Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов

Подождите немного. Документ загружается.

Таблица

5.23

Объемы

внедрившейся

подошвенной

воды

по

укрупненным

зонам

из нескольких

соседних

зон УКПГ месторождения Медвежье

Номер

УКПГ

2+3

1+4

+ 5

6 + 7

Итого

На

01.01.95

Данные

Тю-

менНИИги-

прогаза

930

1290

510

2730

Расчет

по

методике

настоящей

работы

767

1244

528

2539

На

01.01.96

По

данным

НТЦ

ООО

"Надымгаз-

пром"

707

1132

374

2213

Прогноз

на

конец

2010 г.

ТюменНИИ-

гипрогаз

1602

3042

1071

5715

Расчет

по

методике

настоящей

работы

1386

3232

1459

6077

представленные НТЦ ООО "Надымгазпром" и приведенные также в табл.

5.22. Эти объемы значительно меньше проектных.

Чтобы не завышать прогнозных объемов на конец

2010г.,

для адапта-

ции

примененной модели была принята псевдопроницаемость, которая да-

ет общие объемы притока пластовых вод на

01.01.95

г. меньше приведен-

ных в проекте (табл.

5.22).

Несовпадение объемов притока в зоны отдельных УКПГ по данным

проекта, НТЦ и настоящей работы объясняется двумя причинами:

1) границы зон УКПГ выделяются условно и не согласованы

между

ав-

торами отдельных работ;

существуют

перетоки внедряющихся вод

между

соседними зонами.

Различия

в объемах становятся относительно меньшими, если их сум-

мировать по нескольким соседним зонам УКПГ (табл.

5.23).

При этом лик-

видируются несоответствия за счет неопределенности границ и частично —

за счет перетоков.

Прогноз

на конец 2010 г. показывает, что к этому времени общий

объем внедрившейся воды по семи первым УКПГ составит

6077

млн. м

что в 2,45 раза больше объема на

01.01.95

г. (по данным "Проекта..." —

внедрится 5715 млн. м

этому времени УКПГ-6 и 7 полностью обводнятся. При этом

пластовое давление на кровле зоны УКПГ-6

будет

равно 0,94 МПа, зоны

УКПГ-7 — 1,4 МПа, в зонах остальных УКПГ давление около 2 МПа и бо-

лее.

На

конец 2010 г. в семи первых УКПГ при остаточной газонасыщен-

ности

0,25 обводненная зона займет около 83 % первоначального газона-

сыщенного объема.

Используя график (см. рис.

5.21),

нетрудно оценить, что УКПГ-1, 2,

3, 4 и 5 не удастся эксплуатировать

даже

до 1 МПа пластового давления,

так

как при этом давлении прогнозируемый объем внедрившейся воды

оказывается больше оставшегося необводненного газонасыщенного объе-

ма.

Расчеты по предлагаемой методике показывают, что используемая в

настоящее время для прогнозирования обводнения линейная интерполяция

существующих темпов обводнения

дает

заниженные результаты, так как

темпы обводнения при давлениях ниже 3 МПа существенно возрастут. По

этой

причине, в частности, для первых семи УКПГ месторождения Медве-

жье произойдет полное заводнение газонасыщенного объема при давлении,

несколько

большем 1 МПа, если принять остаточную газонасыщенность

равной

0,25.

ви

5.6.6

Основные

проектные показатели разработки

месторождения Медвежье

По

"Проекту разработки сеноманской залежи Медвежьего месторождения

на

поздней стадии эксплуатации", выполненному институтом ТюменНИИ-

гипрогаз в 1995 г., разработка месторождения завершится в 2010 г. при

промышленном

коэффициенте газоотдачи 90,2 %.

В обводненном объеме при коэффициенте остаточной газонасыщен-

ности

(принятом равным 0,25) останется 38 % газа в свободном объеме, или

60 % остаточных запасов пластового газа.

Остаточный свободный газ предлагается использовать для производст-

ва метанола, обрабатывая метан перегретым паром при высоких давлении

температуре.

При

ежегодной добыче 4

—

5 млрд. м

остаточного газа можно

будет

получать 600

—

700 тыс. т метанола.

В табл. 5.24 приводятся некоторые технологические показатели по

УКПГ

и месторождению в целом.

Принята

следующая годовая добыча газа по месторождению на завер-

шающей стадии по проекту:

1996

47,8 млрд.

2000

34,8 млрд.

2005

15,2 млрд.

2010

7,6 млрд.

На

01.01.95

г. в продуктивные отложения внедрилось 3412 млн. м

воды,

что составляет 29,7 % начального порового объема (с

учетом

остаточной

газонасыщенности,

равной

0,25),

в том числе:

южную часть (УКПГ-2, 3, 1, 4) -

2035

млн. м

(51 %);

центральную часть (УКПГ-5, 6, 7, 8, 8а) -

937,4

млн. м

(28%);

Ныдинскую площадь (УКПГ-9) - 440 млн. м

(22 %).

Из

месторождения отобрано 68,9 % от начальных геологических запа-

сов.

Среднее пластовое давление упало до 4,76 МПа, наиболее низкие плас-

товые давления в зонах УКПГ-6, 7

(3,98-4,25

МПа).

По

геологическому

отчету

за 1996 г., на месторождении из 340 сква-

жин

действующего эксплуатационного фонда более 70 относятся к самоза-

давливающимся скважинам, эксплуатирующимся с периодическими продув-

ками

стволов.

По

прогнозу, который сделан в проекте доразработки, с 1995 по

2010 г. на месторождении ежегодно

будут

работать с водопроявлениями

100—170

скважин, являющихся потенциальными объектами для капиталь-

ного ремонта, а точнее, которые необходимо

будет

обязательно ремонти-

ровать.

Таблица 5.24

Некоторые

технологические

показатели разработки

месторождения

Медвежье

Показатели

Год окончания разработки

Промышленный

коэффициент газоотда-

чи,

Остаточные запасы газа на конец перио-

да подачи газа в магистральный газопро-

вод, % запасов

В том числе:

количество защемленного газа в обвод-

ненном

объеме

количество газа в свободном состоянии

Процент

обводнения зоны УКПГ на ко-

нец

периода подачи газа в магистральный

газопровод

Среднее пластовое давление на конец пе-

риода подачи газа в магистральный газо-

провод, МПа

УКПГ

2006

89,2

0,91

0,45

0,46

66,5

2,69

2010

1,00

0,59

0,41

80,9

3,80

2004

90,8

1,16

0,60

0,56

70,03

2,54

2003

89,3

1,32

0,63

0,69

73,09

2,80

2010

91,0

0,76

0,23

0,53

1,67

2001

90,5

0,65

0,24

0,41

57,3

2,26

2008

92,7

0,50

0,16

0,34

50,44

1,50

2010

90,9

0,81

0,23

0,58

46,2

1,75

8а

2010

88,1

0,52

0,16

0,36

49,7

1,92

2010

89,7

2,17

0,51

1,66

39,0

1,72

В целом

по мес-

торож-

дению

2010

90,2

9,8

3,8

6,0

56,2

1,96

5.6.7

Расчетные показатели применения технологии

разработки месторождения Медвежье

с закачкой азота

пласт

Экспериментальный

участок

Прогноз

добычи низконапорного газа

на

завершающей стадии разработки

оценка промышленной

конечной газоотдачи проводились

на

сеточной

модели, учитывающей

двухмерную

фильтрацию газа

неоднородной пори-

стой среде

двухмерную

стационарную фильтрацию жидкости

водонос-

ной

зоне пласта.

Количественная

оценка вытеснения газа

свободном состоянии

и за-

щемленного

из

обводненной зоны пласта контрагентом (азотом)

при сни-

жающемся пластовом давлении проводилась

приближенной постановке

для условий однофазной фильтрации

на

базе балансовых соотношений.

Количественные характеристики вытеснения метана азотом взяты

из экс-

периментальных исследований, изложенных

разделе 5.6.1.

Расчеты проведены

на

примере условно выделенного эксперименталь-

ного участка месторождения Медвежье. Полученные количественные соот-

ношения

процентах перенесены

экспериментального участка

на все

месторождение,

предположении адекватности рассматриваемого процесса

для извлечения остаточных запасов низконапорного газа

(при

пластовом

давлении ниже

МПа)

на

заключительной стадии разработки.

Сеточная модель газовой области экспериментального участка имела

переменные фильтрационно-емкостные параметры

по

площади

со

следу-

ющими

характеристиками:

Начальные

геологические запасы Огеол.мп' млрд- м

Начальный

газонасыщенный поровый объем плас-

та

Угазонас'

МЛН

м3

Термобарические условия:

начальное пластовое давление 11,57 МПа

начальная

пластовая температура 27 °С (300 К)

коэффициент

сверхсжимаемости газа 0,960

Объемный коэффициент газа (FVF) 0,0086

/м

Газонасыщенность:

начальная

0,75 (а,,)

остаточная

0,25

Условные границы выделенного участка принимались непроницае-

мыми.

Сеточная модель водоносной области имела аналогичные границы,

со-

ответствующие газовой части залежи,

характеризовалась переменными

фильтрационно-емкостными

параметрами

по

площади.

На ее

границах

за-

давалась функция притока воды, полученная

из

общего решения уравнения

Ван-Эвердингена

Херста

(стационарный приток воды

укрупненной

скважине).

На

сеточной модели экспериментального участка были заданы

скважины

фактическими дебитами

рассмотрены

две

технологии дораз-

работки.

614

Традиционная

технология

доразработки

на

"истощение"

На

начало расчетов принимались следующие основные технологические

показатели

разработки:

Суммарный

отбор газа

из

пласта

0,645

(?„„„„„,

млрд.м

(64,5 %

от

начальных геологичес-

ких

запасов)

Среднее пластовое давление

по

залежи

4,97

МПа

Поровый

объем пласта, занятый водой

0,131 V

rajol)iic

млн.

(13,1

% от

начального порового

объема)

Остаточные запасы низконапорного газа

0,335

O^,^,

млрд.м

(35,5 %

от

начальных геологических

запасов)

том

числе:

объем защемленного газа

(а,^ =

0,25+0,4)

0,021 Q^^,

млрд.

Прогнозные

расчеты добычи низконапорного газа проведены

на 20

лет

(рис.

5.72).

Структура остаточных запасов низконапорного газа

во

времени,

включая защемленный

газ,

показана

на

рис.

5.73. Как

видно,

объ-

ем защемленного газа

пласте возрастает

с 0,021 (1-й год

прогноза)

до

0,065

гтма

(20-й год

прогноза).

Промышленная

газоотдача получена

при

условии модернизации

ком-

прессорных

агрегатов

ДКС и их

переобвязки

в три

ступени, обеспечива-

ющие минимальное давление

на

приеме

0,5

МПа.

При

этих условиях

про-

гнозный

период доразработки

обеспечением подачи газа

магистраль-

ный

газопровод составляет

лет. Суммарная добыча газа

— 91,7% от на-

чальных геологических запасов

(см. рис.

5.72).

Далее доразработка пласта продолжается

использованием низкона-

порного

газа

на

местные нужды.

Конечная

газоотдача получена

при

условии подъема

ГВК в

зоне

(эксплуатации)

расположения скважин

до 50 м. При

этих условиях предпо-

100

4 6 8 10 12 14 16 18 20

Время

разработки,

годы

Рис.

5.72.

Добыча

низконапорного

газа

по

традиционной

технологии

на

режиме

истощения.

Коэффициент

газоотдачи

на

дальний

транспорт

91,70 %

Конечное

пластовое давление,

МПа:

зоне эксплуатации

0,85

среднее

по

залежи

1,7

Давление

на

устье,

МПа 0,50

Давление

на

входе

ДКС, МПа...

0,49

Период

доразработки,

лет 18

Коэффициент

конечной газоот-

дачи

93,50%

Пластовое давление забрасыва-

ния,

МПа:

зоне дренирования

0,3

среднее

по

залежи

Давление

на

устье,

МПа 0,44

Период

доразработки,

лет 20

615

100

5,9

90,1

6,5

1.0

74,1

7,6

67,4

6I.S

»,•>

56,1

51,7

47,»

10,4

44,4

11,0

41,3

11,5

3*,l

11,1

36,3

lit

33,7

30,6

14,0

11,4

15,9

30,5

11.4

l»,4

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 IS 16 17 18 19 20

Время

разработки,

годы

Рис.

5.73. Динамика структуры остаточных запасов низконапорного газа в процессе разработки участка.

Газ:

/ — защемленный, 2 — свободный

латается, что все эксплуатационные скважины (расположенные в макси-

мальной изопахите 50 и меньше)

будут

обводнены и разработка месторож-

дения

закончена.

По

расчетам к этому времени (20-й год прогноза) пластовое давление в

зоне

эксплуатации составит около 0,3 МПа, а среднее по залежи - 1 МПа.

Суммарная добыча газа из пласта за полный срок разработки (с уче-

том прогноза) составит 93,5 % от начальных геологических запасов (см.

рис.

5.72).

Неизвлекаемые запасы газа (защемленный газ) составят в целом по

экспериментальному

участку

(см. рис. 5.73) 6,5 % от начальных геологичес-

ких запасов, в том числе:

В обводненной зоне пласта (а = 0,25+0,4) 5,85% от начальных геологических запасов

В свободном состоянии (ОЦ) = 0,75) 0,65% от начальных геологических запасов

Рекомендуемая

технология

доразработки

закачкой

азота в

пласт

Физическая

сущность предлагаемой технологии заключается в более эф-

фективной

доразработке на "истощение", благодаря вытеснению как за-

щемленного газа, так и свободного низконапорного газа. Закачиваемый в

пласт азот обладает вязкостью на два порядка меньшей вязкости воды.

Поэтому при наличии дополнительного градиента давления, создаваемого

нагнетанием азота, этот флюид движется по фильтрационным каналам, где,

с одной стороны, выше абсолютная проницаемость пористой среды, а с

другой

— выше содержание защемленного газа, имеющего, как и азот,

существенно меньшую вязкость по сравнению с водой. При этом также

повышается эффективность отбора низконапорного газа в свободном со-

стоянии

(раздел

5.6.1).

На

начало закачки азота в пласт суммарный отбор газа из пласта

принимался

таким же, как и при традиционной технологии доразработки

на

"истощение" (64,5 % от начальных геологических запасов). Соответст-

венно

остаточные запасы низконапорного газа (при пластовом давлении

5 МПа) составляли 35,5 % от начальных геологических запасов, в том числе

объем защемленного газа (а,,,-,. = 0,25+0,4) — 0,021

0^^.^.

Прогнозные

расчеты добычи низконапорного газа проведены при

аналогичных годовых отборах газа, но с одновременной закачкой в пласт

азота в течение первых 13 лет доразработки на "истощение". Затем закач-

ка

азота в пласт прекращалась, и расчеты продолжались до полного об-

воднения

залежи.

Объемы закачки азота в пласт (суточные) через 10 скважин при сни-

жающемся пластовом давлении показаны в табл. 5.25.

По

балансовым соотношениям для условий однофазной фильтрации

при

снижающемся пластовом давлении рассчитаны:

динамика

прокачки через обводненный пласт азота (табл.

5.26);

динамика

извлечения защемленного газа из обводненного объема пла-

ста (табл.

5.27);

динамика

остаточных объемов защемленного газа на период прокачки

азотом обводненной зоны пласта (табл. 5.28 и рис.

5.74);

динамика

остаточных объемов свободного низконапорного газа в пе-

риод закачки азота в пласт (табл. 5.29 и рис.

5.75);

617

Таблица

5.25

Параметры

работы

нагнетательных

скважин

Годы закачки

азота в пласт

8-13

Давление, МПа

пластовое

4,97

4,68

4,22

3,92

3,63

3,43

3,14

2,94-2,35

нагнетания

5,88

5,69

5,39

4,90

4,71

4,41

4,22

3,92-3,14

Репрессия на

пласт, МПа

0,69

0,70

0,71

0,73

0,78

0,92

0,98

Средний дебит

нагнетания,

тыс.

/сут

100

150

200

250

280

600

320

350

Таблица

5.26

Динамика

прокачки

обводненного

объема

пласта

азотом

Го-

ды

Пласто-

вое дав-

ление,

МПа

4,97

4,59

4,24

3,92

3,63

3,36

3,14

2,94

2,75

2,60

2,46

2,33

2,23

FVF,

/м

0,0200

0,0217

0,0235

0,0254

0,0275

0,0296

0,0318

0,0339

0,0361

0,0383

0,0404

0,0426

0,0447

' В скобках —

данные).

Обводнение залежи

13,1

14,4

15,6

16,9

18,1

19,3

20,5

21,7

22,9

24,1

25,2

26,3

27,5

поровый объем

пласта,

водой,

«о =

0,75

316,6

348,0

377,0

408,4

437,4

466,4

495,4

524,4

553,4

582,4

609,0

635,6

664,6

занятый

млн.

0,25

105,5

116,0

125,6

136,1

145,8

155,5

165,1

174,8

184,5

194,1

203,0

211,8

221,5

коэффициент

извлечения

Закачка азота в

годо-

вая,

млн.

360

540

720

900

1000

1100

1150

1250

пласт

поровый объем

пласта,

азотом,

годо-

вой

7,2

11,7

16,9

22,9

27,5

32,6

36,6

42,4

45,1

47,9

50,5

53,3

55,9

защемленного газг

занятый

млн.

суммар-

ный

7,2

18,9

35,8

58,7

86,2

118,8

155,4

197,8

242,9

290,8

341,3

394,6

450,5

Объем на-

гнетания

азота в об-

водненную

зону пласта,

объем пор'

0,07(0,13)

0,16(0,30)

0,29(0,46)

0,43(0,55)

0,59(0,60)

0,76(0,60)

0,94(0,60)

1,13(0,60)

1,34(0,60)

1,50(0,60)

1,68(0,60)

1,86(0,60)

2,00(0,60)

(экспериментальные

динамика

удельного расхода азота на добычу низконапорного газа в

период закачки азота (табл. 5.30).

Из

анализа расчетов следует, что на конец 13-го года закачки азота в

пласт при принятой стратегии добычи низконапорного газа:

обводненный

поровый объем пласта (27,5 % от начального порового

объема) промывается азотом дважды (см. табл. 5.26);

суммарный остаточный объем защемленного газа снижается на 60 %

(см.

табл. 5.28 и рис. 5.74), т.е. 60 % ранее защемленного газа переводится в

свободное состояние и может быть добыто в процессе дальнейшей дораз-

работки (см. табл. 5.27);

суммарные остаточные объемы свободного низконапорного газа (без

защемленного) возрастают приблизительно в 2 раза (см. табл. 5.29 и рис.

5.75), однако содержание азота в этом объеме достигает 13 %.

Таким

образом, эффективность доразработки пласта по сравнению с

традиционной

разработкой на "истощение" повышается. Период подачи

618

Таблица 5.27

Динамика извлечения защемленного, газа из

обводненного

объема пласта

при прокачке азотом

Годы

Всего

Годовая

закачка

азота

пласт,

млн.

360

540

720

900

1000

1100

150

1250

13270

Коэффи-

циент

из-

влечения

защемлен-

ного

газа

0,13

0,30

0,46

0,55

0,60

Объем

свободного газа, млн. м

годовой

защемлен-

ный

газ, пе-

реведенный

свободное

состояние

162

331

495

600

660

690

750

7485

азот

313

378

389

405

400

440

460

500

750

5 785

суммарный

защемлен-

ный

газ,

переведен-

ный

в сво-

бодное

состояние

209

540

1035

1635

2295

2985

3735

4485

5235

5985

6735

7485

азот

313

691

1080

1485

1885

2325

2 785

3285

3785

4285

4 785

5285

5 785

Таблица

5.28

Динамика остаточных объемов защемленного газа в период прокачки азотом

обводненной

зоны пласта

Годы

Объемы

защемленного газа, млрд. м

до

закачки

азота

пласт

5,9

6,5

7,0

7,6

8,1

8,7

9,3

период закачки азота

пласт

защемленный

газ,

переве-

денный

в сво-

бодное

сос-

тояние

0,0

0,2

0,5

1,0

1,6

2,3

3,0

собственно

защемлен-

ный

5,9

6,3

6,5

6,6

6,5

6,4

6,3

Годы

Объемы

защемленного газа, млрд. м

до

закачки

азота

пласт

9,8

10,4

11,0

11,5

12,1

12,6

период закачки азота

пласт

защемленный

газ,

переве-

денный

в сво-

бодное

сос-

тояние

3,7

4,5

5,3

6,0

6,7

7,5

собственно

защемлен-

ный

6,1

5,9

5,7

5,5

5,4

5,1

газа в магистральный газопровод увеличивается на 5 лет, а полный срок

разработки пласта — на 7 лет (рис.

5.76).

Промышленная

газоотдача увеличивается с 91,7 до 95,5 %, т.е. на 3,8 %

от начальных геологических запасов газа.

Конечная

газоотдача увеличивается с 93,5 до 97,4 %, т.е. на 3,9 % от на-

чальных геологических запасов газа.

Неизвлекаемые запасы газа (защемленный) в целом по эксперимен-

тальному

участку

снижаются с 6,5 % от начальных геологических запасов

газа до 2,6 % от начальных геологических запасов, в том числе:

619

'Vdirw

*«7П»г

rtovuvt

эпнъоштиэо