Способ доразработки водоплавающей залежи с запасами низконапорного газа

Способ доразработки водоплавающей залежи с запасами низконапорного газа

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Предлагаемое изобретение относится к газовой отрасли промышленности, а именно к обеспечению эффективной доразработки водоплавающей залежи с остаточными запасами низконапорного газа.

Проблема низконапорного газа возникает в связи с низкой рентабельностью добычи, сбора и компримирования добываемого газа с целью подачи его на прием магистрального газопровода. К такой ситуации приблизились крупнейшие газовые залежи в отложениях сеномана на месторождениях Севера Западной Сибири. Запасы низконапорного газа оцениваются величиной вплоть до 6 триллионов м³, что соответствует добыче газа в России в течение более 10 лет.

Известны следующие пути решения проблемы низконапорного газа.

- Переход на создание местной инфраструктуры в пределах месторождения для производства электроэнергии, полиэтиленовой продукции, метанола (Концепция вовлечения низконапорного природного газа в топливный баланс России, 2010, с. 15).

- Подключение к устью практически каждой скважины малогабаритного компрессора (Кононов А.В., Тимошкин С.Ю. Добыча низконапорного газа на Вынгапуровском месторождении с применением технологии распределенного компримирования // Газовая промышленность №2, 2015).

- Эксплуатации скважин за счет спуска дополнительной колонны НКТ меньшего диаметра (Минликаев В.З., Дикамов Д.В., Мазанов С.В., Корякин А.Ю., Донченко М.А. Опыт эксплуатации скв. 514 сеноманской залежи Уренгойского НГКМ, оборудованной концентрическими лифтовыми колоннами // Газовая промышленность, №5, 2015, с. 29-33).

Недостатками данных технологических решений являются следующие.

Во-первых, они не учитывают факт того, что в сеноманских залежах газа имеет место довольно активный водонапорный режим. В результате уже сейчас в ряде скважин происходит приток пластовой воды. На Оренбургском, например, месторождении это приводило к самозадавливанию скважин. Во-вторых, опыт разработки газоконденсатных месторождений Краснодарского края показал, что продуктивный песчаник при поступлении в скважины пластовой воды начинает «плыть». На ряде сеноманских скважин также отмечаются подобные случаи. Вместе с тем, затруднительно говорить, что рассматриваемые технологии не могут участвовать в решении проблемы низконапорного газа. Ибо они справедливы с точки зрения ситуации сегодняшнего дня. Что касается завтрашнего дня, то неучет особенностей и следствий масштабного проявления водонапорного режима на сеноманских залежах практически исключает применимость указанных технологических решений.

Наиболее близким к предлагаемому является «Способ добычи низконапорного газа» (патент РФ 2278958, опубликован 27.06.2006, бюлл. №18 / Закиров С.Н., Закиров Э.С., Ким Е.А.). Данный способ по пункту 1 предусматривает продолжение разработки залежи газа на основе пробуренных вертикальных скважин и компримирование газа для подачи его в магистральный газопровод. Согласно изобретению применительно к сеноманской залежи газа Западной Сибири увеличивают активность проявления водонапорного бассейна - степень проявления водонапорного режима. На приеме головной компрессорной станции создают такое давление, которое обеспечивает магистральный транспорт газа и такую объемную (3D) динамику подъема газоводяного контакта, при которой существует возможность периодического заблаговременного отсечения, уменьшения обводняющихся интервалов перфорации цементными заливками. Для этого темпы выработки запасов залежи газа регулируют с применением 3D газогидродинамической модели продуктивного пласта.

В формуле изобретения присутствует также «способ по п. 1, отличающийся тем, что в случае увеличения пластового давления в районе отдельных установок комплексной подготовки газа осуществляют забуривание боковых горизонтальных стволов и/или горизонтальных скважин вблизи кровли продуктивного пласта в количестве, обеспечивающем неизменность пластового давления в районе таких установок комплексной подготовки газа, и, соответственно, увеличение отбора низконапорного газа». Недостатками данного способа являются следующие.

- Рассматриваемый способ, предусматривающий забуривание горизонтальных стволов и/или горизонтальных скважин, не оказывает влияние на темп продвижения воды в районе УКПГ (установки комплексной подготовки газа к транспорту), а следовательно, и на темпы обводнения эксплуатируемых на УКПГ вертикальных скважин, что влияет на сроки их обводнения и выбытия из эксплуатации.

- Способ частично учитывает, что вследствие группового размещения добывающих скважин и УКПГ в центральной, сводовой части залежи, слабо дренируемыми оказываются запасы низконапорного газа в периферийных зонах залежи. В результате согласно рассматриваемому способу какая-либо дополнительная активизация добычи из периферийных зон не предусматривается.

В основу настоящего изобретения положена задача обоснования эффективного способа доразработки водоплавающей залежи с запасами низконапорного газа, в частности, добычи низконапорного газа применительно к сеноманским водоплавающим залежам газа Западной Сибири, основанного на учете особенностей проявления водонапорного режима и возможности воздействия на него.

Выполнение указанной задачи достигают тем, что способ доразработки водоплавающей залежи с запасами низконапорного газа включает продолжение ее разработки на основе пробуренных вертикальных добывающих скважин и компримирование газа для подачи его в магистральный газопровод и отличается тем, что в пределах зоны УКПГ, где за счет конусообразования происходит поступление пластовой воды в добывающие вертикальные скважины, осуществляют бурение одной или нескольких горизонтальных скважин для добычи воды из интервалов ниже текущего уровня газоводяного контакта (ГВК) и выше его начального уровня, а в периферийных зонах, за пределами зон разбуривания УКПГ, осуществляют бурение одной или нескольких горизонтальных нагнетательных скважин для закачки воды в интервалы ниже текущей отметки ГВК. Для поддержания уровня добычи газа за пределами зон разбуривания УКПГ бурят одну или несколько горизонтальных добывающих скважин с проводкой ствола в верхней части продуктивного пласта ближе к кровле. В случае, если продолжается продвижение подошвенной воды к забоям вертикальных добывающих скважин, в первоочередных скважинах-кандидатах на обводнение интервалы перфорации сокращают на 5-10 метров за счет цементирования их нижней части.

Способ осуществляют следующим образом.

- На основе результатов трехмерной (3D) сейсмики, керновых данных, результатов газодинамических и геофизических исследований скважин строят 3D геологическую модель газовой залежи и окружающего водонапорного бассейна.

- С использованием лабораторных данных по определению относительных фазовых проницаемостей для газа и воды, построенной 3D геологической модели, процедуры ремасштабирования осуществляют построение 3D газогидродинамической модели залежи газа и водонапорного бассейна.

- С привлечением фактических данных разработки месторождения и эксплуатации добывающих скважин и результатов контроля по наблюдательным и пьезометрическим скважинам производят адаптацию параметров 3D газогидродинамической модели пласта, предпочтительно на основе методов теории оптимального управления (Закиров Э.С. Трехмерные многофазные задачи прогнозирования, анализа и регулирования разработки месторождений нефти и газа. - М.: Грааль, 2001, 302 с. )

- На основе садаптированной 3D газогидродинамической модели, вместе с моделью обустройства промысла и головной компрессорной станции, осуществляют прогнозные расчеты применительно к сложившимся системам разработки рассматриваемой залежи газа и обустройства промысла. С использованием результатов газогидродинамических расчетов определяют технико-экономические показатели разработки залежи, которые затем используют в качестве базового варианта.

- Затем исследованию подвергают вариант II доразработки залежи согласно технологическому решению предлагаемого изобретения.

Для простоты изложения допускаем, что на момент начала прогнозных расчетов поступление в скважины пластовой воды имеет место лишь на одном УКПГ. В случае нескольких УКПГ особенность расчетов не претерпевает изменений. Прогнозным расчетам должна подвергаться серия подвариантов по числу горизонтальных скважин для добычи воды - разгрузочных скважин и горизонтальных нагнетательных скважин для закачки воды. Для простоты далее будем принимать, что в эксплуатацию вводятся одна горизонтальная (разгрузочная) скважина для добычи воды и одна горизонтальная нагнетательная скважина для закачки воды. Прогнозные расчеты с большим числом скважин, как и в обычной практике проектирования разработки, принципиальных проблем не представляют.

Это означает, что в первом подварианте варианта II ниже текущей отметки ГВК в скважинах рассматриваемого УКПГ забуривают одну разгрузочную горизонтальную скважину. Отметим, что даже в первом подварианте возможны подподварианты, различающиеся длинами горизонтальных стволов разгрузочной скважины.

Пробуренную разгрузочную скважину используют для добычи пластовой воды с использованием электроцентробежного или иного насоса. Отбор воды из-под зоны УКПГ, естественно, способствует предотвращению дальнейшего продвижения конусов пластовой воды к забоям добывающих вертикальных скважин.

- Наличие источника пластовой воды теперь позволяет использовать ее в качестве рабочего агента.

Для этого бурят горизонтальную нагнетательную скважину на периферии залежи ниже текущей отметки ГВК. Закачиваемая в скважину добываемая вода выполняет задачу вытеснения малоподвижного периферийного низконапорного газа в сторону добывающих вертикальных скважин.

Для повышения уровня добычи газа и сокращения сроков выработки низконапорного газа дополнительно осуществляют бурение горизонтальной добывающей скважины в периферийной зоне вблизи кровли пласта. Здесь также возникают подварианты по числу скважин, положению и протяженности горизонтального участка.

- В случае продолжающегося, хоть и замедленного согласно предлагаемому изобретению поступления пластовой воды в вертикальные добывающие скважины, осуществляют сокращение интервалов перфорации на 5-10 метров за счет цементирования нижней их части или установки цементных мостов. В случае продолжающегося продвижения конусов воды к забоям добывающих вертикальных скважин эти операции повторяют. Естественно, что сокращение интервалов перфорации в добывающих вертикальных скважинах приводит к снижению уровней добычи газа по УКПГ. Однако эта вынужденная мера решает проблему недопущения поступления песка в добывающие вертикальные скважины.

Краткое описание чертежей

На фиг. 1 представлен план месторождения в плоскости. Для упрощения на фиг. 1 показана одна УКПГ. Оно расположено в центре месторождения. На фиг. 1 цифрами обозначены: 1 - горизонтальная нагнетательная скважина для закачки воды; 2 - горизонтальная разгрузочная скважина для добычи воды; 3 - горизонтальная добывающая скважина для добычи газа; 4 - текущий ГВК; 5 - начальный контур ГВК; 6 - изогипсы; 7 - зона размещения УКПГ; 8 - вертикальные добывающие скважины УКПГ;

На фиг. 2 представлен поперечный разрез месторождения, проходящий через УКПГ. Цифрой 8, как и ранее, отмечены вертикальные добывающие скважины УКПГ, цифрой 9 - кровля продуктивного пласта, 10 - профиль давления на фиксированной глубине.

На фиг. 3 представлена часть (купол с УКПГ и крылья соседних куполов) разреза вдоль длинной оси месторождения. Новыми являются следующие обозначения: 11 - газонасыщенная область пласта; 12 - разгрузочный боковой горизонтальный ствол из вертикальной добывающей скважины; 13 - текущее положение ГВК.

Пример возможной реализации предлагаемого способа.

Согласно публикации (Резуненко В.И. и др. Проблемы и перспективы утилизации низконапорного газа // Газовая промышленность, №5, 2002, с. 44-49) в Ямало-Ненецком автономном округе, основном газодобывающем регионе страны, запасы низконапорного газа по разным оценкам составляют несколько триллионов м³.

Необходимость принятия эффективных решений по извлечению низконапорного газа касается всех месторождений за исключением сравнительно недавно введенного в разработку Заполярного месторождения. Так, эта задача актуальна для Уренгойского, Медвежьего, Ямбурского, Вынгапуровсого и других месторождений.

В качестве примера рассмотрим первенца - разрабатываемое с 1972 г. месторождение Медвежье. На этом, как и на других месторождениях, в разработке находится сеноманская залежь. На фиг. 1 приведена схема разбуривания сеноманской залежи данного месторождения системой вертикальных добывающих скважин в пределах зон трех УКПГ (на самом деле их больше).

Сеноманская залежь Медвежьего месторождения по всей площади подстилается подошвенной водой. Сеноманский водоносный бассейн регионально распространен, а толщина его составляет сотни метров. Соответственно, сеноманская залежь Медвежьего месторождения разрабатывается при водонапорном режиме. Как обычно, по мере отбора газа из залежи происходит падение пластового давления. Вследствие возрастающей разности между давлением в водоносном бассейне и давлением в залежи газа подошвенная вода внедряется в продуктивный пласт с разной интенсивностью в разных зонах пласта. Естественно, что наибольшее продвижение имеет место в зонах отбора газа, то есть в зоне каждого УКПГ.

На фиг. 2 схематично представлена эпюра распределения текущего пластового давления вдоль поперечного профильного разреза залежи, проходящего через центральный УКПГ (цифра 7 на фиг. 1). Данная эпюра давления, с одной стороны, поясняет, почему значительны остаточные запасы низконапорного газа в периферийных зонах пласта. С другой стороны, она показывает, что из-за наличия зон пониженных давлений пластовая вода стремится поступать к забоям добывающих вертикальных скважин.

Пока вода находилась ниже забоев добывающих скважин, никаких осложнений с их эксплуатацией не было. Сегодня пластовая вода уже присутствует в продукции многих скважин. В результате снижается их продуктивность, коллектор призабойной зоны при взаимодействии с водой разрушается. На забоях скважин формируются песчано-водяные пробки. На ремонтные работы тратятся значительные средства, 100 и более тысяч долларов на одну скважино-операцию. Эффект от ремонтных работ кратковременный.

Таким образом, наряду с проблемой эксплуатации добывающих скважин реальной стала проблема извлечения низконапорного газа. В этой связи отраслевые НИИ прорабатывают различные варианты добычи и утилизации низконапорного газа (производство электроэнергии, метилового спирта, синтез полимеров и т.д.). Все такие варианты означают прекращение подачи газа в магистральный газопровод. Вместе с тем, рассматриваемые варианты требуют значительных вложений в инфраструктуру для их реализации, а также затраты на обеспечение функционирования новых производств. Но главное состоит в том, что при этом подразумевается, что сама добыча низконапорного газа будет лишена ранее отмеченных проблем.

Следовательно, проблема доразработки сеноманской залежи включает в себя две взаимосвязанные проблемы:

- учет и преодоление природных сложностей в текущей добыче газа, включая низконапорный газ;

- повышение уровня добычи формирующихся объемов низконапорного газа, то есть общего коэффициента извлечения газа (КИГ).

Именно решение данных проблем и составляет суть предлагаемого изобретения.

1. Бурение разгрузочных горизонтальных скважин для добычи пластовой воды в зоне проблемных УКПГ (УКПГ с обводняющимися скважинами) ниже отметки текущего уровня ГВК (но выше уровня начального ГВК) решает проблему предотвращения дальнейшего продвижения ГВК в зоне УКПГ и, соответственно, обводнения скважин и пескопроявлений. Не исключается, что вместо указанной горизонтальной скважины будет осуществлено бурение бокового горизонтального ствола из одной из вертикальных скважин, выбывающей из эксплуатации.

Добыча воды из зоны выше начального ГВК частично решает проблему извлечения защемленного газа. Так как часть запасов защемленного газа при добыче воды приобретает подвижность и будет извлечена на поверхность.

2. Казалось бы, решая одну проблему, сталкиваемся с другой - что делать с добываемой водой?

Поэтому на периферии от рассматриваемого УКПГ (см. фиг. 1) бурят несколько (на фиг. 1 - две) горизонтальные нагнетательные скважины для закачки воды. Количество, местоположение и длина горизонтальных стволов являются предметом многовариантного исследования на 3D газогидродинамической модели пласта.

Эти скважины, с одной стороны, утилизируют добываемую пластовую воду. С другой стороны, закачиваемая вода вытесняет периферийный низконапорный газ к забоям добывающих вертикальных скважин.

Целесообразность такого технологического решения поясняется фиг. 1 и 2. Ибо именно в периферийных зонах (учитывая систему разбуривания залежи) сосредоточены основные запасы низконапорного газа.

3. Реализация рассмотренных технологических решений может оказаться недостаточной для рентабельной доразработки водоплавающей залежи с запасами низконапорного газа. Ибо в значительной мере степень рентабельности разработки залежи предопределяется уровнями отбора газа и, соответственно, - темпом и сроком доразработки.

Поэтому предлагаемое изобретение предусматривает бурение горизонтальных добывающих скважин для добычи газа, ближе к кровле пласта, в периферийных, слабо дренируемых зонах пласта (на фиг. 1 - одна скважина). Они, интенсифицируя добычу слабодренируемых низконапорных запасов газа, способствуют сокращению сроков доразработки залежи.

Окончательная схема размещения фактических, а также проектных горизонтальных разгрузочной, нагнетательной и добывающей скважин приведена на фиг. 1 и 3. На фиг. 3 приведен профильный разрез пласта через зону УКПГ в направлении длинной оси структуры залежи. При этом следует иметь в виду, что траектория скважины 1 при прохождении продуктивного горизонта параллельна начальному контуру ГВК.

4. Оптимальное количество, месторасположение добывающих и нагнетательных скважин, сроки ввода их в эксплуатацию, длины горизонтальных стволов определяются на основе 3D компьютерного моделирования и технико-экономических расчетов.

Другими словами, окончательный оптимальный вариант доразработки залежи с запасами низконапорного газа устанавливают из анализа результатов технико-экономических расчетов по всем исследуемым вариантам и подвариантам.

Вследствие конфиденциальности информации о состоянии разработки залежи и недоступности соответствующей 3D газогидродинамической модели не представляется возможным выполнить прогнозные и поисковые 3D газогидродинамические расчеты и провести соответствующие технико-экономические расчеты по конкретным вариантам предлагаемого способа доразработки. Поэтому приводимый пример ограничивается вышеизложенным описанием.

Таким образом, предлагаемый способ доразработки водоплавающей залежи с запасами низконапорного газа основывается на апробированных научных (с точки зрения 3D компьютерного моделирования), технических и технологических решениях, что позволяет рекомендовать его к реализации, например, на сеноманской залежи Медвежьего месторождения. Начиная, как обычно, с проекта опытно-промышленных работ.

Отличительная черта предлагаемого способа доразработки заключается в том, что соответствующая технология доразработки является многофункциональной (решающей более одной задачи).

1. Способ доразработки водоплавающей залежи с запасами низконапорного газа, включающий продолжение ее разработки на основе пробуренных вертикальных добывающих скважин и компримирование газа для подачи его в магистральный газопровод, отличающийся тем, что в пределах зоны установки комплексной подготовки газа - УКПГ, где за счет конусообразования происходит поступление пластовой воды в добывающие вертикальные скважины, осуществляют бурение одной или нескольких горизонтальных скважин для добычи воды из интервалов ниже текущего уровня газоводяного контакта - ГВК и выше его начального уровня, а в периферийных зонах, за пределами зон разбуривания УКПГ, осуществляют бурение одной или нескольких горизонтальных нагнетательных скважин для закачки воды в интервалы ниже текущей отметки ГВК и вытеснения малоподвижного периферийного низконапорного газа в сторону добывающих вертикальных скважин.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что за пределами зон разбуривания УКПГ бурят одну или несколько горизонтальных добывающих скважин с проводкой ствола в верхней части продуктивного пласта ближе к кровле для поддержания уровня добычи газа.

3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что при продвижении подошвенной воды к забоям вертикальных добывающих скважин в первоочередных скважинах-кандидатах на обводнение интервалы перфорации сокращают на 5-10 метров за счет цементирования их нижней части.