image
energas.ru

Газовая промышленность № 2 2017

Разработка и эксплуатация месторождений

01.02.2017 11:00 ОБЗОР ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО РАЗРАБОТКЕ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ТУРОНСКОГО ЯРУСА
Традиционные для Западной Сибири крупные сеноманские залежи, особенно в районах с развитой инфраструктурой, находятся в длительной эксплуатации и на сегодняшний день обеспечивают основной объем добываемого газа. Однако с течением времени запасы таких залежей истощаются, объемы добычи газа снижаются, в связи с чем все большее значение приобретает интенсификация добычи трудноизвлекаемых запасов газа, в том числе на удаленных месторождениях, характеризующихся сложными природно-климатическими условиями. При этом освоение туронских залежей оказывается намного проще и выгоднее разработки сланцев, поскольку себестоимость сланцевого газа на порядок выше, чем туронского. В то же время уровень сложности и затратности добычи туронского газа, безусловно, выше по сравнению с аналогичными показателями газа сеноманских пластов. Наиболее целесообразно начать разработку туронских залежей в рамках уже действующих объектов добычи, используя для этого имеющуюся инфраструктуру промыслов. В ходе анализа опыта изучения и освоения туронских газовых залежей выявлены возникающие при разработке трудности, требующие от ученых и практиков активизации усилий по поиску и внедрению методов интенсификации добычи на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами. В работе выполнен анализ результатов освоения низкопроницаемых газовых залежей туронского яруса месторождений разных недропользователей на территории РФ. Основное внимание уделено технико-технологическим решениям, использованным разными компаниями, и оценке технологической эффективности по результатам интерпретации газодинамических исследований (ГДИ). Приведено сопоставление результатов интерпретации ГДИ скважин с одним типом заканчивания для Харампурского и Южно-Русского месторождений.
Ключевые слова: НИЗКОПРОНИЦАЕМЫЙ ПЛАСТ, ГАЗОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ, РАДИАЛЬНЫЙ ПРИТОК, НЕУСТАНОВИВШИЙСЯ РЕЖИМ, МНОГОСТВОЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ, МНОГОСТАДИЙНЫЙ ГРП.
Открыть PDF


Разработка низкопроницаемых газовых коллекторов Западной Сибири является перспективным направлением повышения газодобычи. Одним из уникальных по запасам газа является туронский ярус верхнемеловых отложений. Газоносность данного комплекса была установлена при активном разбуривании сеноманских отложений, однако при меньшей глубине залегания геолого­физические характеристики были на несколько порядков сложнее, вследствие чего разработка требовала более сложных технико­технологических решений. При активном внедрении технологий горизонтального вскрытия и гидроразрыва пласта (ГРП) на среднепроницаемых берриас­валанжинских ярусах стало очевидным подключение в разработку газовых коллекторов туронского яруса.

1_1_1.jpg
Рис. 1. Сопоставление продуктивностей скважин по результатам ГДИ [3]


Работа С.К. Ахмедсафина [1] является одной из первых, в которой обобщена геолого­физическая информация и сформулированы концептуальные положения в части технологических решений при разработке туронских залежей месторождений ЯНАО.

Данные о газоносности надсеноманских отложений на севере Западной Сибири были получены еще на начальных этапах изучения нефтегазоносности этих районов благодаря многочисленным газопроявлениям при бурении поисково­разведочных и эксплуатационных скважин.

Выполненное А.А. Неждановым, В.В. Огибениным, С.А. Скрылевым [2] исследование строения и газоносности сенон­туронских отложений на территории ЯНАО по данным сейсморазведки методом общей глубинной точки (МОГТ) и скважинной информации свидетельствует о том, что масштабы запасов сенон­турона являются весьма значительными.

Запасы туронского газа для Южно­Русского, Заполярного, Харампурского, Южно­Мессояхского и Новочасельского месторождений составляют в сумме около 1,5 трлн м3 газа. 

Характеристика продуктивности скважин, пробуренных на туронские отложения

Туронский нефтегазоносный комплекс сложен песчаниками, мергелями и мелом, содержащими обильные остатки двустворчатых и головоногих моллюсков, морских ежей, фораминифер и других организмов. При этом толщина песчаников октябрьской и гулюшеской толщин составляет 1,5–2,0 м и 0,3–0,5 м, а общие толщины изменяются в пределах 5–14 м и 1,5–23,0 м, соответственно.

1_1.jpg

Рис. 2. Эволюция технологических решений строительства и заканчивания скважин при разработке туронской залежи ЮжноРусского месторождения

Несмотря на это, иногда в туронском ярусе содержатся скопления газа промышленных масштабов, как, например, в залежах Заполярного, Южно­Русского, Харампурского, Тэрельского, Медвежьего и других месторождений (табл. 1).

Анализ данных по этим месторождениям позволяет отметить, что коэффициент пористости изменяется от 25 до 30 %. Наиболее высокое значение коэффициента газонасыщенности отмечено
на Новочасельском месторождении – 61 %.

Также из табл. 1 видно, что наибольшие запасы в туронских залежах сосредоточены на Харампурском месторождении и составляют по категории С1 + С2 705,8 млрд м3. Запасы газа на Южно­Русском месторождении по категориям А + В + С1 превышают 280 млрд, по С2 – 50 млрд м3.

1_1_2.jpg
Рис. 3. Диагностический график вертикальных скважин с ГРП Харампурского и Южно-Русского (турон) месторождений

В работах [3, 4] представлены результаты интерпретации гидродинамических исследований скважин и проведения ГРП в низкопроницаемом газовом пласте Т (туронские отложения) Харампурского месторождения. Авторы работы [3] отмечают, что для выработки решений по разработке в период с 2012 по 2014 г. в компании была реализована целевая программа опытно­промышленных работ по доизучению пласта Т1–2.

В течение двух месяцев на опытном участке было пробурено три добывающие скважины: вертикальная скважина с ГРП ХХ01, горизонтальная скв. ХХ02, законченная щелевым фильтром, и горизонтальная скв. ХХ03 с длиной горизонтального участка 480 м и тремя стадиями ГРП.

Основной целью опытно­промышленных работ являлось уточнение добычных возможностей скважин с различной конструкцией для выбора заканчивания, а также для определения динамики изменения продуктивности скважин в ходе эксплуатации.

1_1_3.jpg
Рис. 4. Диагностический график горизонтальных скважин Харампурского и Южно-Русского (турон) месторождений

Проницаемость пласта определена по результатам гидродинамических исследований (ГДИ) опытной вертикальной скв. ХХ01 до ГРП, где были осуществлены регистрация индикаторной диаграммы (ИД) экспресс­методом и запись кривых восстановления давления (КВД).

Длина горизонтального ствола скв. ХХ02, законченного щелевым фильтром, составила 600 м. На скважине проведена регистрация ИД экспресс­методом. Эффективная длина горизонтального ствола, в которую притекает флюид из пласта, по результатам интерпретации ГДИ оказалась в два раза меньше геометрической длины горизонтального ствола. Данное обстоятельство нашло свое подтверждение по результатам дебитометрии, показавшей, что общая длина работающих интервалов равна половине длины горизонтального ствола и хорошо соотносится со значением песчанистости пласта, близкой к 50 %.

В скв. XX03 с длиной горизонтального участка 480 м проведено три стадии ГРП, в ходе каждой в пласте было размещено по 50 т проппанта. Согласно дизайну ГРП планировалось создать в пласте трещины с полудлиной 62 м и высотой 40 м.

1_1_4.jpg
Рис. 5. Оценка эффективности ГРП при Δр = 20 % от рпл. Накопленная добыча газа в первый год эксплуатации

По результатам ГДИ параметры подтвердили геометрию трещин согласно дизайну ГРП по вертикальной скв. ХХ01 с одним ГРП, по горизонтальной скв. ХХ03 параметры трещин ГРП не подтвердились. По скв. ХХ03 получили меньшие эффективные полу­длины трещин ГРП – 48 м.

На рис. 1 приведено полученное по скважинам значение безразмерного индекса продуктивности Jo, отражающего «степень интенсификации» притока.

Установлено, что продуктивность вертикальной скважины с ГРП в 3,4 раза выше продуктивности вертикальной скважины без ГРП, а продуктивность горизонтальной скважины в 1,4 раза выше продуктивности вертикальной скважины без ГРП. При этом продуктивность горизонтальной скважины с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП) в 4,4 раза выше продуктивности вертикальной скважины без ГРП [3].

На сегодняшний день в разрезе Заполярного месторождения выявлены два продуктивных комплекса: турон­сеноманский газовый в отложениях верхнего мела и нефтегазоконденсатные залежи в нижнемеловых отложениях.
В верхней части туронских отложений залегает песчано­алевритовый пласт Т толщиной до 35 м, в котором в присводовой и сводовой частях структуры обнаружена газовая залежь. Туронские отложения (пласт Т), входящие в состав кузнецовской свиты, на месторождении содержат песчано­алеврито­глинистые породы, объединенные в газсалинскую пачку. Эти отложения являются наиболее молодым продуктивным комплексом в разрезе мела [5].

Степень изученности туронской залежи хуже сеноманской вследствие того, что разведка продуктивных толщин проводилась одной сеткой скважин и, естественно, наибольшее внимание уделялось основному объекту разведки (сеноманской залежи), запасы газа в котором несоизмеримо больше, чем в пласте Т. Но в результате последних разведочных работ запасы газа пласта Т были уточнены и в настоящее время, согласно прогнозным оценкам, превышают 200 млрд м3 по категории С1.

Всего испытания на приток в интервале залегания туронской газовой залежи Заполярного месторождения выполнены в 10 скважинах. Притоки газа получены в 8 скважинах, газа с водой – в 1 скважине, воды – в 1 скважине.

По результатам испытаний вертикальной скв. 2Н в 2006 г. на а.о. от –1012,2 до –1208,1 м получены промышленные притоки газа. Дебиты газа изменялись от 1,31 до 63,59 тыс. м3/сут при диаметрах диафрагмы 6 и 12 мм, соответственно. На больших шайбах можно ожидать более значительных дебитов газа.

Диапазоны изменения и средние значения фильтрационно­емкостных свойств туронских отложений Заполярного месторождения по результатам измерения на керне приведены в табл. 2.

Значения пористости по керну пород, слагающих разрез газсалинской пачки, колеблются от 1,0 до 31,7 %. Средневзвешенное по толщине значение пористости коллекторов туронских отложений по керну равно 26,9 %.

В данный момент разработка туронской залежи Заполярного месторождения не ведется. Добыча газа осуществляется из второй продуктивной залежи верхнемеловых отложений – сеноманской газовой залежи (пласт ПК1).

Одним из месторождений, промышленная продуктивность которого установлена в верхнемеловых залежах пласта Т газсалинской пачки кузнецовской свиты, является Тэрельское [6]. Туронская газовая залежь (пласт Т) Тэрельского месторождения испытана в пяти разведочных скважинах – 110, 111, 115, 116, 119.

При совместном испытании четырех интервалов в диапазоне глубин от 1059,6 до 1074 м (а.о. от –1013,6 до –1028,0 м) в скв. 111, находящейся в сводовой части залежи, получен максимальный дебит газа 77 тыс. м3/сут на диафрагме 14 мм при депрессии на пласт 6,68 МПа.

В скв. 115 при испытании плас­­та Т в результате одновременного испытания пяти интервалов в диапазоне 1073–1093 м (а.о. от –1019,8 до –1039,8 м) максимальный дебит газа 76 тыс. м3/сут получен на диафрагме 14 мм и депрессии на пласт 7,05 МПа.

В скв. 116 из интервала 1067,0–1078,0 м (а.о. от –1005,7 до –1016,7 м) получен максимальный дебит газа 70 тыс. м3/сут при депрессии на пласт 7,0 МПа на диафрагме 12 мм.

Вынос механических примесей при исследовании скважин, несмотря на высокие депрессии, не отмечался ни в одной скважине.

По результатам испытаний расчетные пластовые давления изменяются от 10,45 до 11,3 МПа. Среднее значение составляет 10,8 МПа, что практически соответствует начальному пластовому давлению (10,76 МПа).

Анализ результатов исследований разведочных скважин показал их низкую продуктивность. Несмотря на то что степень вскрытия пластов изменяется от 36 до 92 %, составляя в среднем 67 %, а вскрытые эффективные газонасыщенные толщины при этом изменяются по скважинам от 4,0 до 7,2 м и в среднем составляют 5,4 м, абсолютно свободный дебит газа не превышает 200 тыс. м3/сут.

Техническими решениями по освоению пласта Т предусматривается строительство горизонтальных скважин. Проводку скважин предлагается осуществлять по 5­интервальному профилю. Оптимальная конструкция горизонтальных скважин с диаметром НКТ 89 (73) мм предусматривает отход забоя от вертикали 1500 м, с пологим окончанием в продуктивном пласте протяженностью около 350 м.

Одним из месторождений, в опытно­промышленную разработку которого введены туронские залежи, является Южно­Русское. Следует отметить высокую освещенность результатов выполняемых работ в общедоступных источниках, которую обеспечили по большей части исследователи компании ОАО «Севернефтегазпром» [7–12].

Первые результаты проектных решений по освоению туронских залежей Южно­Русского месторождения были представлены в работе [7], в которой приведены результаты обоснования длины горизонтальных стволов многозабойной скважины для пластов Т1 и Т2. Также в работе [8] представлены результаты строительства многозабойной скважины и планы исследования на 2012 г., рассмотрены результаты освоения и испытания первой экспериментальной двухзабойной скважины [9], продемонстрировавшие недостаточность времени проведения ГДИ, а также бόльшую технологическую эффективность в сравнении с вертикальной скважиной. Отмечено, что в рамках реализации проекта опытно­промышленной разработки была построе­на уникальная двухзабойная скв. 2HWХХ4, на которой объединены фактически две технологии повышения эффективности разработки – технология многозабойной скважины (МЗС) и технология одновременно­раздельной эксплуатации (ОРЭ) [10]. При этом основной, субгоризонтальный ствол вскрывает подошвенную часть пласта с ухудшенными свойствами, а боковой ствол – кровельную часть, коллекторские свойства которой лучше. Ствол скважины оборудован системой стыка производства Hulliburton, лифтовые колонны расположены в два ряда, что позволяет эксплуатировать два ствола скважины абсолютно независимо друг от друга.

Основные преимущества объединения технологий МЗС и ОРЭ: увеличение зоны дренирования, повышение продуктивности, увеличение газоотдачи зон с пониженными фильтрационно­
емкостными свойствами (ФЕС), возможность раздельного регулирования технологического режима работы стволов, сокращение наземной инфраструктуры и кустовой площадки, уменьшение влияния на окружающую среду.

Для эксплуатации скв. 2HWХХ4 и подключения ее в шлейф газо­сборной сети было спроектировано и изготовлено специальное оборудование: дуальная фонтанная арматура АФ2М/2­65 14. Контроль параметров работы скважины, в частности замер дебита, осуществляется раздельно по стволам с применением расходомера «ГиперФлоу», блок­бокс узла подачи метанола функционирует в автоматическом режиме. Внедренное оборудование повышает эффективность эксплуатации скважины.

В работе [11] отмечено, что в начальный период эксплуатации туронских залежей Южно­Русского месторождения при режимах работы скважин, превышающих образование гидратов в пласте, влияние процесса гидратообразования на продуктивные характеристики скважин будет незначительным, но в дальнейшем процесс гидратообразования в призабойной зоне пласта (ПЗП) будет ускоряться. Это объясняется тем, что при длительной работе скважин остаточная минерализованная влага заменяется пресной (конденсационной), а в поровом пространстве ПЗП происходит постепенное загидрачивание влаги. Поэтому продуктивность скважин будет снижаться и возникнет необходимость в мероприятиях по разложению гидратов в ПЗП. Для этого могут быть использованы следующие методы: обработка призабойной зоны химическими реагентами, ее прогрев забойными нагревателями, физическое воздействие (акустическое, микроволновое) на пласт или подбор периодического технологического режима эксплуатации скважин [12].

Авторы работы [10] отмечают, что еще одним удачным, с точки зрения рентабельности добычи газа из турона, выбором ОАО «Севернефтегазпром» стало решение о строительстве скважины на готовом основании действующего сеноманского куста, где создана вся необходимая промысловая инфраструктура. По предварительным оценкам, потенциал добычи туронского газа на Южно­Русском месторождении составляет 5–8 млрд м3/год [10].

За время проектирования разработки туронской залежи Южно­Русского месторождения отмечается следующая эволюция технико­технологических решений (рис. 2).

На первом этапе разработки были пробурены разведочные вертикальные скважины, в ходе анализа результатов исследований по которым было определено, что для более эффективной эксплуатации скважин необходим спуск колонн НКТ на уровень забоя.

При подсчете запасов произведено объединение двух пропластков Т1 и Т2 в один подсчетный объект – пласт Т1–2. С учетом этого объединения появилась возможность рассмотреть другие конструкции эксплуатационных скважин. В 2012 г. в рамках продолжения опытно­промышленных работ (ОПР) в новом проектном документе предложено дополнительное бурение одной экспериментальной скважины с восходящим окончанием. Применение конструкции скважин с восходящим стволом позволяет добиться улучшения продуктивных характеристик однозабойных скважин в высоко расчлененном многопластовом объекте. Данная конструкция была испытана, скважина с восходящим окончанием UHWХХ4 пробурена и введена в эксплуатацию в декабре 2014 г.

На туронской залежи Южно­ Русского месторождения были опробованы различные конструкции скважин, однако для более эффективной выработки запасов газа возникла необходимость испытать методы интенсификации притока газа. В 2014 г. ООО «ТюменНИИгипрогаз» был разработан комплекс научно обоснованных рекомендаций и мероприятий по совершенствованию разработки залежи Т1–2 в районе горизонтальной скв. FHWXXX2 Южно­Русского месторождения, включая проведение многостадийного ГРП.

По состоянию на 01.01.2016 г. для разработки туронской залежи Южно­Русского месторождения были применены следующие решения:

  • на скв. WR5 (ВС + ГРП на водной основе) в 2008 г. проведен ГРП и в соответствии с программой исследовательских работ выполнен комплекс исследований;

  • экспериментальная скв. 2HWХХ4 (двухствольная ГС) пробурена и введена в эксплуатацию в 2011 г. Средний дебит скважины за период ее работы составляет 199,3 тыс. м3/сут. Накопленная добыча газа из туронской залежи за период эксплуатации (декабрь 2011–2015 гг.) – 237,15 млн м3 (0,07 % от НГЗ);

  • экспериментальная скв. UHWХХ4 (ГС) пробурена в 2014 г. и запущена в эксплуатацию в декабре 2014 г. Накопленный объем извлеченного из залежи газа за 2014–2015 гг. составил 97,7 млн м3;

  • на скв. WRХ1 в 2015 г. проведен успешный ГРП и в соответствии с программой исследовательских работ выполнен комплекс исследований. Результаты интерпретации полученных данных указывают на достижение запланированного результата: продуктивность скважины увеличилась в 7 раз в сравнении с результатами до ГРП.

Для определения соответствия продуктивных характеристик скважин с разным заканчиванием и геолого­физических характеристик туронского яруса Южно­Русского месторождения выполнено сопоставление диагностических графиков, полученных со скважинами Харампурского месторождения.

Как видно из рис. 3, полученные со скв. ХХ01 Харампурского месторождения после ГРП и со скв. WRХ1 после ГРП Южно­Русского НГКМ графики производной Бурде (красные точки) практически повторяют друг друга в динамике. Данный факт указывает на схожий характер восстановления давления в данных скважинах, что также соответствует типовым графикам для скважин с трещинами ГРП.

При сопоставлении графиков производной Бурде горизонтальной скважины Харампурского месторождения и ГС Южно­Русского НГКМ (рис. 4) видно, что они практически повторяют друг друга в динамике. Данный факт указывает на схожий характер восстановления давления в данных скважинах.

На основании проведенного анализа геолого­промысловой информации и результатов ГДИ скважин туронской залежи Южно­Русского месторождения выполнено моделирование одного года эксплуатации в полученных геологических условиях различных типов заканчивания (рис. 5). По результатам отмечается прирост накопленной добычи газа от 2 до 8 раз в зависимости от типа заканчивания и технологии ГРП.

 

Выводы

Результаты оценки технологической эффективности освоения туронских газовых залежей Заполярного, Тэрельского, Харампурского и Южно­Русского месторождений свидетельствуют о значительно различающихся продуктивных характеристиках скважин не только по месторождениям, но и в пределах одной залежи.

Выполнение гидродинамических исследований для определения фильтрационных параметров по скважинам согласно [13] и [14], вскрывающим туронские залежи, повсеместно требует больших временных затрат по причине продолжительного выхода на радиальный режим, который достоверно определяет проницаемость в зоне дренирования.

Проведение мероприятий по интенсификации добычи газа методом ГРП обеспечивает повышение продуктивности скважин по всем туронским залежам рассматриваемых месторож­дений.

Применение горизонтальных скважин не повсеместно обеспечивает высокие добычные характеристики в связи с низкой песчанистостью, высокой расчлененностью и анизотропией.

Реализация технологий горизонтального вскрытия с многостадийным ГРП на Харампурском и Южно­Русском месторождениях свидетельствует о значительном увеличении добычных характеристик.

В связи с этим требуется:

• пересмотреть традиционные подходы к планированию и проведению интерпретации ГДИ в туронских залежах;

• использовать современное ПО при составлении дизайнов ГДИ и оптимизации технологических потерь углеводородного сырья (УВС) и нормативов выбросов загрязняющих веществ в атмосферу.

 


Таблица 1. Геологическая характеристика туронских залежей месторождений севера Западной Сибири [1]

Параметры

Туронские залежи месторождений

Южно-Русское

Харампурское

Заполярное

Тэрельское

Новочасельское

Размеры залежи: длина х ширина, км

79,0 х 15,7

65,0 х 21,0

49,5 х 28,0

28,0 х 20,5

36,0 х 16,0

Высота залежи, м

136,5

100,0

217,7

35,0

38,0

Средняя глубина залегания, м

839,2

1006–1130

1200

1059–1097

895–947

Интервал залегания в а.о., м

720; 845

Н/д

1034; 1248

Н/д

Н/д

Средняя газонасыщенная толщина, м

С1

13,87–25,17

15,2

5,1–11,5

7,9

13,7

С2

8,74–18,20

11,3

8,7

10,0

С1 + С2

10,03–22,95

13,2

5,1–11,5

8,3

11,8

Проницаемость, 10-3 мкм2

5,1–17,2

1,4

6,0

66,0

60,4

Коэффициент пористости, %

27–30

29

29

25

26

Коэффициент газонасыщенности, %

45–54

54

44–51

51

61

Максимальный дебит газа,
тыс. м3/сут

216

85

87

86

125

Газоводяной контакт, а.о., м

–845

–1045

–1212

–2091

–887

Начальные
геологические
запасы газа,
млрд м3

С1

286,18

587,11

206,82

2,4

15,41

С2

52,1

118,74

67,45

37,93

С1 + С2

338,2

705,8

206,8

69,8

53,3

 


Таблица 2. Характеристика фильтрационно-емкостных свойств туронских отложений Заполярного месторождения по результатам измерения на керне

Отложения

Оценка

Коэффициент пористости Кп

Коэффициент проницаемости Кпр, 10-3 мкм2

Коэффициент остаточной водонасыщенности по методу центрифугирования Кво (центр)

Коэффициент остаточной водонасыщенности по прямому методу (Закса) Кво (Закс)

Туронские

Минимум

0,010

Менее 0,01

0,504

0,423

Максимум

0,317

308,80

0,975

1,000

Среднее

0,244

26,40

0,814

0,764

Число определений

452

315

147

13



← Назад к списку