Анализ технологических режимов работы скважин Медвежьего месторождения

1.1. Литологические и стратиграфические характеристики месторождения Медвежье

Геологический разрез месторождения представлен песчано-глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского осадочного чехла и метаморфических пород палеозойского фундамента. Только в участках глубоких разведочных скважин на нижнем мелком и частично юрском отложениях была открыта максимальная глубина 4024 м.
Характеристика по основному материалу крайне неравномерна, и достаточно хорошо изучена только сеноманская продуктивная толща.
Литологическая стратиграфическая характеристика основана на единой стратиграфической схеме, рассмотренной в городе Тюмени в 1990 году и одобренной СССР в 1991 году в Ленинграде. Ниже приведено краткое описание открытой части раздела2.
Юрская система.
Отложения юрской системы подразделяются на тюменские, абалакские и баженовские образования.
Тюменская формация (нижняя и средняя юра) представлена аргиллитами, алеуролитами и песчаниками, которые трудно чередуются друг с другом.
…

1.2 Тектоника месторождения Медвежье

В тектоническом строении Западно-Сибирской плиты принимают участие три структурных этажа (фундамент, промежуточный этаж и осадочный чехол). Верхняя структурно-тектоническая платформа была сформирована в условиях длительного погружения территории. Этот пол контролирует почти все месторождения углеводородов.
Согласно тектонической карте мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы, под редакцией И. Нестерова, составленной ​​в 1984 году, Медвежье месторождение находится в пределах структуры первого порядка – Медвежьего мегавала. Мегавал имеет меридиональное простирание, его длина составляет 180 км, ширина 25 – 50 км. На севере мегавал разделяется седловиной из Харвутинского вала и граничит с Танловской впадиной, на востоке от Нарутинской впадины и на западе – Нижним – Надымским бассейном.
…

1.3. Газоносность месторождения Медвежье

В Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции выделяются три нефтегазоносных комплекса: юрский, неоком-аптский и апт-сеноманский. Основные запасы газа приурочены сеноманскими отложениями, которые являются предметом развития. Кровля сеноманского продуктивного пласта открыта на абсолютных глубинах 979,9 – 1130,4 м и контролируется глинистыми отложениями (покрышкой); турон-алеогенового возраста, толщина до 500 м. Продуктивные слои сеномана представлены песчаниками, алевролитами и глинами, которые зажимаются, фации заменяются на разных расстояниях.
Толщина пропластков и пластов-коллекторов составляет 0,4 – 28 м. Наиболее распространенными являются коллектора от 2 до 4 м. Толщина глины варьируется от 0,4 до 25 мкм.
Таким образом, продуктивный пласт Медвежьего месторождения расчленяется на ряд мезоциклитов, циклитов, продуктивных пачек. Сверху вниз: песчано-алевритный; песчаные и песчано-иловые пачки.
…

1.4 Пористость, проницаемость, начальная газонасыщенность месторождения Медвежье

Коллекторы газа представляют собой пески, песчаники с глиняным цементом, а также крупнозернистые и среднезернистые алевролиты. Коллекторские свойства песчано-иловых пород высоки. Пористость определялась на 1091 образце, из которых 534 были из газонасыщенной части разреза7.
Наиболее часто встречаются значения пористости 25 – 35 %. Среднее значение пористости по керну составило 28,8 %. Проницаемость определена на 569 образцах, в том числе на 273 – из газонасыщенной части.
По ГИС коэффициент пористости, определенной по уравнению регрессии вида Кn=f(Ро) составил 30,2 %.
Средневзвешенное значение коэффициента газонасыщенности составило 70,5 %.
Продуктивная толща имеет сложное строение: характеризуется незначительной изменчивостью литологического состава, сильной расчлененностью, с повышенной неравномерной глинистостью.
…

1.5 Толщина пласта месторождения Медвежье

Толщина проницаемых прослоев колеблется от 0,4 до 28 м, а прослои, исключенные из эффективной толщины изменяются от 0,4 до 19,2 м. Наиболее распространены пласты толщиной 1 – 2 м.
Суммарное содержание коллекторов изменяется от 45 до 85 %, т.е. в разрезе преобладают в основном литологические разности.
По месторождению наблюдается субширотное чередование зон высокого содержания коллекторов (Кпес > 0,7) с участками пониженной песчанистости (Кпес> 0,2 – 0,5) – в межсводовых и боковых прогибах.
В результате эксплуатационного бурения установлено, что структурная поверхность по своей конфигурации оказалась сложной. Сложность ее заключается в нарушении плавного очертания крыльевых зон и дифференциации сводовых частей на небольшие куполовидные поднятия.
Усложнения структурной поверхности привели к сокращению общих и эффективных толщин не только в межсводовых и боковых прогибах, но и в зоне расположения эксплуатационных скважин.
…

1.6. Показатели неоднородности месторождения Медвежье

Производственный слой имеет неоднородную структуру как по площади, так и по участку.
Для характеристики неоднородности использовались следующие индикаторы:
1. Коэффициент относительной песчаности (Кпес).
2. Коэффициент рассечения.
3. Общая и эффективная толщина.
4. Коэффициент проницаемости.
Коэффициент относительной песчаности – это отношение эффективной толщины, выбранной в разрезе данной скважины до ее общей толщины. Значение Кпес по площади варьируется от 0,3 до 0,9. Высокие значения параметра ограничиваются гадфлотами месторождения. В песчано-альсвиетских породах с величиной Кпес более 0,5 существует высокая вероятность наличия газодинамической связи между слоями.
Коэффициент расчлененности (Кр) определяется путем деления суммы количества проницаемых прослоек на эффективную толщину и варьируется от 0,8 до 8,9.
…

1.7 Гидрогеологические характеристики месторождения Медвежье
Информация о грунтовых водах юрских и меловых отложений была получена на месторождении в результате испытания 53 водных, водогазовых и водонефтяных объектов в 17 глубоких разведочных и 6 пьезометрических скважинах. В разрезе осадочного чехла месторождения были открыты два мощных водоносных комплекса: верхневаланжин -барремский и апт – сеноманский, перекрытые регионально-выдержанным турон-палеогеновым водоупором мощностью до 670 метров, над которым залегает олигоценчетвертичный водоносный комплекс.
При испытании вод верхнего комплекса верхневаланжин – баремского температура воды в пласте варьировалась от 96 до 116,5 ° С. Водный химический состав хлорида – натрия двух типов. В южной части поля (особенно в Медвеженское поднятии) были получены воды преимущественно типа хлорида кальция с соленостью 36,8 г / л. Концентрация йода составляет 2,5 мг / л, бром 74,2 мг / л и бор до 3 мг / л.
…

2.1 Анализ текущего состояния разработки месторождения Медвежье

Промышленная эксплуатация Медвежьего месторождения начата в 1972 году. За весь период эксплуатации по состоянию на 01.01.1999 г. из залежи отобрано 1554,240 млрд. м3 газа, что соответствует 70,65 % от утвержденных запасов (2200 млрд. м3). До 1990 года фактические отборы превышали проектные значения, затем началось их снижение. По отдельным участкам время начала падения отборов различно. Так для ГП-1 это 1994 год, для ГП – 6, 7, 9 – 1992 год, для ГП – 4, 5-1989 год, ГП – 2, 3, 8 – 1988 год10.
В настоящее время в условиях падающей добычи основная задача исследований заключается в получении комплекса данных для анализа текущего состояния разработки, определения фильтрационных коэффициентов, продуктивных характеристик скважин и добывных возможностей залежи в целом.
…

2.2 Состояние разработки эксплуатационной зоны ГП-5

Основной фонд эксплуатационных и наблюдательных скважин ГП-5 сосредоточен в сводовой части залежи. Количество добывающих скважин по УКПГ-5 – 39 шт, по зоне отбора – 27 шт. Начальные запасы свободного газа по данному участку составляли 139 млрд. м3, в настоящее время отобрано 112,4 млрд. м3, т.е. 79,8 %. Годовая добыча – 2,47 млрд. м3.
Пластовое давление от начального в настоящее время упало в среднем до 3,4 МПа, т.е. почти на 70 %.
Обводнение этой части залежи в настоящее время составило в целом 23,7 %, по эксплуатационной зоне – 27 %.
Первоначальный газоводяной контакт при бурении большинства скважин отмечался на абсолютной отметке 1133,0 м.
Контроль за ГВК в настоящее время ведется по 4 наблюдательным скважинам. По результатам измерений методом НГК наиболее высокое положение газоводяного контакта отмечается в районе скв. 69 (28 м), расположенной в своде структуры. Подъем ГВК в среднем по зоне отмечается на 20 м.

3.
…

3.1 Конструкция газовых скважин

Скважина представляет собой цилиндрическую шахтную выработку, имеющую значительную длину с небольшим поперечным сечением. Начало колодца называется устьем, ее конец – забоем. Все пустое пространство скважины от устья до дна называется стволом.
Целью скважины является извлечение пластового флюида на поверхность, то есть скважина является каналом, соединяющим газовый резервуар с поверхностью земли.
Весь фонд скважин, предназначенных для добычи газа, называется операционным фондом. В дополнение к производству имеются также контрольные (наблюдательные) скважины.
Каждая скважина во время ее работы должна иметь устойчивые стены и надежное разделение слоев и швов друг от друга по всей глубине скважины.
…

3.2 Технологический режим работы скважины

Для работы скважины с наибольшим расходом необходимо установить для нее рабочий расход, наиболее целесообразный с точки зрения технологий, технологий и экономики, обеспечивающий бесперебойную, безопасную, безаварийную работу скважины. Для выбора и обоснования рабочей нормы были введены понятия максимально допустимых и минимально необходимых ставок. Максимально допустимая скорость потока – это скорость потока, при которой скважина может работать без риска разрушения, обводнения, вибрации и т. Д. Недопустимо превышать этот расход, поскольку скважина будет обводняться, пласт начинает разрушаться , возможны чрезвычайные ситуации. Минимальная требуемая скорость потока – это скорость потока, при котором обеспечивается вынос с забоя жидкости и твердых частиц или, например, не образуются в стволе гидраты
Рабочие тарифы находятся между максимально допустимыми и минимальными.
…

4. Технология исследования скважин на установившихся режимах месторождения Медвежье

Согласно исследованию, можно определить специальные параметры:
1. Геометрические характеристики резервуара: общие размеры газового резервуара, изменение общей и эффективной толщины резервуара по площади и участку, границы газового резервуара, размер экранов и непроницаемых включений, положение (ГВК) или газожидкостного контакта (GOC) и его динамика.
2. Филътрационно – емкостные емкости резервуара: пористость, проницаемость, гидропроводимость, проводимость, сжимаемость пористой среды, газонасыщенность, образование, забойное, устьевое давление; изменения, давления на площадь, участок и ствол скважины, а также изменения параметров в процессе разработки.
3. Физические и химические свойства пластовых флюидов: вязкость, плотность, коэффициент сжимаемости для газа, содержание влаги в газе.
4. Теплофизические характеристики: условия образования гидратов и их изменение в процессе разработки.
5.
…

4.1. Задачи и методы изучения продуктивных пластов и скважин

Исследования продуктивных пластов и скважин проводятся с целью получения исходной информации, используемой при расчете запасов углеводородов и прогнозирования основных показателей развития газового, газоконденсатного и газового и нефтяных месторождений, назначения оптимального технологического режима эксплуатации скважин
Методы получения информации о продуктивных формациях и скважинах можно разделить на две группы:
Прямые методы изучения образцов горных пород и добычи скважин, т. Е. Лабораторные исследования и прямые вспомогательные методы, такие как суппорт, газовый каротаж, исследование осадка во время бурения.
Косвенные методы изучения физических свойств пласта и полученных продуктов через набор измеряемых параметров при геофизических и газогидродинамических исследованиях.

4.2.
…

4.2. Назначение и периодичность проведения газогидродинамических исследований

Цель и масштаб газогидродинамических исследований зависит от стадии разработки месторождения:
Исследования на этапе разведки проводятся для получения информации, используемой при расчете запасов газа, конденсата и нефти.

Рисунок 4.1 – Схема получения информации газогидродинамическими методами исследования скважин15

Исследования на этапе опытно-промышленной операции проводятся для получения информации, которая позволяет подтвердить или уточнить запасы углеводородов, более подробно изучить основные свойства пласта и коллектора, установить оптимальные скорости потока скважин и т. Д.
Исследования в области разработки месторождения проводятся для контроля за развитием пласта, изучения характера изменений давления по площади и толщине пласта, скорости потока воды в резервуаре, изменения параметров пласта , конденсата, нефти и воды в процессе разработки, определения потоков и истощения и т. д.
…

4.3. Методы классификации и исследования газовых и газоконденсатных пластов и скважин.

Исследования скважин, которые проводятся после разработки и во время эксплуатации, делятся на первичные, текущие, специальные и комплексные.
Первичные исследования проводятся на всех разведочных и эксплуатационных скважинах. Эти исследования являются основными и обязательными. Проводится в полном объёме. Результаты исследования должны позволять определять параметры пласта и его продуктивные характеристики, оптимальный режим работы скважины, соотношение между расходом, забойным давлением и давлением и температурой устья скважины, количеством жидкости и твердых веществ в различных режимы работы скважины, пластовое давление, влияние природы и степени образования и значения коэффициентов фильтрации и т. д. Согласно образцам, взятым в процессе проведения исследований, физико-химические свойства газа, конденсата, нефти и воды.
Текущие исследования проводятся на эксплуатационных скважинах.
…

4.4 Устройство для исследования «Надым-1»

Установки «Надым-1» (рис. 4.2) используются для проведения специальных газогидродинамических исследований скважин методом стационарной добычи газа на газовых месторождениях и подземных хранилищах газа.
Установка «Надым-1» монтируется на факельной или задавочной линии скважины. Установка представляет собой устьевое малогабаритное устройство, состоящее из трех функциональных элементов16:
– сепаратор, который очищает продукты от жидкостей и механических примесей;
– расходомер;
– контейнеры для сбора выделенных твердых и жидких примесей;
Сепаратор состоит из первой ступени (грубая очистка) и второй ступени (тонкая очистка). Фильтр – набор фторопластовых фильтровальных цилиндров, надетый на раму фильтра, прижатый к обтекателю. Фторопластовые фильтр-пакеты (ФЭП 120-94-250/20) почти полностью удерживают жидкие и твердые частицы размером более 20 микрон.
…