Особенности скважинной добычи нефти игаза
в условиях Западной Сибири
8.1 Особенности геологического строения залежей
Бурный рост добычи газа и газоконденсата на месторождениях Севера Западной Сибири настойчиво требует ввода в эксплуатацию залежей с худшими фильтрационными и емкостными характеристиками, с небольшими этажами газоносности и наличием нефтяных оторочек [10]. В этих условиях существующие апробированные схемы разработки, техника и технологии бурения и добычи уже не могут в полной мере удовлетворять все возрастающим экономическим, технологическим и экологическим требованиям.
Одним из перспективных путей повышения эффективности добычи углеводородного сырья из месторождений является использование скважин, вскрывающих продуктивный пласт горизонтальным или субгоризонтальным забоем. Подавляющее большинство залежей углеводородов (нефти, газа и газоконденсата) в Западно-Сибирском регионе приурочено к трем нефтегазоносным комплексам: апт-сеноманскому, неокомскому и юрскому.
Основной апт-сеноманский продуктивный комплекс перекрывается мощной толщей (до 800 м) глин турон-олигоценового возраста. Комплекс представлен часточередующимися слабоцементированными песчанниками и алевролитами с невыдержанными по простиранию прослоями глин континентального происхождения. Глубина залегания продуктивной толщи достигает 650-1250 м. Песчаники характеризуются хорошими коллекторскими свойствами: открытая пористость колеблется от 19 до 38 %, проницаемость достигает до 1-3 мкм2, что обеспечивает возможность получения высоких рабочих дебитов, порядка 1,0-1,5 млн. м3/сут. Залежи газа в основном пластово-массивного типа, их толщина колеблется в широких пределах от единиц до сотен метров.
Неокомский комплекс сложен чередующимися песчаниками, алевролитами и глинами, которые характеризуются резкой литологической изменчивостью по площади и разрезу. Комплекс залегает на глубинах до 3400 м и представляет собой чаще всего чередующиеся газоконденсатные пласты с нефтянной оторочкой или без нее, толщиной 10 – 40 м. Пористость песчанников обычно колеблется в пределах 12 –25 %, проницаемость до 0,2 мкм2.
Отложения юрского комплекса в северной части провинции залегают на глубинах более 3000 м. В основном это маломощные пласты, с низкой пористостью и проницаемостью, часто тектонически или литологически экранированые, со значительной степенью неоднородности.
В настоящее время на Севере Западной Сибири в стадии разработки находятся шесть газоконденсатных месторождений: Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Комсомольское, Юбилейное и Вынгапуровское. Первые три из них являются уникальными по запасам газа. Готовятся к разработке Харасавэйское, Ямсовейское, Заполярное, Песцовое, Бованенковское и другие месторождения.
Стратегия ввода в эксплуатацию залежей газа и газоконденсата на первом этапе освоения северных районов предопределила первоочередной ввод крупнейших и уникальных месторождений, отличающихся высоким коллекторскими свойствами и, как следствие, высокой продуктивностью скважин. В этих условиях центрально – групповая схема размещения кустов ВС (Медвежье, Вынгапуровское), а позднее ННС (Уренгойское, Ямбургское, Комсомольское) вполне оправдывала себя.
Большинство подготавливаемых к разработке новых месторождений уже не обладают теми характеристиками, которые отмечались на супер-гигантах типа Уренгойского. Так, например, на северном куполе Комсомольского месторождения (сеноманская газовая залежь) эффективная газонасыщенная толщина не превышает 20 м. В результате чего, несмотря на высокие фильтрационные характеристики, рабочие дебиты эксплуатационных скважин не могут превышать 200 тыс. м3/сут. Аналогичная ситуация наблюдается на Ямбургском месторождении. В настоящее время Медвежье и Вынгапуровское месторождения находятся на завершающей стадии эксплуатации. Уже отобрано из каждой залежи более половины подсчитанных запасов углеводородов. Активное проявление водонапорного режима привело к интенсивному вторжения пластовой воды в газовые залежи.
В последнее годы, в практике разработки нефтяных и газовых месторождений, как в нашей стране, так и за рубежом, все более широкое применение находит вскрытие продуктивных пластов горизонтальным забоем. Применительно к условиям газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири такая схема целесообразна в следующих случаях:
- для залежей с низкими фильтрационными характеристиками с целью повышения продуктивности скважин;
- для водоплавающих залежей с малыми этажами газоносности с целью предотвращения подтягивания конусов пластовой воды и обводнения скважин;
- для маломощных валанжинских залежей с целью увеличения добычи газа и конденсата;
- для добычи нефти из нефтяных оторочек.
8.2 Количество скважин в кусте и вскрытие пластов
Существующая практика бурения ННС на сеноманские продуктивные отложения газовых месторождений севера Тюменской области предполагает отклонение забоя от вертикали на кровлю пласта 200-250 м, максимум 300 м. Учитывая объемы дренирования в пределах одной кустовой площадки, обычно располагают от 3 до 6 эксплуатационных скважин. Причем количество скважин должно сокращаться с уменьшением толщины пласта. Так, например, технико-экономические расчеты, проведенные для эксплуатационных участков 9 и 10 юго-западной части Ямбургского месторождения (сеноманская газовая залежь), показывает, что проектный дебит 350 тыс. м3/сут может быть достигнут только при условии размещения двух ННС в кусте. Для добычи принятых 6,7 млрд. м3 газа в год, согласно проекту разработки потребуется 60 скважин (30 кустов). Переход к вскрытию продуктивных горизонтов ГС для маломощных сеноманских залежей или их участков позволит резко снизить опасность подтягивания конусов воды, значительно увеличить дебиты скважин и объемы дренирования, вовлечь в разработку запасы периферийных участков залежи при значительном сокращении затрат на строительство и эксплуатацию скважин.
Расчеты показывают, что в случае вскрытия пласта горизонтальным забоем, например, при длине хвостовика 300 м и отклонении на кровлю пласта 250 м объем дренирования залежи из трех скважин увеличивается в 4,5 раза по сравнению с кустом из двух наклонно-направленных скважин. Как известно, интенсивность образования конусов подошвенной воды пропорциональна величине депрессии на пласт. По длине интервала перфорации в несколько сотен метров депрессия на пласт для условий сеноманских залежей уменьшится до десятых долей атмосферы, что практически сведет к нулю опасность конусообразования.
Высокая продуктивность ГС накладывает ограничения на их количество в пределах одной кустовой площадки. Для условий сеноманских залежей рациональным числом скважин в кусте следует признать три [10].
8.3 Технологические показатели разработки
Эффективность горизонтального бурения и эксплуатации газовых залежей целесообразно оценить на конкретном примере. Для этого выбран участок Ямбургского месторождения между Ямбургским и Харвутинским поднятиями, характеризующийся достаточно большой площадью газоносности (более
700 км2) и малой толщиной продуктивного горизонта (средняя газонасыщенная толщина составляет порядка 20 м) [10].
ТюменНИИгипрогазом в 1989 г. выпущен проект разработки этой части залежи, которым предусмотрено разместить здесь два эксплуатационных участка с общим объемом годовой добычи 6,7 млрд. м3/год. Проектом предусмотрено строительство 60 эксплуатационных скважин со средним дебитом 350 тыс. м3/сут, сгруппированных по две единицы в кусте. Способ разбуривания – наклонно-направленные скважины. Отклонение от вертикали 250 м. Средняя глубина скважин составляет 1200 м. Условны диаметр эксплуатационной колонны принят равным 168 мм, лифтовой – 114 мм.
В результате анализа исследований разведочных скважин для этой части залежи приняты достаточно большие для сеномана фильтрационные коэффициенты, а именно:
, 
,
что в 2-3 раза превышает коэффициенты по собственно Ямбургскому и Харвутинскому участкам.
Расчеты, проведенные для условий ГС на этих участках, позволяют обосновать уменьшение фильтрационных коэффициентов примерно в четыре раза. В результате этого средний рабочий дебит скважины может быть увеличен до 1 млн. м3/сут. Число скважин в кусте при этом увеличивается до трех, общее количество скважин уменьшается до 19, т.е. в три раза. Количество кустовых площадок уменьшается до 6 против 30 по проекту. Ограничивающим фактором при бурении ГС с диаметром эксплуатационной колонны 168 мм являются потери давления по стволу скважины. Если в первом варианте (ННС) они составляют 0,6 –1,1 МПа, то во втором (ГС) – 1,9–2,3 МПа. В результате этого срок бескомпрессорной эксплуатации сокращается с 9 до 5 лет. Очевидно, при бурении ГС необходима телескопическая конструкция скважины, состоящая из вертикального и наклонного участков большого диаметров и горизонтального хвостовика.
Экономический эффект от внедрения данного горизонтального способа строительства скважин достигается за счет уменьшения количества эксплуатационных скважин, размещаемых на месторождении, и вследствие этого сокращения капитальных вложений в строительство подъездных дорог, промысловых коммуникаций (выкидных линий), а также сокращения производственных затрат на их содержание и обслуживание. В результате расчетов установлено, что, в случае горизонтального разбуривания и эксплуатации залежи, объем капитальных вложений в обустройство снизится в четыре, а эксплуатационные затраты – в два раза по сравнению с существующей практикой наклонно-направленного бурения.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1 Расскажите о истории возникновения ГС
2 Перечислить проблемы строительства ГС
3 Перечислить основы экономической эффективности строительства ГС
4 Указать перспективы строительства и проектирования ГС
5 Пояснить основные термины ГС, дать определения
6 Определение притока к совершенной и несовершенной ГС
7 Перечислить требования к конструкции и внутрискважинному оборудованию ГС
8 Рассказать о первичном и вторичном вскрытии, освоении ГС
9 Перечислить разновидность исследований ГС и их назначение
10 Рассказать о методе установившихся отборов
11 Рассказать о методе карт изобар
12 Рассказать о методе восстановления давления
13 Рассказать о методе гидропрослушивания
14 Рассказать о методе подкачки газа
15 Рассказать о метод мгновенного подлива жидкости
16 Рассказать о акустико-гидродинамический методе
17 Перечислить пути повышения эффективности проведения исследова-
ний ГС в процессах строительства и эксплуатации
18 Рассказать о ППД. Указать методы и применяемые схемы
19 Перечислить применяемые источники нагнетаемой воды для ППД
20 Перечислить физико-химические методы воздействия на ПЗП
21 Объяснить обработку скважин соляной кислотой
22 Объяснить термокислотную обработку скважин
23 Объяснить процесс торпедирование скважин
24 Объяснить сущность гидравлического разрыва пластов
25 Рассказать о природе движения ГЖС, структуре ГЖС в лифте, скорости ГЖС
26 Определение притока к одиночной горизонтальной скважине
27 Указать зависимости дебита скважины от протяженности
горизонтального ствола
28 Оценить влияние длины горизонтального участка на показатели
эксплуатации ГС
29 Перечислить особенности эксплуатация скважин УШСН
30 Перечислить особенности эксплуатации скважин УЭЦН
31 Перечислить особенности газлифтной эксплуатации
32 Назвать основные виды текущего ремонта скважин
33 Назвать основные виды капитального ремонта скважин
34 Объяснить достоинства и недостатки использования колтюбинговых
установок для ремонта скважин
35 Указать особенности геологического строения продуктивных залежей
Севера Тюменской области
36 Рассказать о применении ГС на месторождениях Севера Западной Сибири
РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА
1. Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. – М.: Недра, 2001. – 198 с.
2. Чичеров Л.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. / Учебное пособие для вузов. – М.:Недра, 1983. – 312 с.
3. Семенцов Г.Н., А.И. Акульшин, В.С. Бойко и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых скважин / Справочник. – Ужгород: Карпати,
1985. – 232 с.
4. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., А.И. Булатов, В.Г. Гераськин. Строительство наклонных и горизонтальных скважин. – М.: Недра, 2000. – 262 с.
5. Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа / Учебник для вузов. – М.: Недра, 1984. – 464 с.
6. Григорян Н.А. Бурение наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров. – М.: Недра, 1974. – 240 с.
7. Молчанов А.А., Лукьянов Э.Е., Рапин В.А. Геофизические исследования горизонтальных нефтяных скважин. / Учебное пособие для вузов. – СПб.: ООО «Спутник», 2001. – 299 с.
8. Зайцев Ю.В., Балакиров Ю.А. Технология и техника эксплуатации нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 1986. – 302 с.
9. Кочетков Л.М. Методы интенсификации процессов выработки остаточных запасов нефти. – Сургут: РИИЦ «Нефть приобья», 2005. – 112 с.
Ремизов В.В., Лапердин А.Н., Маслов В.Н. и др. Перспективы бурения и эксплуатации скважин с горизонтальным забоем на газовых и газоконденсатных месторождениях севера Тюменской области. / Обз. информ. – М.: ИРЦ Газпром, 1995. – 46 с.