи контролируются лишь структурным фактором и являются по типу массивными.

Сеноманский резервуар представлен переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пород с подчиненной ролью последних. Сверху он перекрыт мощной толщей турон-датских глин морского генезиса, мощностью 500-800 м, что определяет высокие экранирующие свойства покрышки, позволившие сформироваться гигантским газовым залежам. Несмотря на экранирующие свойства турон-датских глин, при проходке скважин отмечались незначительные газопроявления внутри глинистой толщи. С целью изучения характера насыщения этих отложений была пробурена скважина 40 глубиной 650 м, вскрывшая нижнеберезовские отложения. При испытании интервала 614-622 м получен незначительный приток газа. Вторым объектом испытания был интервал 378-398 м, представленный песчанистыми глинами. Дебит газа на штуцере 8 мм составил 1296 м3/сутки.

В пределах Губкинского месторождения мощность песчанистых газоносных глин достигает 200 м. Эта толща имеет значение не только при решении задач прогноза, но и является дополнительным объектом газа, ресурсы которого при определенных условиях могут быть освоены.

Пластовое давление в сеноманской залежи газа соответствует гидростатическому на уровне ГВК, поскольку песчано-алевролито-глинистая толща апт-сеномана представляет собой единую гидродинамическую систему, к верхней части которой приурочена залежь газа.

Мощность прослоев газонасыщенных коллекторов составляет 0.4-36.4 м, а глинистых разностей - 0.4-12.0 м. В среднем проницаемые породы составляют 78.8% от общей мощности продуктивного разреза.

Дебиты газа достигают 927 тыс. м3/сут. на 35 мм шайбе, по большинству объектов они составляют 250-450 тыс. м3/сут, при депрессиях 0.1-0.3 МПа.

Сеноманская газовая залежь на Губкинском месторождении является массивной, ее объем определяется двумя поверхностями: кровлей сеноманских отложений и уровнем газоводяного контакта. Достоверность положения кровли пласта ПК1 не вызывает сомнений, так как базируется на данных сейсморазведки и бурения. Наличие единой залежи, объединяющей Пурпейскую и Северо-Пурпейскую структуры, подтверждено наличием единого ГВК для северной и южной частей месторождения. Соединяющий структуры прогиб имеет незначительную глубину (недостаточную для разделения на отдельные залежи). Ширина залежи в пределах перегиба составляет 3.3 км, высота не превышает 10 м. Исходя из этого, сеноманская газовая залежь рассматривается как единая.

По данным ГИС ГВК отбивается в однородном коллекторе в 43 скважинах. В остальных скважинах этот раздел проходит внутри заглинизированного прослоя, в интервале между подошвой самого нижнего газонасыщенного коллектора и кровлей залегающего ниже коллектора со слабым газонасыщением. Положение ГВК в разрезе сеноманской продуктивной толщи определено по данным ГИС достаточно надежно.

В пределах контура ГВК единая газовая залежь Губкинского месторождения имеет размеры 70.5 км х 7-14.5 км, высота 116 м, в том числе в пределах собственно Губкинского участка размеры залежи составляют 36.5 км х 10-14.5 км. Краткие сведение о залежи ПК1 месторождения приведены в табл. 1 Результаты глубокого бурения на Пурпейском валу свидетельствуют о высоких потенциальных возможностях неокомской и юрской частей разреза. Отличительной чертой нижней части разреза является достаточно сложный характер развития песчано-алевролитовых пластов в пределах всей площади Пурпейского вала. Кроме того, большую роль в формировании этажа нефтегазоносности играют разрывные нарушения, которые в сочетании с существующими пластовыми и аномально высокими пластовыми давлениями создают благоприятные условия для межрезервуарной миграции углеводородов.

Таблица 1 Характеристика геолого-геофизической изученности пласта ПК1

1.3 Характеристика пластов коллекторов

Продуктивная толща сеномана на Губкинском месторождении, как и на других аналогичных месторождениях севера Западной Сибири, представляет собой неравномерное переслаивание песчаников, алевролитов и глин с преобладанием песчаных и алевролитовых разностей. Продуктивной является верхняя (примерно 120 м) толща сеноманских отложений, соответствующая максимальным газонасыщенным толщинам. Максимальное значение газонасыщенных толщин (123.4 м) и эффективных газонасыщенных толщин (121.1 м) отмечается в скважине 1153.

Рисунок 4 а

Рисунок 4 б

Песчаные и глинистые прослои в большинстве невыдержанны по площади вследствие частой литологической изменчивости. Распределение толщин проницаемых прослоев, выделенных в газонасыщенной части разрезов скважин, приведено на рис.4А, непроницаемых разделов - на рис. 4Б. Толщины отдельных проницаемых прослоев изменяются от 0.4 до 36.4 м, непроницаемых от 0.4 до 14.4 м. Среди проницаемых преобладают прослои толщиной от 0.4 до 2 м, их доля в общем числе проницаемых прослоев составляет 65.1%. Доля прослоев, толщина которых превышает 10 м составляет 5.3%. Среди непроницаемых наиболее часто встречаются прослои толщиной 0.4 - 1 м (63.8%). Четких закономерностей в изменении песчанистости по площади не наблюдается. Средняя песчанистость сеноманских отложений на месторождении составляет 77.9%. Статистическая характеристика общих и эффективных толщин по скважинам, вскрывшим газовую часть пласта, а также характеристика неоднородности газовой части залежи приведена в таблице 2.

Песчаники и алевролиты, слагающие продуктивную толщу сеномана преимущественно серые и светло-серые, иногда с желтоватым и зеленоватым оттенком; встречаются темно-серые разности. Породы обычно слабосцементированные и на поверхность из скважин часто поднимается рыхлый песок. Песчаники и алевролиты слюдистые иногда с прослоями углистого.

Таблица 2 Характеристика толщин и неоднородности пласта ПК1

При этом характерен непрерывный и постоянный переход из одной разности в другую. Разделяющие песчаные прослои глины темно-серые до черных, слюдистые, плотные, часто алевритистые или песчанистые, иногда вязкие. Наряду с ними встречаются алевролиты темно-серые, глинистые, плотные и серые известняки плотные, крепкие, скрытокристаллические или мелкозернистые.

По керну часто отмечается тонкая горизонтальная и линзовидная слоистость в песчаниках за счет прослоек до 2-3 мм глинистого, углисто-глинистого и алевролитового материала.

Согласно описаниям шлифов, приведенным в отчете по подсчету запасов 1966г. минералогический состав пород коллекторов сеноманской залежи Губкинского месторождения аналогичен коллекторам сеноманских отложений других месторождений севера Тюменской области. Минеральный скелет пород составляют кварц (30-85 %), полевые шпаты (20-45 %), обломки пород (до 10-20 %) и слюда (5-7 %). Обломки пород преимущественно кремнистого состава. Из акцессорных минералов в породах встречаются гранат, сфен, апатит, эпидот, ильменит и магнетит. Из аутигенных - сидерит, лейкоксен, пирит и кальцит.

Цементирующий материал в количестве 5-20 % представлен гидрослюдой, хлоритом, реже каолинитом. Тип цемента преимущественно поровый и пленочно-поровый.

Для коллекторов сеноманского продуктивного комплекса минеральный состав обломочной части оказывает слабое влияние на коллекторские свойства пород. Фильтрационно-емкостные свойства прямо зависят от содержания песчаной фракции.

По результатам анализов гранулометрического состава пород в коллекторах преобладают обломки размером от 0.01 до 0.25 мм, при этом в песчаниках и крупнозернистых алевролитах в большинстве случаев преобладает фракция 0.1-0.25 мм, а в мелкозернистых алевролитах и тонкозернистых песчаниках - 0.01-0.1 мм. Наблюдается увеличение содержания песчаной фракции (0.25-0.1 мм) вниз по разрезу 100-метровой толщи, что связано с прибрежно-морским генезисом верхней части сеноманских отложений и континентальным - нижней. О таком делении сеноманских отложений говорили уже многие исследователи: Ежова А.В. (1971 г.), Саркисян С.Г. и Комардинкина Г.Н. (1971 г.), Пантелеев Г.Ф. (1984 г.) и др.

Статистическая характеристика фильтрационно-емкостных свойств пласта ПК1 по данным керна, ГИС и гидродинамических исследований приведена в табл.3..

Коэффициенты пористости и проницаемости коллекторов определялась соответственно на 302 и 36 образцах (с учетом скважины 611). Открытая пористость коллекторов изменяется в широких пределах от 28.6 до 49 %. Наиболее часто встречаются значения открытой пористости 33 - 36 %. Средневзвешенное по газонасыщенной толщине значение пористости составило 36.2 % .

Проницаемость пород меняется в еще более широких пределах от 35 до 5257 фм2. Средневзвешенное значение проницаемости составило 1291.6 фм2. По классификации А.А.Ханина коллекторы пласта ПК1 преимущественно I класса, реже встречаются коллекторы II и III класса.

Покрышкой сеноманской газовой залежи служит толща морских отложений турон-датского возраста, сложенная глинами и опоками кузнецовской, березовской и ганькинской свит. Общая толщина этих отложений на месторождении порядка 300-350 м.

Таблица 3 Характеристика фильтрационно-емкостных свойств пласта ПК1

1.4 Физико-химические свойства пластового газа, воды

Компонентный состав свободного газа определялся в центральной лаборатории Главтюменьгеологии. В отчете 1966 г. состав газа охарактеризован 19 пробами из 18 скважин. Охарактеризованность залежи анализами свободного газа, а также его средний состав приведены в таблице 4.

Таблица 4

Средний состав газа с увеличением количества анализов не изменился. Газ метановый: содержание метана в пробах изменяется от 96.76 до 99.25% (в среднем 98.53%). Из гомологов метана в отдельных пробах присутствуют этан (следы - 0.33%, в среднем 0.16%) и пропан (следы - 0.02%). Тяжелые углеводороды отсутствуют. Из неуглеводородных газов основными являются углекислый газ (0.22-1.21%, в среднем 0.53%) и азот (0-2.15%, в среднем 0.98%).

В связи с повышенным содержанием углекислого газа (более 0.5%) при разработке сеноманской залежи необходимо предусмотреть мероприятия по антикоррозионной защите промыслового оборудования.

Из инертных газов отмечается гелий (в среднем 0.01% объема) и аргон (0.02%). По содержанию гелия месторождение относится к категории с низкой гелиеносностью (содержание менее 0.01%).

Плотность газа по воздуху изменяется в зависимости от его состава от 0.558 до 0.670, в среднем принимаем равной 0.563.

При сопоставлении состава газа Губкинского месторождения с газом других месторождений Севера Тюменской области, наблюдается ярко выраженная идентичность их состава: большое содержание метана (более 98%), полное отсутствие свободного водорода, сероводорода и тяжелых гомологов метана (бутанов и выше), а, следовательно, сравнительно низкая плотность газа.

Сведения о гидрогеологических условиях продуктивных отложений рассматриваемого района базируется на данных, полученных при испытании поисково-разведочных скважин. Гидрогеологические исследования в процессе разведки месторождения состояли в определении дебитов скважин, замеров пластовых и забойных давлений, пластовых температур, статических уровней, газосодержаний, отбора проб пластовой воды, растворенного газа и их анализа.

Всего на Губкинском и Северо-Губкинском месторождениях на дату подсчета выполнено 137 анализов пластовых вод, в том числе 26 проб - из апт-альб-сеноманских отложений, 43 пробы воды проанализировано на микрокомпонентный состав.

Физические и химические свойства пластовых вод изучались в ЦЛ Глав-тюменьгеологии и ЦЛ ПГО 'Удмуртгеология'.

Из имеющихся 26 химанализов пластовых вод апт-альб-сеноманского комплекса 6 проб отбраковано по комплексу параметров (наличие аномальных значений сульфат-ионов; величина рН, не соответствующая химизму вод; малая величина минерализации). Химический состав водорастворенного газа изучен по 7 пробам. Анализы выполнялись по стандартным методикам.

Губкинское месторождение расположено в пределах центральной части внутренней зоны Западно-Сибирского мегабассейна. В этом районе по современным представлениям выделяются три гидрогеологических этажа: палеозойский, мезозойский и кайнозойский, отличающиеся геологическим строением, условиями питания, источниками создания напоров вод. Ниже приведена характеристика представляющих первоочередной интерес альт-альб-сеноманского и олигоцен-четвертичного водоносных комплексов, входящих, соответственно, в мезозойский и кайнозойский гидрогеологические этажи.

На Губкинском месторождении пластовые воды апт-альб-сеноманского продуктивного комплекса охарактеризованы 26 пробами воды (таблица 5).

Таблица 5 Физические свойства пластовых вод олигоцен-четвертичного и апт-альб-сеноманского водоносных комплексов

Минерализация вод колеблется от 17.9 до 22.2 г/л. Тип вод меняется сверху вниз. Если в верхней части покурской свиты преобладают воды хлоридно-кальциевого типа, то в нижней части - воды гидрокарбонат-натриевого и смешанного типов.

Основными солеобразующими компонентами пластовых вод апт-сеноманского водоносного комплекса, как и всех месторождений севера Тюменской области, являются ионы натрия с калием (90-97 %-экв), хлора (88-99 %-экв), кальция (2-6 %-экв), магния (1-4 %-экв), гидрокарбоната (0.5-14 %-экв). Воды характеризуются отсутствием нитрат- и карбонат-ионов. Содержание йода изменяется от 9.23 до 17.80 мг/л, брома - от 34 до 59 мг/л.

Пластовые воды апт-альб-сеноманского комплекса насыщены метановым газом с содержанием метана 95.7-98.4%, тяжелые углеводороды составляют доли процента, азота - 0.006-2.19%, углекислого газа - 0.998%. Гидродинамическая обстановка апт-альб-сеноманского водоносного комплекса изучалась на основе анализа приведенных давлений. Такого рода сведения были подготовлены в 1978 г. (С.А. Федорцова, А.В. Шанаурин) с составлением схематической карты гидроизопьез. В настоящее время эта карта уточнена с учетом новых данных.

По химическому составу пластовые воды верхнего гидрогеологического этажа гидрокарбонатно-натриевые, магниевые пресные, с минерализацией 0.05-0.14 г/л. Анализ качества подземных вод в пределах района показывает, что по большинству компонентов воды соответствуют нормам ГОСТ 2874-82 'Вода питьевая'. Исключение составляют низкая концентрация ионов фтора, повышенное содержание железа и марганца, а также повышенная мутность и цветность воды. Бактериологические показатели в большинстве случаев удовлетворительные.

Питание горизонта происходит, в основном, за счет инфильтрации атмосферных осадков. Фильтрационные свойства водосодержащих отложений сравнительно высокие за счет преобладающего развития песчаных разностей.

Воды атлым-новомихайловского горизонта могут быть рекомендованы для хозяйственного и питьевого водоснабжения.

Четвертичный водоносный горизонт является наиболее изученным на исследуемой территории. В ряде районов для водоснабжения используют надмерзлотные воды несквозных таликов и межмерзлотные воды четвертичных отложений.

Надмерзлотные воды несквозных таликов распространены в виде узкой полосы под всеми ручьями, озерами, на залесенных водораздельных участках. Они приурочены к современным и средне-плейстоценовым отложениям - пескам, супесям, гравийно-галечниковым отложениям.

Отсутствие водоупора с поверхности обусловило безнапорный характер вод горизонта. Питание осуществляется за счет атмосферных осадков и бокового притока с водоразделов, реже за счет разгрузки нижележащих водоносных горизонтов по таликовым зонам.

1.5 Геокриологические условия

Особенности структурно-тектонического формирования Губкинского района наложили отпечаток на его геокриологическое и литологическое строение и резко обособили этот район. Неотектоническое воздымание осадочного чехла и фундамента сопровождалось уменьшением глубины залегания подошвы реликтового слоя многолетнемерзлых пород (ММП) по сравнению с соседними площадями. В целом разрезу свойственны высокие значения геотермических градиентов. Современная мерзлота встречается отдельными островами на фоне широко распространенного до глубины 100-200 м надмерзлотного талика. Островная мерзлота обычно приурочена к участкам обширных безлесных или слабо залесенных бугристых торфяников и залегает непосредственно ниже слоя сезонного протаивания.

На залесенных придолинных и водораздельных участках и в пределах обширных болотных массивов многолетнемерзлые породы залегают на глубине первых десятков метров (0.4-10 м), либо вообще отсутствуют. Вмещающими породами являются песчано-глинистые четвертичные отложения.

Слой древней мерзлоты имеет прерывистое распространение, его отсутствие фиксируется под наиболее крупными речными долинами и в центральной части Губкинского месторождения. Положение кровли мерзлоты в общем плане повторяет рельеф дневной поверхности. Судя по общим формам температурных кривых, снятых в разведочных скважинах, подошва реликтового слоя мерзлоты в пределах месторождения залегает на глубинах 187-230 м.

Мощность ММП изменятся от 0 до 80-150 м. Встречаются линзы остаточной мерзлоты на глубине 320-330 м, мощностью до 50 м под руслами рек. Наиболее льдистые отложения приурочены к верхней части разреза (в слое годовых теплооборотов), с глубиной льдистость пород уменьшается. Криотекстура пород массивная. Среднегодовая температура ММП составляет 0- 0.5 °С.

1.6 Запасы углеводородов

В 1967 г. по результатам бурения 19 скважин ГКЗ рассмотрены и утверждены запасы сеноманской газовой залежи (протокол ГКЗ 5095 от 24 февраля 1967 г.). Суммарные утверждённые запасы свободного газа составили 352.6 млрд. м3.

В соответствии с принятыми категориями и подсчетными параметрами по Губкинскому и Северо-Губкинскому участкам ЗапСибГеоНАЦ подготовил подсчет запасов свободного газа в сеноманской залежи Губкинского месторождения по состоянию на 01.04.96 г., рассмотренный и утвержденный на ЦКЗ ОАО «Газпром» (протокол ЦКЗ № 25-98 от 6.04.1998 года). Утвержденные запасы свободного газа приняты на Государственный баланс. Начальные балансовые запасы свободного газа составляют 399081 млн. м3, в том числе 346711 млн. м3 по Губкинскому участку и 52370 млн. м3 по Северо-Губкинскому участку (табл. 6).

Таблица 6 Сводная таблица подсчетных параметров, запасов свободного газа по состоянию на 01.04.95г.

2. Технологический раздел

2.1 Основные проектные решения и текущее состояние разработки

В 1968г. впервые по Губкинскому месторождению институтом ВНИИГаз и его Тюменским филиалом был составлен “Комплексный проект опытно-промышленной эксплуатации”, в котором были обоснованы следующие основные показатели: запасы газа - 250 млрд.м3; годовой отбор газа - 10 млрд.м3; количество скважин - 53; средний дебит - 700 тыс.м3/сут; начальная депрессия - 0,196 МПа; диаметр эксплуатационной колонны - 219 мм; диаметр лифтовых труб - 73 мм.

В 1975г. ТюменНИИгипрогазом был составлен “Проект опытно-промышленной эксплуатации Губкинского месторождения” (Протокол ЦКР Мингазпром № 26/75 от 19.08.75г.) на вновь утвержденные ГКЗ запасы в объеме 352,6 млрд.м3 по категории В+С1 (Протокол ГКЗ № 5095 от 24.02.67г.), по которому принят вариант разработки с уровнем годовой добычи 20 млрд.м3, количество эксплуатационных вертикальных скважин 203, из них 115 на южном и 88 на северном. Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм, лифтовые трубы 114 мм. Средний дебит скважин принят для южного участка 500 тыс.м3/сут, для северного - 200 тыс.м3/сут. Для обеспечения равномерной выработки запасов по разрезу предлагалось дифференцированное вскрытие продуктивного пласта. Размещение скважин центрально-групповое, cкважины располагаются парами, расстояние между которыми 50-70 м, между парами 800 -1200м. ДКС должна вводиться на первом году разработки. Проектом предусматривалось строительство двух УКПГ производительностью 15 млрд.м3 в год на южном и 5 млрд.м3 на северном участках.

Газовая залежь Губкинского месторождения введена в разработку в июле 1999г. в соответствии с Проектом разработки, выполненным ТюменНИИгипрогазом в 1995г. на уточненные авторами проекта запасы газа в объеме 362,6 млрд.м3. Всего были рассмотрены три варианта разработки сеноманской газовой залежи с уровнями добычи газа 10, 13, 15 млрд.м3 в год на период постоянной добычи. В качестве основного был предложен вариант с уровнем годовой добычи 13 млрд.м3, число эксплуатационных наклонно-направленных скважин 73 единицы на южном, более крупном по запасам и 15 субгоризонтальных - на северном. Ввод в эксплуатацию северного участка предлагался на поздней стадии разработки залежи для поддержания уровней постоянных отборов. Средний дебит скважины на южном участке - 500 тыс.м3/сут, на северном - 580 тыс.м3/сут.

Продолжительность периода постоянных годовых отборов по рекомендуемому варианту составляла 11 лет. Ввод ДКС предусматривался на второй год разработки. Система сбора газа коллекторная с подключением в один коллектор от шести до девяти скважин. Диаметр газосборных коллекторов 219 - 426 мм.

Данные решения были утверждены рабочей Комиссией по разработке газовых, газоконденсатных, нефтегазоконденсатных месторождений и эксплуатации ПХГ РАО «Газпром» (протокол №17/95 от 28.11.95г.). В 1996г. институтом в связи с необходимостью обеспечения добычи газа в период пиковых нагрузок были составлены дополнения к проекту с обоснованием дополнительного бурения шести эксплуатационных скважин. Дополнения были утверждены той же Комиссией (протокол №8-Р/96 от 10.04.96г.).

В 1998г. с учетом всех дополнительных данных, полученных по итогам геолого-разведочных работ, Западно-Сибирским геологическим научно-аналитическим центром (ЗапСибГеоНАЦ)произведен пересчет запасов газа сеноманских залежей Губкинского месторождения. Начальные балансовые запасы свободного газа утверждены в объеме 399081 млн.м3, в т.ч. 346711 млн.м3 по южному участку и 52370 млн.м3 по северному (Протокол ЦКР ОАО «Газпром» № 25-98 от 6.04.98 г.).

Результаты эксплуатационного бурения, промысловые исследования и изучение добывных возможностей скважин в начальный период эксплуатации выявили резервы производительности промысла. В частности, продуктивные характеристики скважин оказались значительно выше проектных. Так, если при проектной депрессии0,344 МПа проектом предусматривались дебиты порядка 500 тыс.м3/сут, то фактические дебиты в пусковой период характеризовались величиной в среднем 648 тыс.м3/сут при средней депрессии 0,097 МПа. В связи с этим, в 2001 г. ТюменНИИгипрогазом в рамках «Корректив к Проекту разработки сеноманской газовой залежи Губкинского месторождения» проведено оперативное уточнение технологических показателей разработки сеноманской газовой залежи и составлены «Технико-экономические предложения по разработке сеноманской газовой залежи Губкинского месторождения на 2001-2003 гг.» (ТЭП). Последние были утверждены Комиссией газовой промышленности по разработке месторождений и использованию недр (протокол № 37-р/2001 от 9 июля 2001 г.). Основные положения ТЭП легли в основу дальнейших технологических и технико-экономических расчетов.

На 01.01.2008 основные показатели: годовой отбор газа - 8,7 млрд.м3; количество скважин - 64; средний дебит - 640 тыс.м3/сут; текущая депрессия - 0,223 МПа; диаметр эксплуатационной колонны - 219 мм; диаметр лифтовых труб - 73 мм.

2.2 Анализ результатов исследований скважин

2.2.1 Результаты исследований разведочных скважин

В пределах контура сеноманской газовой залежи Губкинского месторождения пробурено свыше 80 поисковых и разведочных скважин. Из них освоено и опробовано на сеноман 24. По большинству из них получены дебиты газа порядка 500-800 тыс.м3/сут при депрессиях на пласт 0,2-0,5 МПа (табл. 7) Гидродинамическое несовершенство разведочных скважин по степени и характеру вскрытия пласта существенно затрудняет оценку их продуктивности. Только в двух скважинах (12 и 20) вскрыта вся эффективная толщина пласта, а по остальным скважинам процент вскрытия эффективных толщин составляет 1,6-74,6%.

Максимальные дебиты газа 940 и 867 тыс.м3/сут. получены в скважинах 24 и 25 при депрессиях на пласт соответственно 0,18 и 0,52 МПа. Вскрытая толщина в скважине 24 составила 51 м, в скважине 25 - 1,5 м. Самая низкая производительность получена в скважине 7, по которой максимальный дебит составил 112 тыс.м3/сут. при депрессии на пласт 4,94 МПа. Низкая продуктивность отмечена также в скважинах 27 и 28, то есть по трем из 24 разведочных скважин продуктивность значительно хуже, чем в среднем по газовой залежи.

При первичном обосновании средних коэффициентов фильтрационного сопротивления по разведочным скважинам для проектных расчетов принималось во внимание следующее: 1.Не представительны результаты исследований разведочных скважин 7, 27, 28. 2.Объем исследований на северном участке (три скважины) недостаточен для достоверного обоснования фильтрационных характеристик, поэтому при осреднении коэффициентов учтены скважины 12, 17, 20, 28, находящиеся на границе северного и южного участков и имеющие сходные литологофизические характеристики с северным участком. 3.Результаты исследований скважин

Таблица 7 Результаты исследования разведочных скважин Губкинского месторождения

72, 76 (северный участок) не представительны из-за наличия технической колонны, перекрывающей сеноманский продуктивный горизонт.

Исходя из этих условий, коэффициенты фильтрационного сопротивления для южного участка рассчитывались по материалам 14 разведочных скважин, северного и центрального - 8 скважин. Средние взвешенные фильтрационные коэффициенты составили:

- для южного участка: а = 0,426 х 10-2 МПа2 сут/тыс.м3; в = 0,00622 х 10-2 (МПа сут/тыс.м3)2; - для северного участка: а = 0,704 х 10-2 МПа2 сут/тыс.м3; в = 0,0085 х 10-2(МПа сут/тыс.м3)2;

Средняя величина вскрытой толщины для обоих участков равна 7,5 м. Очевидно, этим и объясняются близкие значения коэффициентов фильтрационного сопротивления на южном и северном участках.

На основе обработки результатов исследований разведочных скважин для южного участка при средней перфорированной толщине 20м в первом проекте были приняты следующие фильтрационные коэффициенты: а = 0,196 х 10-2 МПа2 сут/тыс.м3; в = 0,00169 х 10-2 (МПа сут/тыс.м3)2.

По данным глубинных замеров и по пересчету статических давлений пластовые давления по скважинам изменяются от 7,32 МПа (скв.1) до 7,76 МПа (скв.22). В среднем по залежи пластовое давление составляет 7,54 МПа, расхождение в статических давлениях по скважинам объясняется или технологией замеров, или неполным восстановлением статического давления при его замере. Пластовая температура равна 21оС.

Специальных исследований по выносу породы и определению предельно допустимых депрессий и дебитов по разведочным скважинам не проводилось. Однако по ряду скважин (7, 1, 27) в процессе отработки на режимах, независимо от дебитов и депрессий, отмечалось скопление в породоуловителях мелкой песчаной фракции в небольших количествах (до 40 см3). Тем не менее, такие кратковременные явления не следует рассматривать как показатель разрушения коллектора призабойной зоны. Скорее всего, это вполне закономерное явление самоочистки ствола скважины и пласта в интервале перфорации.

В процессе освоения разведочных скважин установлено, что основным фактором, осложняющим работу скважин, является интенсивное гидратообразование почти на всех режимах в период освоения. Однако закачка горячего раствора хлористого кальция способствует довольно быстрому выведению скважин на безгидратный режим работы. 2.2.2. Результаты исследований эксплуатационных скважин

Бурение проектного фонда скважин началось 4.08.1998 г (скв.1211) на кустовой площадке № 21 Южного участка месторождения. В промышленную эксплуатацию залежь запущена в июле 1999 г. В настоящее время разбурен и исследован весь фонд добывающих скважин - 74 единицы.

По состоянию на 1.01.07 г. на месторождении проведены первичные газодинамические исследования при стационарных режимах фильтрации в 74 эксплуатационных скважинах, в том числе по годам: 2005г. - 3 скважины, 2006г. - 59 скважин, 2007г. - 12 скважин.

В 2006 г. выполнены повторные газодинамические исследования при стационарных режимах фильтрации в 21 эксплуатационной скважине, в 2007 г. - в 23 эксплуатационных скважинах.

Газодинамические исследования проводились по стандартной методике на 6-8 стационарных режимах фильтрации с замерами основных рабочих параметров на ДИКТе-100. Расчет забойного давления проводился по неподвижному столбу газа в затрубном пространстве. Замеры устьевых давлений проводились образцовыми манометрами класса 0,4 с диапазоном измерения 0 - 100 кгс/см2. Пластовое давление при исследовании скважин определялось по устьевому статическому давлению.

При обработке данных исследования скважин, для каждого режима рассчитывалась скорость движения газа у башмака НКТ, определялись коэффициенты гидравлического сопротивления труб. Для каждой скважины определялись свободный и абсолютно-свободный дебиты, коэффициенты фильтрационного сопротивления и коэффициент проницаемости призабойной зоны.

Вскрытая мощность по скважинам изменяется от 11 до 49 м, составляя в среднем 27,6м.

При исследовании скважин выноса породы даже в диапазоне максимальных дебитов не отмечалось.

Газодинамические исследования эксплуатационного фонда подтвердили высокую продуктивность эксплуатационных скважин.

Фильтрационные коэффициенты по результатам первичных газодинамических исследований 74 эксплуатационных скважин изменяются: а : от 0,0397 х 10-2 (скв. 1183) до 1,2752 х 10-2 (скв.1172) МПа2 сут/тыс.м3; в : от 0,000006 х 10-2 (скв.1071) до 0, 00068 х 10-2 (скв.1092) (МПа сут/тыс.м3)2. Средняя арифметическая величина фильтрационных коэффициентов: а = 0,2340 10-2 МПа2 сут/тыс.м3; в = 0,000113 10-2 (МПа сут/тыс.м3)2. Средние взвешенные по дебиту величины фильтрационных коэффициентов составили: а = 0,1626 10-2 МПа2 сут/тыс.м3; в = 0,0000675 10-2 (МПа сут/тыс.м3)2. Средняя величина коэффициента проницаемости по данным газодинамических исследований составила 0,582 мкм2. Случаев гидратообразования по стволу и на устьях скважин при проведении исследований не наблюдалось.

Результаты повторных газодинамических исследований подтвердили значения фильтрационных коэффициентов, полученных при первичных исследованиях. Средние величины фильтрационных коэффициентов по результатам повторных исследований скважин в 2001 году составили: а = 0,2833 10-2 МПа2 сут/тыс.м3; в = 0,000204 10-2 (МПа сут/тыс.м3)2. Средняя величина коэффициента проницаемости по данным газодинамических исследований составила 0,603 мкм2. Средние взвешенные по дебиту величины фильтрационных коэффициентов по результатам повторных исследований данной группы скважин составили: а = 0,1720 10-2 МПа2 сут/тыс.м3; в = 0,00114 10-2 (МПа сут/тыс.м3)2.

Таким образом, фактическая продуктивность пробуренных эксплуатационных скважин оказалась значительно выше проектной. Хотя коэффициент «а» больше принятого в проекте в 1,2 раза, коэффициент «в» меньше в 25 раз. Одной из главных причин этого являются вскрытие перфорацией большего интервала продуктивного разреза в 1,4 раза.

2.2.3 Анализ текущего состояния эксплуатации газовой залежи

Месторождение введено в разработку 27 июля 1999 г. пуском в эксплуатацию 21 скважины По состоянию на 01.01.2006 г. из месторождения (с учетом 25,408 млн.м3 газа, добытого для ОАО «Пурнефтегазгеология» -скважина Р-22 на Южном участке месторождения и 21,841 млн.м3 для ООО СП «Геойлбент» - скважина Р-76 на Северном участке) отобрано 33,308 млрд.м3, что составляет 8,35 % от начальных утвержденных ЦКЗ балансовых запасов газа (399,081 млрд.м3) всей залежи и 9,61% от начальных балансовых запасов газа южного участка (346,711 млрд.м3).

На 1.01.2007г. показатели разработки и работы промысла характеризуются следующими величинами: накопленная добыча газа - 33,308 млрд.м3; добыча газа за 2007г. - 15,286 млрд.м3; -фонд скважин: 85; эксплуатационных - 74; в т.ч. действующих - 74; наблюдательных - 9; поглощающих - 2; -среднее текущее пластовое давление на Южном участке месторождения - 6,85 МПа; - средняя депрессия на пласт - 0,102 МПа; -средние потери давления в скважине - 0,88 МПа; -среднее устьевое давление - 5,97 МПа; -средние потери в шлейфах - 0,16 МПа; -давление на узле входа в УКПГ - 5,81 МПа; -средние температуры: на устье - 13,3 0С; в узле входа в УКПГ - 7,1 0С.

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки в динамике за 3 года приведено в таблице 8.

Таблица 8 Проектные и фактические показатели работы газовых скважин Губкинского месторождения

Из сопоставления фактических и проектных показателей разработки за весь период разработки видно, что годовой и суммарный отборы газа практически соответствует последним проектным решениям. Фактически не отличаются от проектных и остальные показатели за исключением депрессии на пласт (выше на 15,9%) и потерь давления в столе скважин (ниже на 14,6%). В первый год эксплуатации было выявлено, что фактическая продуктивность скважин выше предусмотренной проектом. Достигнутые дебиты скважин в 1999 г. составили 648 тыс.м3/сут и превысили проектные на 30%. Депрессия на пласт на пласт оказалась почти на в 3,5 раза меньше проектной. С учетом этих факторов на второй год разработки в 2000 г. годовая добыча газа превысила проектную величину в полтора раза и промысел был практически выведен на максимальную загрузку при вводе в эксплуатацию 74 скважин.

Оператавная корректировка технологических показателей, выполненная в 2007 г., позволила обосновать увеличение уровней годовой добычи с южного участка залежи до 15 млрд.м3 и рабочих дебитов до 566 тыс.м3/сут. Фактически за 2007 г. было добыто 15,29 млрд.м3, что на 2% выше запланированного.

2.2.4 Характеристика фонда скважин

Разбуривание Губкинского месторождения велось наклонно-направленными скважинами, сгруппированными в 25 кустов по 2-3 скважины в кусте. Расстояние между устьями эксплуатационных скважин в кусте 40 м, расстояние между кустами скважин 800-1200 м. Горизонтальное смещение стволов скважин от вертикали на кровлю продуктивного пласта в целом соответствует проектному (200м) и фактически составляет 161-251 м.

Всего из предусмотренных «Проектом…» и «Дополнениями…» к нему, выпущенными ООО «ТюменНИИгипрогаз» в 1995 г. предусматривалось бурение 79 эксплуатационных скважин на южном участке. На балансе предприятия ЗАО “Пургаз” по состоянию на 01.01.2006г. числилось 79 скважин, в том числе 74 эксплуатационных, 3 наблюдательные и 2 поглощающие.

По количеству эксплуатационных скважин южный участок практически выведен на предлагаемый проектом уровень (73 скважины) и реализована часть Дополнений к проекту (1 скважина). Анализ фактических показателей разработки месторождения и продуктивности скважин позволил пересмотреть ранее принятые проектные решения на предмет уменьшения количества эксплуатационных скважин и отказаться от дальнейшего разбуривания южного участка месторождения. Основанием для последнего может служить то, что геолого- технические параметры призабойной зоны скважин по факту оказались значительно лучше предполагаемых по проекту.

Динамика фонда скважин приведена в таблице 9 и на рис.5. В таблице учтены скважины, переведенные после капремонта и освоения из разведочного фонда в наблюдательные.

Таблица 9 Динамика фонда скважин на Губкинском месторождении

Очередность ввода и количество добывающих скважин на Губкинском месторождении (южный участок

Как видно из материалов рекомендованный эксплуатационный фонд был реализован к ноябрю 2005 г. По состоянию на сегодняшний день на балансе предприятия числится 85 скважин. Из них 74-эксплуатационные, 9-наблюдательные, 2-поглощающие. Все эксплуатационные скважины дают продукцию.

Средние параметры работы скважин в динамике с 30.06.2004 г. по 31.12.2006 г. приведены в табл. 10.

Таблица 10 Изменение параметров разработки Губкинского месторождения с момента пуска

Как следует из таблицы за этот период среднее пластовое давление в на эксплуатационном поле снизилось с 7,63 МПа до 6,86 МПа, устьевое с 6,7 МПа до 5,98 МПа, затрубное с 7,09 МПа до 6,40 МПа. Температура газа на устьях скважин за весь период составляла 11,6-14,20С. Средний дебит уменьшился с 626 тыс.м3/сут до 573 тыс.м3/сут.

2.2.5 Технологические режимы работы скважин

По состоянию на 01.01.2007г. фактические дебиты эксплуатационных скважин изменялись от 385 м3/сут (скв. 1231) до 710 м3/сут (скв.1011) при среднем значении 573 тыс.м3/сут, что практически соответствует проектному (566 тыс.м3/сут). Распределение количества скважин по рабочим дебитам приведено на рисунке 6.

В 2008 г. средний дебит скважин на южном участке месторождения составил 569 тыс.м3/сут. Его вариации в течение всего срока разработки месторождения приведены в таблице (см. табл.10).

Низкая продуктивность скважины 1231 обусловлена сравнительно высокими фильтрационными коэффициентами (в среднем по данным трех исследований 2006 и 2007 гг.): а = 0,7428 х 10-2 МПа2 сут/тыс.м3; в = 0,000734 х 10-2 (МПа сут/тыс.м3)2.

Депрессия на пласт по скважинам изменяется от 0,014 (скв.1182) до 0,314 МПа (скв.1081), составляя в среднем 0,099 МПа. Среднее устьевое давление на конец 2007 г. составило 5,97 МПа и обеспечивает бескомпрессорную эксплуатацию промысла.

Устьевая температура работающих скважин изменяется от 10,3С (скв.1043) до 15,6С (скв.1253) при средней величине 13,3С. Температурный режим работы скважин обеспечивает безгидратную работу стволов скважин, а газопроводы системы сбора газа и установка подготовки газа работают в режиме близком к гидратному. Средняя температура входа газа в УКПГ равна 7,1С при среднем давлении входа 5,655 МПа. При данном давлении расчетная температура гидратообразования равна 6,5С. Газопроводы системы сбора газа и установка подготовки газа эксплуатируются в режиме постоянной подачи метанола.

Скорость движения газа у башмака НКТ изменяется от 7,24 м/с до 13,37 м/с, обеспечивая вынос конденсационной воды с забоев скважин.

Значительная часть фонда скважин работает с межколонными газопроявлениями.

2.2.6 Анализ снижения пластового давления по площади и разрезу

На месторождении с целью обеспечения равномерной отработки запасов по разрезу продуктивных отложений и более полного дренирования залежи проектом была рекомендована дифференцированная система вскрытия: в половине скважин перфорируется вся продуктивная толща пласта, за исключением 10-метрового приконтактного интервала, в остальных скважинах перфорируется только верхняя часть продуктивного пласта, что фактически реализовано в 63% эксплуатационных скважин.

Первичные замеры пластовых давлений в кустовых скважинах, вскрывших различные части разреза, показывают, что разница в пластовых давлениях колеблется от 0,02 МПа по скважинам 1, 4 кустов до 0,14 МПа по скважинам 14 куста, что свидетельствует о хорошей газодинамической связи по разрезу продуктивных отложений .

2.2.7 Режим работы залежи

Результаты наблюдения за динамикой статических уровней в поглощающих скважинах 1-П, 2-П свидетельствуют о том, что газовая залежь работает в условиях проявления упруговодонапорного режима. Об этом говорит падение пластового давления в водоносной части пласта. Упруговодонапорный режим работы залежи подтверждается также результатами определения в 1999-2002гг. текущего ГВК геофизическими методами (табл. 11).

Таблица 11 Результаты определения текущего ГВК геофизическими методами в наблюдательных и эксплуатационных скважинах Губкинского месторождения в1999-2002 гг.

Подъем ГВК отмечается в девяти скважинах: 1-П - 9,0 м; 2-П - 11,4 м; Р-45 -0,2 м; Р-628-6,8, 1080 - 8,6 м; 1240 - 1,2, 1091 - 13,0, 1103 - 7,4, 1181 - 4,4 м. Еще в 22 скважинах, в которых проводились работы за изменением положения ГВК, подъема последнего не наблюдалось.

2.3 Выделение эксплуатационных объектов

Основные запасы газа на Губкинском месторождении сосредоточены в сеноманских отложениях в пласте ПК1, который является базовым объектом разработки.

Сеноманская газовая залежь - пластово-массивного типа, водоплавающая, по всей площади подстилается подошвенной водой. Как показывает опыт эксплуатации сеноманских газовых залежей месторождений севера Западной Сибири и результаты геологического и газогидродинамического моделирования, она является единым гидродинамическим объектом, Южный и Северный участки которого, взаимодействуют между собой, как по площади, так и по разрезу.

Таким образом, сеноманская газовая залежь Губкинского месторождения является единым эксплуатационным объектом.

2.4 Обоснование и выбор проектируемого технического решения для увеличения добычи газа

Результаты эксплуатации сеноманской газовой залежи Южного участка Губкинского месторождения, выявившие резервы производительности как добывающих скважин, так и промысла в целом, определяют стратегию дальнейшей разработки месторождения. Эффективная разработка месторождения предполагает оптимальную эксплуатацию основной части залежи (Южный участок), технические и технологические решения по освоению и эксплуатации Северного Участка. В соответствии с этим в данной работе рассмотрим возможные коррективы в разработке Южного участка Губкинского месторождения.

Обоснованием варианта разработки по которому в настоящее время ведется разработка явилось объемы добычи на разных участках, расположения, число и конструкции эксплуатационных скважин газа на Северном участке и транспорта газа с него.

В связи с тем, что обустройство основной части залежи уже закончено, показатели разработки Южного участка месторождения в соответствии с ранее принятыми проектными документами, приняты с годовым отбором газа в период постоянной добычи 15 млрд.м3.

В утвержденном проектном варианте предусматривалась разработка только Южного участка месторождения имеющимся фондом скважин с использованием существующих мощностей по сбору и подготовке газа без ввода в эксплуатацию Северного участка. При этом предполагалась, что за счет слабой газогидродинамической связи участков будет происходить неактивное дренирование залежи Северного участка, которое все же продлит сроки отборов на Южном участке, но в конечном итоге скажется на снижении рентабельности разработки месторождения в целом.

В данной работе с учетом новой геологической и газогидродинамической информации предлагается внести корректировки в размещение кустов и число эксплуатационных скважин в них, с цель совершенствования ранее принятой системы разработки.

На основании трехмерной модели сеноманской залежи Губкинского месторождения, можно выявить ряд особенностей геологического строения продуктивной залежи в районе Северного купола залежи на этом факте и вносится как раз таки и обоснование по увеличению проектной продуктивности скважин и предлагается провести разработку Северного купола с меньшим числом скважин (в отличии от проекта) при сохранении принятых уровней годовых отбора газа. Предлагается разработку Северного купола провести тремя кустами: 2 куста по 5 скважин и 1 куст из 3 скважины (всего 13 скважин), расположенных в зонах максимальных газонасыщенных толщин (25-30 м). Одна скважина в кусте проходится вертикально, остальные с отклонением забоя на 200 - 250 м. Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм, НКТ - 114 мм. Характеристики вариантов сведены в табл 12.

Таблица 12 Характеристика вариантов разработки Губкинского месторождения

Для прогнозирования показателей разработки газовых и газоконденсатных месторождений севера Тюменской области используются различные газодинамические модели. Соответствующий математический аппарат позволяет учесть основные факторы, влияющие на показатели разработки залежей (геологическая неоднородность, начальные и краевые условия, разновременность сроков ввода скважин в эксплуатацию, неравномерность расположения по площади залежи добывающих скважин и т.д.).

Применение методов трехмерного моделирования дает возможность учесть максимальное количество факторов, влияющих на разработку, и является ключом для решения проблемы оптимизации, регулирования и управления процессом эксплуатации месторождения.

Трехмерное моделирование дает возможность совместно решать основные текущие и перспективные задачи разработки газовой залежи в условиях проявления упруговодонапорного режима, оценивать, а следовательно, регулировать отборы, темпы падения пластового давления и обводнения путем перераспределения добычи газа по площади залежи. Такие модели позволяют получать надежные результаты при планировании показателей разработки на перспективу.

Онову газогидродинамической модели составляет трехмерная геологическая модель. Трехмерные геологические модели -- это системы горно-геометрических моделей (геологических профилей, комплекса карт и т. д.), отражающих блочную модель-схему строения залежи.

Трехмерная газогидродинамическая модель позволяет: прогнозировать характер работы каждой скважины в соответствии с ее историей и результатами исследований; получать данные о фильтрационных характеристиках пласта в интервалах перфорации фактических и проектных скважин; моделировать неоднородность геологического строения в пределах одного куста эксплуатационных скважин, и, как следствие, более точно прогнозировать характер распределения давления и обводнение залежи в районах размещения кустов; моделировать дифференцированное вскрытие продуктивной части пласта; рассчитывать потери давления в НКТ при наличии воды в продукции скважины; оптимально перераспределять добычу газа по скважинам и кустам во время прогнозного расчета.

В процессе разработки сеноманской залежи Губкинского месторождения накоплен значительный объем геологической и промысловой информации, который позволил смоделировать неоднородность строения залежи между отдельными скважинами кустов и построить трехмерную газогидродинамическую модель залежи с учетом неоднородности строения по площади и по разрезу. Геологическая модель состоит из пяти основных пачек, соответствующих циклам осадконакопления. Пачки состоят соответственно из 3, 1, 3, 20 и 2 слоев (всего 29). По каждому слою геологической модели построены структурные карты и карты распределения фильтрационно-емкостных свойств (пористость, проницаемость, песчанистость). Полученные сеточные карты перенесены на гидродинамическую сетку. Геологическая модель осложняется выклиниванием ряда пачек и слоев, что также учтено при построении фильтрационной модели. Расчет технологических показателей разработки проводился при помощи трехмерной газогидродинамической модели, которая реализована на программном комплексе ECLIPSE 100 с использованием опций пакета ECLIPSE 200 (Schlumberger). По площади месторождения гидродинамическая модель разбита на 30х90=5400 ячеек.(рис.8)

Рисунок 8

В зоне размещения кустов эксплуатационных скважин глобальные ячейки разбиты на локальные, с целью отведения для каждой скважины индивидуальных ячеек и моделирования неоднородности строения залежи в пространстве между скважинам. Число ячеек в локальных измельчениях достигает 1600.

Трехмерная фильтрационная модель позволила выявить ряд особенностей геологического строения сеноманской залежи. Так, например, скважины куста №102 работают вблизи от внешнего контура газоносности. Эффективная газонасыщенная мощность незначительная - около 30 м. Интервал перфорации расположен близко к поверхности ГВК. Кроме этого, перфорацией скважин вскрывается мощный песчаный пласт, простирающийся вплоть до внешнего контура газоносности (рис.10.а). Перечисленные обстоятельства предполагают быстрое обводнение скважин этого куста согласно прогнозным расчетам на газогидродинамической модели. Срок обводнения этого куста - 2009-2010 гг.

Рисунок 10

Верхняя часть разреза имеет высокие продуктивные характеристики, которые должны обеспечить хорошие дебиты скважин. С другой стороны, ухудшенные фильтрационные свойства пластов, примыкающих к ГВК, могут сдерживать прорыв подошвенной воды при эксплуатации этих скважин при высоких депрессиях на пласт. Так как сеноманские газовые залежи приурочены к верхней части апт-альб-сеноманского водонапорного комплекса, отличительной чертой гидродинамической модели Губкинского месторождения является наличие подошвенных аквиферов, учитывающих активность подошвенных вод. Опыт разработки сеноманских газовых залежей, находящихся на поздней стадии эксплуатации (Вынгапур, Медвежье) доказывает, что обводнение залежи сопровождается внедрением как краевой, так и подошвенной воды, а степень влияния того или иного фактора на обводнение зависит от многих причин и может быть смоделировано.

Опыт разработки показывает также и то, что динамика изменения пластового давления напрямую зависит от активности водонапорного бассейна. Так, например, статистическими наблюдениями установлено, что при величине отбора газа, равной 60% от начальных запасов, пластовое давление составляет порядка 45% от начального. Таким образом, следует предположение, что при прогнозных расчетах показателей разработки остальных сеноманских залежей (с использованием трехмерных газогидродинамических моделей) это соотношение должно выдерживаться и контролироваться активностью аквиферов. Однако это может происходить далеко не во всех случаях. Как показал анализ влияния параметров водонапорного бассейна на показатели разработки Губкинского месторождения, этого соотношения очень трудно добиться, и, скорее всего, оно индивидуально для каждой залежи.

Рассмотрим схему подключения аквиферов к блокам трехмерной модели Губкинского месторождения подробнее (рис.11). К сеноманских продуктивных отложений подключаются пять аквиферов (четыре по бо-кам и один снизу). Так как модель Губкинского месторождения имеет выклинивающиеся слои, для них подключены индивидуальные аквиферы (№6, 7, 8). Кроме этого заданы два подошвенных аквифера, соединенных с нижней границей модели (№5 - в районе Южного купола, №9 - в районе Северного купола).

Для оценки влияния аквифера на показатели разработки проведены 20 серий расчетов, в каждом из которых изменялись параметры водонапорных бассейнов (запасы воды и продуктивность). Размещение добывающих скважин, уровни отбора газа и технологические ограничения оставались одинаковыми для всех вариантов.

Анализируемыми показателями разработки являлись пластовое давление, объем внедрения воды, накопленная добыча газа и фонд скважин.

Активность водоносного бассейна на границах сеточной области определялась аналитическим методом Фетковича. Фазовые проницаемости и кривые капиллярного давления приняты по аналогии с другими сеноманскими залежами севера Тюменской области. Для наиболее полного обоснования этих параметров необходимо дополнительное проведение специальных лабораторных исследований. На следующем этапе проведена инициализация модели - насыщение фильтрационной модели пластовыми флюидами (газом и водой), установление начальных условий в залежи (давление, температура, свойства газа и воды), установление начального равновесия (положение ГВК, «переходная зона»). При инициализации модели учтена неравномерность поверхности начального ГВК.

В результате инициализации модели рассчитываются запасы газа и воды. Для раздельного подсчета запасов по эксплуатационным и периферийным зонам модель разделена на пять областей. Границы между эксплуатационными и периферийными зонами проведены на расстоянии 1500 м от крайних эксплуатационных скважин. Величина запасов газа, рассчитанная при инициализации, несколько ниже утвержденной, однако это различие входит в пределы допустимой погрешности.

Анализ влияния параметров водонапорного бассейна на показатели разработки Губкинского месторождения позволяют сделать следующие выводы: активность аквифера в большей степени зависит от величины запасов воды в водонапорном комплексе; высокая активность аквифера означает поддержание пластового давления, а с другой стороны является причиной быстрого обводнения скважин; поскольку информация о водонапорном бассейне практически отсутствует, то при проектировании разработки необходимо дополнительно рассматривать варианты с различной активностью водонапорного бассейна, и при этом использовать методы системного анализа и математической статистики.

2.5 Проектирование технического решения для реализации на данном месторождении

В проектируемом варианте объем годовой добычи газа сохранен на уровне 15 млрд.м3. При этом с первого квартала 2009 г. Проектируется пуском двух скважин начинается эксплуатация Северного участка с наращиванием годовой добычи с 0,13 млрд.м3 в первый год отборов до 1,34 млрд.м3 в 2012г. Данное обстоятельство потребует к 2010 г. завершения строительства УППГ и межпромысловых и внутрипромысловых газосборных сетей на Северном участке общей протяженностью 50,8 и диаметром от 325 до 425 мм от кустов до УППГ и от УППГ до УКПГ Южного участка, бурения и подключения первого куста эксплуатационных скважин (3 скважины). В 2009 г. проектируется разбурить Северный участок строительством двух кустов по 5 скважин в каждом.

На Южном куполе месторождения пробурены 25 кустов по три наклонно-направленные скважины с отклонением от устья на кровлю пласта ПК1 161-251 м и входом в залежь под углом 20-25о. Диаметр эксплуатационной колонны - 168 мм, НКТ - 114 мм. За исключением нескольких скважин, используемых для контроля за продвижением ГВК, глубины от забоев скважин до первоначальной отметки ГВК - 15-20 м.

В проектируемом варианте предлагается использовать кустовую схему размещения скважин (рис.14)

Рисунок 14

Трехмерная модель сеноманской залежи Губкинского месторождения позволила выявить ряд особенностей геологического строения сеноманской залежи в районе Северного купола залежи и рекомендовать для проведения модельных расчетов варианты разработки Северного купола меньшим числом скважин при сохранении ранее принятых уровней отбора газа.

В рекомендуемом варианте разработка Северного купола осуществляется тремя кустами - два куста из пяти скважин и один из трех скважин (13 единиц), расположенных в зонах максимальных газонасыщенных толщин Северного купола 25-30 м. Верхняя часть разреза в зонах размещения кустов из пяти скважин имеет высокие продуктивные характеристики, которые позволяют обеспечить высокие дебиты газа. Наличие литологических экранов в интервале ГВК, позволяет предотвратить преждевременный прорыв подошвенной воды при эксплуатации этих скважин. Одна скважина в кусте - вертикальная, остальные с отклонением 200 - 250 м. В целом конструкция скважин сохраняется прежней: эксплуатационная колонна диаметром 168 мм, НКТ - 114 мм.

В районе Северного купола сеноманская залежь имеет незначительный этаж газоносности, поэтому вопросу о вскрытии залежи проектными скважинами уделено особое внимание. При расчетах на трехмерной газодинамической модели кроме размещения скважин по площади залежи, выбраны оптимальные с точки зрения технологических режимов интервалы перфорации (открытые соединения) в модельных скважинах.

Анализ работы скважин показывает, что применяемые на месторождении лифтовые колонны имеют оптимальный диаметр. Они обеспечивают проектные дебиты скважин и достаточные скорости газового потока на забоях (около 3,9 м/сек) для выноса воды и механических примесей.

Исходя из геолого-технических условий разработки месторождения, где на южном участке пластовое давление в среднем снизилось до 7,06 МПа, предпочтительней остается беспакерная компоновка лифтовой колонны, несмотря на имеющие место межколонные перетоки газа.

Для северного участка месторождения, пластовое давление на котором составляет 7,7-7,8 МПа, что превышает гидростатическое давление, предпочтительней является пакерная компоновка лифтовой колонны. При этом лифтовую колонну рекомендуется оснащать комплексами КОС 89/168-35 Тульского машиностроительного завода (ОАО «Станкотехника»). Возможно также применение комплексов Барьер-6 ОАО «Саратовгазавтоматика» или SABL фирмы «Baker Oil Tool, Inc» (США) [25, 26, 27]. Технические характеристики рекомендуемого подземного скважинного оборудования приведены в таблице 13.

Таблица 13 Технические характеристики комплексов подземного оборудования, рекомендуемых для газовых скважин Губкинского месторождения

Для проектного профиля эксплуатационной наклонно направленной скважины северного участка по базовому (рисунок 15, таблица 14) рекомендуется и пакерная, и беспакерная схемы эксплуатации.

Рисунок 15 Проектный профиль ствола скважины

Для скважин с проектным профилем по проектируемому (см. рис. 16, табл. 15) возможна только беспакерная эксплуатация, когда пластовое давление снизится ниже критической величины, оговоренной в регламенте по беспакерной эксплуатации

Рисунок 16 Проектный профиль ствола скважины

При пакерной схеме компоновка лифтовой колонны следующая: 1) от устья до глубины на 50-100 м выше кровли продуктивного горизонта - колонна гладких высокогерметичных насосно-компрессорных труб типа НКМ 114х7,0-Д ГОСТ 633-80 [28]; 2) ниже, над кровлей продуктивного пласта - комплекс подземного скважинного оборудования; 3) ниже комплекса, до нижних перфорационных отверстий эксплуатационной колонны - подпакерный хвостовик из труб типа НКМ 114х7,0-Д ГОСТ 633-80 с установленным на его башмаке срезным клапаном.

При беспакерной схеме лифтовая колонна компонуется из труб типа НКМ 114х7,0-Д ГОСТ 633-80 и оборудуется посадочным ниппелем и воронкой. Посадочный ниппель предназначается для установки в нем глухой пробки при ремонте скважин и монтируется в приустьевой зоне скважины. Воронка необходима для облегчения подъема спускаемых в лифтовую колонну при исследовании геофизических приборов и монтируется на башмаке лифтовой колонны.

В связи с тем, что на месторождениях севера Тюменской области при эксплуатации сеноманской залежи в условиях повышенных депрессий и обводнении залежи происходит вынос песка, лифтовую колонну скважин северного участка рекомендуется оборудовать противопесочными фильтрами. Для сеноманских продуктивных отложений, сложенных слабосцементированным мелкозернистым песчаником, в качестве противопесочного фильтра можно рекомендовать устройство для предотвращения пескования скважин (УППСС-114) [29, 30].

Лифтовая колонна подвешивается в фонтанной арматуре, устанавливаемой на колонной головке. Обвязку устья, исходя из количества обсадных колонн в конструкции скважины, следует производить односекционной клиньевой колонной головкой ОКК1 отечественного или зарубежного производства, а по производительности скважин монтировать на устье фонтанную арматуру АФ6-100х21 Воронежского механического завода [31]. Технические характеристики рекомендуемого наземного скважинного оборудования приведены в таблице 16.

Таблица 16 Технические характеристики наземного оборудования, рекомендуемого для газовых скважин северного участка Губкинского месторождения

2.6 Определение технологической эффективности при реализации технического решения

2.6.1 Выбор метода определения технологической эффективности

При обработке результатов исследований эксплуатационных газовых скважин используется классическое уравнение притока [16]

, (1)

где qг - дебит газа; a и b - коэффициенты фильтрационных сопротивлений.

Вид уравнения притока позволяет оценить продуктивность газовой скважины, параметры призабойной зоны пласта и степень отклонения фильтрации от закона Дарси при высоких скоростях течения газа.

Большинство программных комплексов трехмерного газодинамического моделирования позволяют точно смоделировать работу газовой скважины в соответствии с ее индивидуальным уравнением притока, полученным при обработке результатов исследований на стационарных режимах фильтрации. Однако при моделировании газовой скважины в зарубежных программных комплексах (ECLIPSE, VIP) используется несколько иное уравнение.

Запишем закон Дарси в дифференциальной форме:

, (2)

где г(см/с), k(Д), г(сПз), p(ат), r(см). Скорость газа может быть выражена через величины объемного дебита при стандартных условиях и объемного коэффициента газа Bг =TZPст/pTст:

(3)

Подставляя уравнение (3) в уравнение (2), разделяя переменные (давление p и радиус r), задавая граничные условия и выполняя ряд алгебраических преобразований и простое интегрирование, получаем конечное выражение для дебита газа [17]

(4)

Интеграл в выражении (3) численно равен площади, отсекаемой отрезками p=pзаб, p=pпл и кривой p/мгZ.

Уравнения (2 - 4) предполагают, что в них используются нестандартные единицы измерений. Стандартные условия (давление, температура) с учетом перевода в общепринятые единицы дают некоторую постоянную c.

Применительно к ячейке трехмерной газодинамической модели (учитывая скин-фактор, эффект высокоскоростной фильтрации и приведенный радиус ячейки), уравнение (4) записывается в виде (сухой газ, псевдодавление) [18]:

, (5)

где - коэффициент проводимости соединений; c = 0.008527; - коэффициент, учитывающий расположение траектории скважины в ячейке модели; kh - проводимость ячейки модели; r0 - эквивалентный радиус ячейки, вскрываемой скважиной; rс - радиус скважины; S - скин-фактор; D - высокоскоростной скин;

Функция псевдодавления, . г - вязкость газа;

Объемный коэффициент газа.

Скин-фактор (S) - величина, учитывающая несовершенство скважины по характеру вскрытия и может принимать как положительные, так и отрицательные значения. Аргумент Dqг обычно понимают как дополнение к скин-фактору, зависящее от величины дебита, для учета эффекта высокоскоростной фильтрации газа вблизи призабойной зоны и отклонение ее характера от закона Дарси.

Рисунок 17

Скважина моделируется ячейками, которые она пересекает. На рис.17 схематично изображен принцип моделирования скважины, вскрывающей пласт в нескольких интервалах глубин. Как видно из рис.17 б, фильтрационная модель является некоторой схематизацией геологической модели (рис.17 а), причем ее слои могут вскрываться не полностью. В процессе расчетов используются центры вскрываемых ячеек, а несовершенство по степени вскрытия учитывается коэффициентами . Центры вскрываемых ячеек называются «соединениями» и имеют индивидуальный набор значений CFi, Si , Di (рис.17 в).

Давления в ячейках с «соединениями» являются направляющим фактором при итерационном расчете давлений в остальных блоках модели. В то же время для каждого «открытого соединения» отдельно решается уравнение притока.

Для задания параметров работы модельной скважины необходимо определить скин-фактор (S) и высокоскоростной скин (D) по каждому «соединению». С одной стороны, эти параметры можно подобрать таким образом, чтобы характер работы модельной скважины соответствовал ее фактической работе (кривая «дебит - депрессия»).

С другой стороны, выполняя ряд преобразований, уравнение (1) можно записать в адекватной (5) форме [18]:

(6)

Коэффициенты a и b определенные по уравнению (6) отличаются от коэффициентов в уравнении (1) и связаны с S и D следующими соотношениями:

(7)

(8)

Таким образом, для обработки результатов исследований газовой скважины необходимо определить вид функции псевдодавления и найти коэффициенты a и b по уравнению (6) для всего интервала перфорации и индивидуально для каждого «соединения», а затем рассчитать S и D по формулам (7) и (8).

2.6.2 Обработка результатов исследований эксплуатационных скважин с использованием функции псевдодавления

Как было показано выше, для достоверного моделирования газовых скважин на трехмерной модели требуется определение фильтрационных коэффициентов a и b по уравнению притока (6). В данное уравнение входит функция псевдодавления , вид которой определяется свойствами пластового газа в зависимости от давления (рис.18 а).

Рисунок 18

На рис.18 б показан пример обработки результатов исследования скважины № 1152 на стационарных режимах фильтрации. Коэффициенты фильтрационных сопротивлений a и b определены с использованием функции псевдодавления.

Анализ результатов исследования эксплуатационных скважин Губкинского месторождения показывает, что коэффициенты фильтрационных сопротивлений (определенные с использованием функции псевдодавления) изменяются в широком диапазоне. Так, значения коэффициента a изменяются от 1.07 (Бар2/сПз)*сут/тыс.м3 (скв.1183) до 45.172 (Бар2/сПз)*сут/тыс.м3 (скв.1172) при среднем значении 10.1, коэффициента b - от 0.0 (Бар2/сПз)*(сут/тыс.м3)2 (скв.1071, 1181, 1162, 1222) до 0.318 (Бар2/сПз)*(сут/тыс.м3)2 (скв. 1231), при среднем значении 0.0053.

Все результаты исследований скважин были использованы для моделирования их фактической продуктивности. На основе трехмерной фильтрационной модели сеноманской залежи Губкинского месторождения были получены значения i, khi, r0i по «соединениям» эксплуатационных скважин. Коэффициенты ai и bi определялись по упрощенным формулам:

,

После этого, по формулам (4.7) и (4.8) были определены коэффициенты S и D. На рис.17 в приведены результаты расчета параметров «соединений» скважины № 1152.

Расчеты на трехмерной газогидродинамической модели показали, что с учетом скин-фактора (S) и высокоскоростного скина (D), определенных по результатам исследований на стационарных режимах фильтрации, параметры модельных скважин полностью соответствуют фактическим.

2.6.3 Анализ продуктивности скважин

Как показывает теория и опыт разработки других сеноманских залежей севера Тюменской области, продуктивность скважин зависит от многих факторов, главными из которых являются: качество освоения скважины; фильтрационные характеристики вскрытых пластов; степень участия высокопродуктивных пластов в общей работе скважины; величина и характер распределения интервала перфорации по стволу скважины.

Предпринимаемые ранее попытки установить эмпирические зависимости между продуктивностью скважин и комплексом промыслово-геологических и технологических параметров для сеноманских газовых залежей обычно оканчивались неудачами из-за многообразия факторов, от которых зависят коэффициенты фильтрационного сопротивления. Решение задачи прогнозирования продуктивности эксплуатационных скважин требует детального анализа параметров, определяющих их характеристики. Следует принять во внимание, что на добывные возможности конкретной скважины оказывает существенное влияние ряд промыслово-геологических и технико-технологических факторов, таких как степень геологической макро- и микронеоднородности, характеристики пластового флюида, фильтрационно-емкостные свойства пород призабойной зоны, качество освоения скважины, точность и достоверность промысловых исследований и др.

Статистические данные указывают, что параметр kh является одним из важнейших критериев [16], определяющей потенциальную продуктивность газовых скважин, что в принципе согласуется с классическими представлениями, основанными на двучленном уравнении притока газа к забою скважины, где коэффициенты продуктивности определяются как:

(10)

(11)

где - коэффициент динамической вязкости газа при рпл и Тпл, сП; k - проницаемость пласта, Д; h - работающая толщина пласта, м; ст - плотность газа при рат и Тст; l - коэффициент макрошероховатости; Rк, Rс - радиусы контура питания и скважины соответственно, м.

Как следует из приведенных формул, при прочих равных условиях, фильтрационный коэффициент a обратно пропорционален величине kh, а коэффициент b - квадрату работающей толщины.

Для обоснования продуктивных характеристик проектных скважин Губкинского месторождения использованы зависимости коэффициентов фильтрационных сопротивлений a и b от величины khэфф вскрываемой части продуктивного разреза (рис.18). Как видно из рисунка, определить вид зависимости по полю точек практически невозможно, однако хорошо прослеживается тенденция увеличения значений фильтрационных коэффициентов при уменьшении khэфф вскрываемой. Поэтому при анализе поля точек использованы математические методы, такие как ранжирование значений фильтрационных коэффициентов по интервалам изменения kh и нахождение максимальной плотности распределения значений фильтрационных коэффициентов. Полученные зависимости использованы для задания продуктивности проектных скважин на Северном куполе Губкинского месторождения. Прогнозные значения khэфф вскрываемой получены на основе трехмерной фильтрационной модели. Следует отметить, что по зависимостям (см. рис. 18) определяются наиболее вероятные значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений. Чтобы получить более высокие продуктивные характеристики скважин, необходимо качественно выполнить вскрытие и освоение продуктивного пласта.

2.6.4 Расчет технологической эффективности при реализации проектируемого технического решения

Технологические показатели разработки сеноманской газовой залежи Губкинского месторождения рассчитаны с использованием сеточной трехмерной геологогазогидродинамической модели с учетом истории разработки месторождения, массообменных процессов между центральными и периферийными частями залежи и внедрения пластовой воды, выбытия эксплуатационных скважин из-за обводнения либо по другим причинам, сохранения предельных рабочих депрессий на уровне, обеспечивающем целостность продуктивного пласта, сглаженной сезонной неравномерности в добыче газа и пиковых нагрузках в зимние месяцы. В процессе расчетов учтено фактическое состояние разработки в целом по состоянию на 01.01.2008 г. и технологические режимы работы эксплуатационных скважин Южного участка месторождения по эксплуатационным рапортам по состоянию на 01.07.2008 г. Расчеты выполнены при поддержке (большой помощи) отдела моделирования Тюменского научно исследовательского центра.

Программный комплекс, примененный при расчете технологических параметров работы промысла на перспективу, предусматривает прогнозирование суточной и годовой добычи газа по месторождению, определение пластового (в целом по залежи, в зоне эксплуатационных скважин и непосредственно в среднем по скважинам), забойного и устьевого давлений, депрессий на пласт, суточных дебитов скважин и внедрения воды в продуктивную залежь, сроков ввода и суточных и годовых отборов газа северного участка месторождения. Устьевые давления и депрессия на пласт рассчитывались относительно пластового давления в зонах размещения эксплуатационных скважин, определяющего в динамике величины указанных параметров. Расчеты показателей разработки проведены по трем группам вариантов. При этом максимальные уровни годовых отборов определялись исходя из добывных возможностей эксплуатационных скважин Южного и Северного участков совместно и по раздельности, обеспечения надежной работы газопромыслового оборудования по подготовке газа и вариантов транспорта газа с Северного участка.

Сводные показатели проектируемых вариантов разработки приведены в табл. 17.

Таблица 17

Базовый вариант рассчитан на годовую добычу 15 млрд.м3 только с Южного Участка при существующем фонде эксплуатационных скважин 74 единицы, т.е. полностью ориентирован на ранее утвержденные и выполненные к настоящему времени проектные решения по разработке Южного участка Губкинского месторождения.

Вариант предусматривает реализацию утвержденных проектных решений с учетом уточнения геологогазогидродинамической модели и характеризуется показателями, приведенными в табл. 18.

Таблица 18

Согласно расчетам продолжительность периода постоянной добычи охватывает период до 2016 г. включительно, за который из залежи извлекается 153,08 млрд.м3 или 39,1 % от запасов месторождения в целом. Пластовое давление в залежи снизится до 5,15 МПа, средняя депрессия на пласт составит 0,32 МПа. В начале 2016 гг. начнется компрессорная добыча, для чего на месторождении практически построена промысловая ДКС мощностью 96 Мвт. Завершится разработка в 2038 г. при коэффициенте конечной газоотдачи 77,35 % в целом по залежи и 88,4 % от запасов Южного участка. Устьевое давлении забрасывания составит 1 МПа, что соответствует технологическим возможностям компрессорных агрегатов ГПА- Ц16 -С. За весь срок разработки из залежи будет извлечено 302,81 млрд.м3. В продуктивные отложения суммарно внедрится 1,076 млрд.м3 пластовой воды, в т.ч. 663,01 млрд.м3 в зоне размещения скважин.

Проектируемый вариант предусматривает ввод в разработку в 2009 году Северного участка Губкинского месторождения с целью поддержания уровня постоянной годовой добычи газа 15 млрд.м3 и дозагрузки высвобождающихся производственных мощностей Южного участка месторождения в связи с началом падения отборов на последнем. Вариант рассчитывался на максимальный годовой отбор 1,5 млрд.м3 и отличаются количеством эксплуатационных скважин. При этом Южный участок разрабатывается по существующим техническим решениям, а на Северном участке дополнительно разбуриваются семь кустов по три эксплуатационных скважины в каждом. Все кусты скважин разбуриваются по схеме центральная - вертикальная, остальные с отклонением на кровлю 250 м.

В обоих вариантах транспорт газа осуществляется на УКПГ Южного участка месторождения.

По проектируемому (корректированному) варианту объемы постоянных годовых отборов и, соответственно, загрузка мощностей также обеспечены до конца 2018 г. (табл. 19)

Таблица 19