Анализ изменения положения ГВК в результате продвижения воды в залежь

Анализ изменения положения ГВК в результате продвижения воды в залежь. Для контроля за поведением водоносного бассейна и продвижением пластовых вод в залежи проводятся промыслово-геофизические и гидрохимические исследования.

Промыслово-геофизические исследования включают временные замеры нейтронного гамма-каротажа НГК и импульсного нейтрон-нейтронного каротажа ИННК . Гидрохимический контроль за внедрением пластовых вод в залежь осуществляется на основе анализов проб жидкости, выносимой эксплуатационными скважинами.

Для сеноманских продуктивных отложений за текущее положение ГВК следует принимать зону, где газонасыщенность коллектора равна 40 , т.е. обводненным об емом залежи считается зона, где газонасыщенность менее 40 . Результаты интерпретации геофизических исследований в наблюдательных скважинах и в скважинах, выходящих из бурения, заносятся и хранятся в базе данных. По данной информации строятся графики изменения положения ГВК от времени по скважинам с учетом литологии об екта. Для построения карт текущего положения ГВК определяется под ем контакта на одну дату по всем скважинам по этим графикам см.рис.2.7.1 Рис. 2.7.1. Таблица 2.7.1. Годы разработки Вторжение воды млрд .куб Подъем ГВК м Обводнение залежи Всего Экспл Всего Экспл Всего Экспл 1988 4 4 0.1 0.2 0.1 0.1 1994 94 82 2.3 3.5 2.1 2.3 1995 118 102 2.9 4.3 2.6 2.9 1996 144 124 3.5 5.3 3.2 3.5 1997 172 148 4.2 6.3 3.8 4.2 1998 203 175 5.0 7.4 4.5 5.0 1999 236 202 5.8 8.6 5.2 5.8 2000 270 232 6.6 9.8 5.9 6.6 2001 306 262 7.5 11.1 6.7 7.5 2002 342 292 8.4 12.4 7.5 8.3 2003 379 323 9.3 13.7 8.3 9.2 2004 416 354 10.2 15.0 9.1 10.1 2005 453 385 11.1 16.3 10.0 11.0 2006 490 416 12.0 17.6 10.8 11.9 2007 527 447 13.0 19.0 11.6 12.7 2008 564 478 13.9 20.3 12.4 13.6 2009 601 508 14.8 21.6 13.2 14.5 2010 638 539 15.7 22.9 14.0 15.4 Пластовые давления и подъемы ГВК по годам разработки по результатам по кустам скважин УКПГ-2 представлены в таблицах 2.7.2. и 2.7.3. Таблица 2.7.2. Годы 1996 1996 2000 2005 2010 Кусты Рплас Нгвк Рплас Нгвк Рплас Нгвк Рплас Нгвк Рплас Нгвк 202 70.1 0.1 67.0 0.1 47.7 0.2 36.4 0.4 29.0 0.6 203 69.4 0.4 66.8 0.4 47.4 0.8 36.0 1.4 29.0 2.1 205 70.3 16.0 67.7 17.7 49.1 33.0 38.7 53.4 32.0 72.5 207 7.02 4.6 66.8 5.1 48.1 9.5 37.0 16.0 30.1 22.7 208 69.1 5.1 66.6 5.6 47.5 10.4 36.9 17.5 30.2 24.7 209 69.7 5.6 67.2 6.2 48.3 11.6 38.0 19.5 31.4 27.4 210 69.7 2.8 66.8 3.1 47.7 5.7 35.9 9.7 28.8 13.8 211 69.1 4.7 66.1 5.1 47.3 9.5 36.9 15.8 30.3 22.2 212 69.3 6.6 66.9 7.2 48.4 13.6 38.1 22.8 31.7 32.1 213 70.7 5.6 67.7 6.2 50.4 11.4 40.1 18.9 33.4 26.5 214 70.7 8.2 67.6 9.0 49.2 16.7 38.8 27.6 32.2 38.5 215 71.0 7.6 68.3 8.4 50.0 15.7 39.9 26.2 33.4 36.6 216 70.6 11.3 68.2 12.4 51.8 22.7 42.6 36.5 36.3 49.6 Одиночные скважины Таблица 2.7.3. Годы 1996 1996 2000 2005 2010 Скваж Рплас Нгвк Рплас Нгвк Рплас Нгвк Рплас Нгвк Рплас Нгвк 25 70.7 8.0 68.4 8.8 49.3 16.7 38.3 28.0 31.5 39.2 2.8 Прогноз основных показателей разработки на период до2010 года Прогноз основных показателей разработки на период до2010 года представлен в таблице 2.8.1. Таблица 2.8.1. Годы разработки Текущие запасы газа млрд .куб Годовая до- быча Добы-ча газа с начала разработки Отобрано с началаразра-ботки Вторжение во- ды млрд .куб Подъем ГВК м Обводнение залежи Давление плас- товое ата Давле- ние устьевое ата Всего Экспл млрд.куб млрд.куб Всего Экспл Всего Экспл Всего Экспл Всего Экспл 1988 538 411 64.5 64.5 11.06 4 4 0.1 0.2 0.1 0.1 108.8 108.0 91.6 1994 375 281 28.9 252.6 43.33 94 82 2.3 3.5 2.1 2.3 79.3 77.6 66.0 1995 352 264 25.6 278.2 47.72 118 102 2.9 4.3 2.6 2.9 75.3 73.6 62.5 1996 328 245 26.9 305.1 52.33 144 124 3.5 5.3 3.2 3.5 70.8 69.0 58.1 1997 302 224 28.0 333.1 57.13 172 148 4.2 6.3 3.8 4.2 66.0 64.0 53.1 1998 276 204 28.0 361.1 61.93 203 175 5.0 7.4 4.5 5.0 61.1 59.0 47.9 1999 252 185 28.0 389.1 66.74 236 202 5.8 8.6 5.2 5.8 56.5 54.3 43.0 Продолжение табл.2.8.1. Годы разработки Текущие запасы газа млрд .куб Годовая до- быча Добы-ча газа с начала разработки Отобрано с началаразра-ботки Вторжение во- ды млрд .куб Подъем ГВК м Обводнение залежи Давление плас- товое ата Давле- ние устьевое ата Всего Экспл млрд.куб млрд.куб Всего Экспл Всего Экспл Всего Экспл Всего Экспл 2000 232 170 25.5 414.6 71.11 270 232 6.6 9.8 5.9 6.6 52.7 50.6 40.8 2001 216 158 22.3 436.9 74.93 306 262 7.5 11.1 6.7 7.5 49.7 47.7 38.9 2002 203 148 20.0 456.8 78.36 342 292 8.4 12.4 7.5 8.3 47.2 45.3 37.3 2003 191 140 18.2 475.0 81.48 379 323 9.3 13.7 8.3 9.2 45.0 43.2 35.8 2004 181 132 16.8 491.8 84.36 416 354 10.2 15.0 9.1 10.1 43.1 41 4 34.4 2005 171 125 15.7 507.5 87.04 453 385 11.1 16.3 10.0 11.0 41.3 39.7 33.1 2006 163 119 14.7 522.2 89.56 490 416 12.0 17.6 10.8 11.9 39.7 38.2 31.9 2007 155 113 13.9 536.0 91.94 527 447 13.0 19.0 11.6 12.7 38.3 36.8 30.7 2008 148 108 13.1 549.2 94.20 564 478 13.9 20.3 12.4 13.6 36.9 35.4 29.6 2009 141 103 12.5 561.7 96.34 601 508 14.8 21.6 13.2 14.5 35.6 34.2 28.6 2010 134 98 11.9 573.6 98.38 638 539 15.7 22.9 14.0 15.4 34.3 32.9 27.5 2. 9.Краткий анализ работы системы сбора и подготовки газа на УКПГ-2 Установка комплексной подготовки газа УКПГ-2 смонтирована по рабочим чертежам проектного института ЮжНИИГипрогаз г. Донецк и введена в эксплуатацию 22 сентября 1986 года. Сбор газа на УКПГ-2 осуществляется по коллекторной кустовой схеме с 12 кустов газовых скважин рис.2.9.1 Длина коллекторов от 2.5 до 15 км. Газ под давлением поступает в газовые коллекторы кустов, выполненные из труб диаметром 530 13 мм. Прокладка коллекторов выполнена надземно на опорах в пенополиуретановой изоляции толщиной 100 мм с гидроизоляцией полихлорвиниловой пленкой, что обеспечивает в холодный период года снижение температуры газа в протяженных шлейфах не более 3 5 ОС. Подготовка газа к дальнему транспорту на УКПГ-2 заключается в его очистке и осушке до точки росы по влаге минус 10 ОС в теплый период и до минус 20 ОС в холодный период года в соответствии с требованиями ОСТ 5140-93. Осушка газа осуществляется абсорбционным методом с применением в качестве абсорбента диэтиленгликоля ДЭГ . Проектная производительность УКПГ-2 составляет 26.5 млрд м3 год. Природный газ из системы сбора с температурой 10 15 ОС поступает в здание переключающей арматуры установки комплексной подготовки газа ЗПА . На ЗПА осуществляется частичное редуцирование газа перед его подачей во входной коллектор диаметром 1000 мм. Для предотвращения гидратообразования предусмотрена подача раствора метанола на кусты газовых скважин и на узлы редуцирования Рис.2.9.2 Рис.2.9.1. Рис.2.9.2. Из коллектора сырого газа природный газ по трубопроводам диаметром 400 мм поступает на 9 идентичных друг другу технологических линий осушки газа. Сырой газ, пройдя входной кран Dy 400 , с температурой 5 12 ОС и давлением в начальный период эксплуатации до 9 МПа поступает в сепарационную секцию многофункционального абсорбера А-1. Абсорбер состоит из трех секций сепарационной, массообменной и фильтрующей.

В сепарационной секции абсорбера сырой газ за счет резкого снижения скорости и изменения направления потока освобождается от механических примесей и капельной воды с растворенным в ней ингибитором - метанолом.

Отсепарированная жидкость сбрасывается через клапан в разделительные емкости.

Из сепарационной части природный газ поступает в массообменную секцию, где контактирует в противотоке со стекающим по тарелкам абсорбентом - диэтиленгликолем.

Концентрация регенерированного диэтиленгликоля поддерживается на уровне 98.5 98.7 масс а удельная подача 5 8 л тыс м3 . За счет контакта с гликолем газ осушается от влаги до точки росы минус 20 ОС зимой и минус 10 ОС летом, а диэтиленгликоль разбавляется поглощенной водой на 2 3 . Массообменная часть абсорбера состоит из пяти ступеней контакта, каждая из которых состоит из ситчатой тарелки и тарелки с сепарационными центробежными элементами.

Назначение последней заключается в предотвращении массового уноса гликоля на вышележащую тарелку и снижения эффективности процесса массопередачи.

Осушенный газ из массообменной секции поступает в фильтрующую часть абсорбера, где улавливается уносимый потоком газа капельный ДЭГ, и далее в выходной коллектор.

Проектная величина уноса гликоля не должна превышать 15 г тыс м3. В действительности к концу годового срока эксплуатации потери гликоля резко возрастают, что требует проведения ревизии абсорберов, заключающейся в их очистке и перемотке фильтров новым фильтрующим материалом. Уловленный гликоль по трубе сливается на полуглухую тарелку.

Насыщенный гликоль с полуглухой тарелки под собственным давлением направляется в выветриватель, где от него при снижении давления до 3 5 кг см2 отделяется растворенный природный газ, и далее через теплообменник ДЭГ - ДЭГ вводится в среднюю часть десорбера - регенератора.

Регенерация насыщенного гликоля производится методом вакуумной дистилляции под абсолютным давлением 25 35 кПа и температуре 163 165 ОС. Подогрев низа десорбера осуществляется с помощью парового испарителя.

Необходимость снижения давления диктуется склонностью диэтиленгликоля к автоокислению при высоких температурах.

Вакуум в десорбере поддерживается водокольцевыми вакуум-насосами.

Десорбер представляет из себя колонный аппарат, оснащенный 17 колпачковыми тарелками.

Многократный контакт между паром и жидкостью приводит к тому, что паровая фаза обогащается водой, а жидкая - диэтиленгликолем.

С верха десорбера пары воды охлаждаются в воздушном холодильнике и с температурой 20 40 ОС в виде сконденсированной воды сливаются в рефлюксную емкость.

Часть выпаренной воды насосом подается на орошение колонны, а балансовый избыток отводится в промстоки.

Предусматривается также возможность подачи в качестве орошения холодного насыщенного диэтиленгликоля.

Потери диэтиленгликоля с отогнанной водой составляют не более 0.5 . Регенерированный гликоль откачивается насосом через теплообменник ДЭГ - ДЭГ и холодильник в буферную емкость Е-4, откуда насосами высокого давления подается на верх абсорберов.

С течением времени в диэтиленгликоле происходит накопление мехпримесей, окислов железа, продуктов разложения гликоля в виде смол, что вызывает износ оборудования и постепенное забивание фильтров улавливания капельного гликоля абсорберов.

В связи с этим на УКПГ-2 имеется установка очистки ДЭГа от мехпримесей.

Основу установки составляют гидроциклоны - фильтры БГЦ, где под действием центробежных сил и за счет фильтрации происходит частичная очистка циркулирующего ДЭГа. Однако эта установка, несмотря на большую трудоемкость процесса, не позволяет производить комплексную очистку гликоля.

С этой целью в настоящее время делаются проработки очистки гликоля методом дистиляции под глубоким вакуумом.

На УКПГ-2 имеется также установка регенерации метанола, которая в настоящее время не задействована из-за малого объема водометанольного раствора.

Впервые в мировой и отечественной практике строительство установки осуществлялось из блок-понтонов массой от 100 до 450 тонн с полностью смонтированным технологическим оборудованием.

Изготовление понтонов и оснащение оборудованием производилось в Тюмени, после чего блоки транспортировались к месту размещения. Такой метод строительства существенно сократил сроки и объемы монтажных работ, производимых на месторождении. Особенностью работы системы подготовки газа на УКПГ-2 как и остальных УКПГ Ямбургского месторождения является охлаждение газа перед его подачей в межпромысловый коллектор до температуры 0 минус 2 ОС . Необходимость охлаждения обосновывается экологическими требованиями по сохранению ландшафта и условиями устойчивости трубопроводов при прохождении их через участки многолетнемерзлых грунтов.

В связи с этим в зимний период осушенный газ перед подачей в газопровод охлаждается в аппаратах воздушного охлаждения в количестве 24 штук АВО . В летний период для снижения температуры газа используются турбодетандерные агрегаты БТДА-10-13 УХЛ4 производительностью 10 млн м3 сут. Общая эффективность снижения температуры в агрегате составляет 0.8 0.85 ОС атм и обусловлена расширением газа в турбине с совершением работы. В настоящее время на УКПГ-2 монтируется первая очередь дожимной компрессорной станции ДКС , за счет подъема давления на которой будет поддерживаться необходимая добыча и обеспечиваться охлаждение газа до температур 0 минус 2ОС с помощью блока турбодетандерных агрегатов. 2.10. Уточнение срока ввода ДКС на УКПГ-2. Проектом разработки Ямбург 185 , утвержденным протоколом ЦКР N 28 84 от ноября 1984г. срок ввода ДКС определен на седьмой-восьмой год с начала эксплуатации.

Накопленный за период эксплуатации фактический геолого-промысловой матариал позволяет уточнить проектные сроки с учетом реального состояния разработки, направлений магистрального транспорта газа и характеристик головной компрессорной станции ГКС .Согласно схеме расположения УКПГ,внутрипромысловых коллекторов и ГКС транспорт газа с Ямбургского месторождения идет в двух направлениях.

Первое направление на Елец, куда поступает газ с УКПГ-1,2,3,4. Второе направление на Тулу, транспартирующее газ с УКПГ5,6,7.Относительно ГКС УКПГ-2-5, 3-6, 4-7 удалены примерно на одинаковые расстояния составляющие 10,9-11,8 км для УКПГ-2,5, 20-25 км для УКПГ-3-6 и 35-36 км для УКПГ-4,7. Такая схема расположения УКПГ при сопоставимых годовых объемах добычи предполагает примерно одинаковые потери даления во внутрипромысловых коллеторах от УКПГ до ГКС. Проектом придусмотрено строительство ДКС до установки подготовки газа. Поэтому условием, определяющим их ввод, является равенство давлений после системы добычи газа, его сбора и подготовки, внутрипромыслового транспорта и минимального давления на приеме ГКС. В районе любого УКПГ должно соблюдаться следующее равество Рпл t - Рскв t -Ршл t - Рукпг t - Ркол Рmin ГКС где Рпл t - текущее пластовое давление в районе i УКПГ Рскв t - потери давления на забое и в стволе эксплуатационной скважины Ршл t - потери давления в газосборных шлейфах Рукпг t - потери давления в системе подготовки газа Ркол - потери давления в межпромысловых коллекторах.

Поквартальный и годовой анализ динамики потерь давлений от УКПГ до ГКС дает основание для следующих основных заключений 1 в процессе разработки отмечается общая тенденция к снижению потерь давления 2 начиная с середины 1991 г, последние начинают стабилизироваться, что позволяет установить средние величины для системы внутрипромыслового транспорта 3 по мере удаления УКПГ от ГКС потери давления возрастают.

Величина потерь в системе подготовки газа, как показывает опыт разработки всех эксплуатируемых сеноманских месторождений, составляют 0,2 - 0,3 Мпа. В нижеследующей таблице приведены осредненные потери давления УКПГ-2, для оценки сроков ввода ДКС. Таблица 2.10.1. Параметры УКПГ-2 Потери давления в шлейфах и УКПГ,МПа 0,40- 0,55 0,49 Потери давления в меж.промысловом коллекторе,МПа 0,38 Примечание 0,47 - 0,56 - интервал изменений потерь давления 0,55 - средние значения потерь давления Совокупный анализ затрат пластовой энергии в системе внутрипромыслового сбора, подготовки и транспорта газа позволил оценить предельные величины устьевых давлений по УКПГ, обеспечивающих безкомпрессорную добычу газа с учетом возможностей ГКС, оснащенной компрессорными агрегатами ГТН-16 с минимальным давлением на приеме 5,4 МПа. В таблице 2.10.2. приведены значения, ниже которых необходим ввод ДКС. Предельные значения устьевых давлений по УКПГ-2 Таблица 2.10.2. Параметры УКПГ Устьевое давление, МПа 6,3 Используя величины рассчитанных предельных значений на зонной газодинамической модели рассчитаны показатели разработки УКПГ Ямбургского месторождения при проектных уровнях отбора.

Результаты расчета представленные в таблице 2.10.3. показывает, что в пректном варианте разработки на Елецком направлении ДКС потребуется вводить в следующий срок УКПГ-2 декабрь 1996года. Сопоставление проектных и рассчитанных сроков ввода ДКС указывает на некоторые отличия в сторону продления периода безкомпрессонной добычи. Сопоставление сроков безкомпрессорной эксплуатации приведен в таблице 2.10.3. Таблица 2.10.3. Сроки безкомпрессорной экслуатации, годы УКПГ-2 Проектный 7 Расчетный 9 Наблюдаемые отличия являются следствием как геологических тах и технологических факторов. К геологическим относится характер распределения коллекторских свойств и дренируемых запасов. Наиболее рельефно они проявились на УКПГ-2,характеризующейся наибольшими дренируемыми запасами из всех действующих УКПГ,наименьшими затратами пластовой энергии.

Первоочередной ввод этого района в эксплуатацию способствовал вовлечению в активную разработку не только запасов собственно УКПГ-2 и частично УКПГ-3 3.Определение запасов газа в зоне дренирования УКПГ-2 3.1.Определение запасов газа объемным методом Главтюменьгеологией запасы газа сеноманской залежи были подсчитаны по состоянию изученности месторождения на 1.02.83 г. К утверждению представлялись запасы в количестве 3309,2 млрд.м3 по категории В, 2170,7 млрд.м3 по категории С1 и 73,2 млрд.м3 по категории С2. В процессе доразведки запасы были пересчитаны с учетом уточненных структурных построений в северной части залежи, уменьшения средней газонасыщенной мощности на 2 , уточненных ГКЗ СССР коэффициэнтов пористости и газонасыщенности, равных соответственно 0,30 и 0,74. Кроме того, по решению ГКЗ СССР запасы газа переведены из категории В в категорию С1, а запасы газа категории С2 в северной части залежи переведены в категорию С1. 3.1.1 Характеристика исходной информации Исходной информацией для подсчета запасов газа являются результаты геофизических, геохимических исследований, обработки кернов в разведочных, наблюдательных и эксплуатационных скважинах.

Границу залежи устанавливают по градиенту изменения зффективной толщины пласта в профиле не менее чем из трех скважин.

Если этот градиент установить не удается, то линию нулевой толщины проводят по середине расстояния между скважинами, вскрывшими и невскрывшими пласт.

По геологическим параметрам отметки кровли, начального ГВК, пористости, газонасыщенности и песчанистости строятся карты распространения их по площади методами интерполяции.

Для подсчета запасов используются следующие параметры, характерные для данного пласта За величину начального давления принято пластовое давление на плоскости -1120м, рассекающей газонасыщенный поровый объем пополам, которое равно 122.15 атм. Нормальное атмосферное давление принято 1.033 атм, стандартная температура 293 К. Среднее значение пластовой температуры Tпл вычисляется по данным замеров в скважинах для отметки -1120 м и равно 304K. Коэффициент сверхсжимаемости газа Z определяется по экспериментальным кривым, по которым подбирается полином, описывающий его изменение в реальных условиях для постоянных значений пластовой температуры при незначительном содержании примесей в газе. Газ сеноманской залежи метановый 95.4-99.3 с незначительным содержанием азота 0.6-3.73 и углекислого газа 0-1.22 . Сероводород в газе отсутствует.

Относительная плотность газа по воздуху 0.563. Для сеноманской залежи Ямбургского месторождения полином для определения коэффициента сверхсжимаемости имеет вид Z aP bP g где a 0.056, b - 0.0018, g 0.999 Подсчетные параметры отметка кровли, начального ГВК, пористости, газонасыщенности и песчанистости, переменные по площади залежи, используются в подсчете запасов в виде сеточных функций поверхностей . 3.1.2 Площадь газоносности Достоверность определения площади газоносности для массивных залежей, когда коллекторы имеют повсеместное распространение, зависит прежде всего от достоверности структурной карты, построенной по кровле продуктивных коллекторов, а также от точности определения уровня ГВК в залежи.

Использованная в качестве структурной основы при построении карты по кровле коллекторов сеномана сейсмическая карта по опорному отражающему горизонту Г масштаба 1 100 000 выгодно отличается от карты, использованной при подсчетах 1973г. и 1976г во-первых тем, что в основе построения ее лежат характеризующиеся большей точностью детальные работы МОВ ОГТ, во-вторых значительно более высокой точностью структурных построений.

Среднеквадратичная погрешность структурных построений составила -7.4м При принятом сечении изолиний через 25 метров это гарантирует высокую точность определения объема и площади залежи.

По данным разведочных и первых эксплуатационных скважин начальное положение ГВК 2,3,5 фиксировалось в пределах отметок 1157-1176м. В схематическом плане - это плоскость, которая сечет массив залежи по наклону с юго-запада на северо-восток от абсолютных отметок 1162м УКПГ-1,2 , 1164м УКПГ-3,5,6 до 1168-1170 м УКПГ-4,7 . Граница подъема ГВК имеет тесную связь с условиями проницаемости в зоне ГВК. На основе проведенного литолого-фациального анализа в модель ЭВМ внесены параметры коллекторов резервуара залежи.

Фрагмент карты-среза на уровне начального положения гвк в пределах эксплуатационной зоны УКПГ-2 приведен в графическом приложении.

Таким образом, площадь газоносности в пределах контура ГВК составила в целом по залежи - 4879.95 кв.км в том числе площадь категории В - 1442.95 кв.км. площадь категории С1 - 3091.6 кв.км и площадь категории С2 - 345.4 кв.км. Площадь газоносности в пределах эксплуатационной зоны УКПГ-2 составила 484 кв.км по категории С1. 3.1.3.Газонасыщенная мощность коллекторов Определение мощности газонасыщенных коллекторов производилось в каждой скважине по материалам промысловой геофизики с учетом данных вынесенного керна и результатов испытания скважин.

Для удобства обработки промыслово-геофизических материалов по каждой скважине в масштабе 1 200 составлены геолого-геофизические разрезы продуктивной части сеномана.

Увязка керна с каротажем производилась по наиболее четким реперам глинистые, карбонатные пласты, либо мощные пласты чистых песчаников. При увязке керна с каротажем учитывались физические свойства пород.

Выделение проницаемых пластов по данным ГИС производилось по качественным признакам с использованием стандартного комплекса методов микрозондирования, ПС, каверномера, БК, малых зондов БКЗ, НКТ и НГК. По этим методам проницаемые пласты отличаются отрицательными амплитудами ПС, положительными приращениями на микрозондах, наличием глинистой корки против интервалов пластов, повышенными показаниями НГК и НКТ. Из выделенных по названному комплексу интервалов по данным фокусированных и микрометодов исключались карбонатные прослои.

Кроме того для обоснования выделения эффективных мощностей использованы результаты метода двух растворов, проведенного в скв.48, а также новых методов, выполненных в скв.118, 120, 125, 133 и очень интересные результаты проведения газодинамического каротажа в скв.438 однотипной залежи Медвежьего месторождения.

Выделенные с учетом использования вышеуказанных методов эффективные мощности практически ближе к выделяемым по стандартному комплексу и, таким образом, имеется резерв увеличения эффективного объема, который может быть реализован в процессе разработки.

Отбивка кровли и подошвы проницаемых прослоев производилась с точностью 0.2м, таким образом мощность минимальных прослоев составляет 0.4м. Исходя из суммарных газонасыщенных мощностей по скважинам, для определения эффективного объема залежи до ГВК построена карта равных газонасыщенных мощностей.

Поскольку залежь газа массивная, а коэффициэнт песчанистости по скважинам изменяется в довольно узком интервале, то построенная карта равных газонасыщенных мощностей во многом повторяет структурную карту по кровле коллекторов.

По карте равных газонасыщенных мощностей до ГВК1 общепринятым способом путем умножения площади каждой площадки на соответствующую ей среднюю мощность и последующего суммирования объема площадок в соответствии с выделенной категорией запасов, определен объем газонасыщенных коллекторов и средняя газонасыщенная мощность. Площадь каждой площадки определялась планиметрированием в две руки. Значения средней газонасыщенной мощности коллекторов приведены в сводной таблице подсчета запасов. 3.1.4 Коэффициент открытой пористости коллекторов Несмотря на то, что в сеноманских отложениях Севера Тюменской области к настоящему времени выявлено свыше 25 залежей газа с суммарными запасами около 20 трлн.м3, исследованы тысячи образцов керна, проинтерпретированы каротажные материалы многих сотен скважин, достоверное определение одного из важнейших параметров подсчета запасов газа - коэффициэнта пористости остается сложным и трудоемким.

Средняя пористость сеноманской залежи Ямбургского месторождения определена следующими способами 1. По анализам керна всех скважин.

При этом средне взвешенная по мощности пористость составила по старым скважинам, пробуренным до 1976 года - 28,9 , по новым скважинам - 32,5 . 2. Средневзвешенная по 5 скважинам величина пористости, определенная по.интерпретации геофизики - 32 . 3. Пористость, определенная по связи Кп f Рп, составила в среднем 31 . 4. Пористость определенная по зависимости Кп f a пс, равна 31,2 . Все эти значения внесены в информационную базу данных ЭВМ . В настоящей работе для определения коэффициента пористости при расчете на ЭВМ используется следующий метод Кп 15.29 7.88 lg Ро 3.1.5 Коэффициент проницаемости Проницаемость для коллекторов сеноманской залежи Ямбургксого месторождения определялась как в лабораторных условиях по керну, так и по результатам гидродинамических исследований на стационарных режимах фильтрации.

Величины коэффициэнта проницаемости, определенные по результатам газогидродинамических исследований, рассчитывались по следующей формуле К 12.18 х М х Тпл. х Z а х h х Ln х Rк Rcкв, где К - коэффициэнт проницаемости в Дарси м - вязкость газа, сантиПуаз Тпл-пластовая температура, Кельвин Rк- радиус контура испытания h - работающая мощность в интервале перфорации а - фильтрационный коэффициэнт.

Значения проницаемости, полученные данным методом, изменяются в широком диапазоне от 45.8мД R 200м в скважине 1 до 3330.9мД R 200м в скважине 24 Харвутинской площади.

В целом, из анализа имеющихся данных по проницаемости пород-коллекторов сеноманской залежи Ямбургского месторождения следует, что коллекторы сеноманских отложений обладают высокими фильтрационными свойствами, о чем свидетельствуют высокие дебиты газа, полученные при испытании скважин, а также быстрое восстановление статического давления. При расчете на ЭВМ проницаемость определялась по установленной зависимости lg Кпр. -0.06 0.11 Кп.эф. На карте среза показывалось распределение пород по проницаемости. 3.1.6 Коэффициэнт газонасыщенности Наиболее распространенной стандартной методикой определения коэффициента газонасыщенности является оценка его через параметр насыщения с использованием зависимостей Рп f Кп и Рн f Кв. Для определения Кг по стандартной методике необходимо подобрать соответствующую степени насыщенности минерализацию пластовой воды, что является очень сложной задачей.

В то же время накопленный по месторождениям Западной Сибири значительный объем данных по скважинам, пробуренным на нефильтрующихся растворах, свидетельствует, что более достоверные определения Кг можно выполнить по графикам зависимости рп от объемной влажности.

Использование этого способа исключает необходимость определения минерализации и р связанной воды. Расчет величины объемной влажности и коэффициэнта газонасыщенности в среднем для залежи выполнен исходя из использования зависимостей Рп f Wв для двух зон с различной минерализацией внутриконтурных вод по данным скв.41 и дифференциации коллекторов сеномана по литотипам.

Cреднее значение величины газонасыщенности по залежи составило 75.5 . Параллельно выполнены два способа контрольной оценки газонасыщенности 1.С использованием зависимости Ро f Wв, построенной по результатам измерения пористости и удельного электрического сопротивления в камерах высокого давления. 2.Прямым методом по данным керна скважины 41, пробуренной на РНО. По первому способу получена величина средней газонасыщенности коллекторов сеноманской залежи, равная 77.4 . По данным определения остаточной воды по Заксу в керне скважины 41 среднее значение остаточной воды составляет 23.2 среднеарифметическое. Средневзвешенное значение остаточной воды по Заксу для залежи в целом, определенное путем взвешивания средних значений по литотипам коллекторов с учетом суммарной эффективной мощности каждого типа, составило 24.5 . Таким образом, полученные по двум параллельным способам оценки средней газонасыщенности коллекторов сходятся с основной.

Исходя из вышеизложенного, при подсчете запасов газа в сеноманской залежи коэффициэнт газонасыщенности принят на основании определения по зависимости Рп f Wв, полученной экспериментально при минерализации насыщающей воды 17 г л. Определение выплнено для средней пористости коллекторов этой зоны, равной 32 определена по ПС . По результатам выполненных расчетов коэффициэнт газонасыщенности для слабогазонасыщенной зоны принят равныи 0.47. 3.1.7. Начальное и конечное пластовое давление На уровне ГВК пластовое давление в залежи соответствует гидростатическому.

Величина начального Рпл. в каждой исследованой скважине определялась на середину интервала перфорации расчетным путем по статическому давлению на устье остановленной скважины. Учитывая значительную высоту залежи в сеномане 210 м, среднее начальное пластовое давление в каждой скважине было пересчитано на условную поверхность, отстоящую от уровня ГВК на 1 3 высоты.

Эта поверхность находится на гипсометрическом уровне - 1100 м. При подсчете запасов в качестве среднего начального давления принято среднеарифметическое из значений в каждой скважине, приведенных к отметке - 1100 м. Оно равно 117,4 кгс см2 или 113,9 физ.ед. Для подуктивной толщи сеномана по данным исследования проб газа приняты соответственно псевдокритичекое давление, псевдокритическая температура и плотность газа. Устьевая температура принята 0 оС, пластовая - взята по замерам на отметке середины интервала перфорации.

Конечное пластовое давление рассчитывается на момент, когда давление на устье скважины после извлечения промышленных запасов газа составит 1 кгс см2. Величина конечного пластового давления рассчитана по формуле, где е - основание натуральных логарифмов, равное 2.71828 y - плотность газа по воздуху, равная 0.56 Н - средняя глубина скважины до уровня продуктивного горизонта в см, равная 113500см. Отсюда Рк 2.71828 1293 х 10 -9 х 0.56 х 113500 1.082 кгс см2 или 1.06 физ.ат. 3.1.8 Поправка на температуру Вводится в подсчетную формулу для приведения объема газа к стандартной температуре t ст и равна F T t ст. Т t пл где Т - абсолютная температура 273 оК t ст стационарная температура 20 оС t пл средняя пластовая температура в залежи.

Средняя пластовая температура определена по геотермограмме на уровне а.о. -1100м. Отсюда F 273 20 273 27 0.98 Поправки ан и ак на отклонение свойств углеводородных газов от закона Бойля-Мариотта учитывают величину сверхсжимаемости газа при начальных и конечных пластовых условиях а 1 Z и рассчитаны, исходя из среднего состава газа, принятого среднего начального пластового давления в залежи 117.4 кгс см2 и средней пластовой температуры на отметке 1100 м 27 оС или 300 К . Приведенные значения давления и температуры Рпр. и Тпр. определены с учетом средних по залежи значений псевдокритического давления и температуры Рс. и Тс рассчитанных по имеющимся анализам газа и равным Рс 45.72 кгс см2 и Тс 190.49 оК. Отсюда Рпр. 117.4 45.72 2.57 Тпр. 300 190.49 1.57 В соответствии с полученными Тпр. и Рпр. величина Z по графику Брауна составила 0.838 ан 1 0.838 1.19. Величину поправки а к принимаем равной 1, т.к. при Ркр. 1ата, Z практически равен 1. 3.1.9. Суть расчета начальных запасов газа объемным методом на сеточной модели ЭВМ Сущность объемного метода заключается в определении объема сво-бодного газа, приведенного к стандартным условиям, в насыщенных им объемах пустотного пространства пород коллекторов залежи.

Основой метода является построение сеточных функций массивов следующих параметров отметок кровли, начального положения ГВК, коэффициентов пористости, песчанистости и газонасыщенности.

Основные данные по скважинам Ямбургского месторождения, используемые при подсчете запасов газа, определяются по методике, принятой в ТюменНИИГипрогазе.

Сеточная модель позволяет охватить и учесть все факторы, влияющие на разработку, и является ключом решения проблемы оптимизации, регулирования и управления разработкой месторождения она дает надежные результаты по определению показателей разработки на перспективу в условиях интенсивного тобора газа, что особенно важно на крупных месторождениях, так как дает возможность точно определить сроки ввода ДКС, объем дополнительного бурения и своевременно принять меры для повышения газоотдачи залежи.

Для оценки точности подсчета запасов газа объемным методом необходимо знать ошибки определения контура газоносности, начального положения ГВК, пористости и газонасыщенности.

Информация, представляемая ТюменНИИГипрогазом для моделирования, оценивается по точности.

Среднеквадратичные ошибки в определении параметров подсчета запасов газа не превышают допустимых на стадии опытно-промышленной эксплуатации месторождения Задача построения поверхностей параметров пласта делится на два этапа построение триангуляционной сетки и аппроксимация ее равномерной прямоугольной сеткой.

Примененный при моделировании пластов алгоритм триангуляции заключается в следующем. Все точки скважины в области соединяются между собой отрезками. Затем отрезки попарно проверяются на пересечение. Если отрезки пересекаются, то выбирается тот из них, который обеспечивает деление четырехугольника, образованного двумя парами вершин на более равносторонние по указанному выше критерию, другой отрезок становится запрещенным и в дальнейшем сравнении не участвует. Такая выбраковка отрезков позволяет свести зависимость затрат времени Т на триангуляцию от числа точек K 5 24 2 к квадратичной форме Т К , а не факториальной T К Программа отдельно обрабатывает более сложные случаи выбраковки таких, как, например, при соосности отрезков или их паралельности осям прямоугольной области.

Итогом триангуляции является полученный набор разрешенных отрезков, образующих оптимальную по выбранному критерию треугольную сетку, ячейками которой являются произвольные треугольники. Далее на прямоугольной области рассматриваемого пласта строится прямоугольная сетка с числом узлов по вертикали и горизонтали соответственно -93 и 27. Те узлы, которые попадают в одну треугольную ячейку, соответствующую проекции наклонного треугольника в трехмерном пространстве на плоскость прямоугольной области, интерполируются этим треугольником.

После определения во всех узлах прямоугольной сетки значений параметра пласта соответствующая сеточная функция считается построенной и записывается в базу данных.

Таким образом строились все поверхности пластовых параметров. 3.1.10. Расчет начальных запасов газа эксплуатационной зоны УКПГ-2 по сеточным данным на ПЭВМ Формула расчета начальных запасов по сеточным данным имеет вид где aо - коэффициет газонасыщенности Hij - эффективная газонасыщенная толщина Mij - коэффициент пористости ij - узел разностной сетки n - число узлов сетки Pн - начальное пластовое давление z Pн - коэффициент сверхсжимаемости То - стандартная температура Тпл - пластовая температура Ро - атмосферное давление dx - шаг сетки по оси X dy - шаг сетки по оси Y. Cуммирование проводится для всех узлов разностной сетки внутри внешнего контура газоносности. После суммирование по выбранной группе узлов скважин эксплуатационной зоны УКПГ-2 получено значение начальных запасов всего 670.5 млрд.м3, по С1. Таблица 3.1.1. параметров подсчета запасов по разведочным и эксплуатационным скважинам Таблица 3.1.1. N скв. К прон. Абс.отм.кровли Нач. ГВК Н полная Н эффект К прон. х Н эффект К прон. х Н эффект К газ х К пор. х К песч. 1 1.17 967.4 1166 194.4 149.0 174.3 39.6 0.205 2050 1.26 969.1 1163 193.2 172.6 117.4 47.6 0.246 2020 3.00 1026.0 1160 133.6 109.2 3.27 13.7 0.103 2082 1.30 657.3 6161 158.6 157.2 204.3 42.9 0.270 2120 1.76 957.4 1160 191.2 175.2 308.3 50.9 0.268 2030 0.89 1015.0 1165 138.8 128.1 114.0 32.0 0.230 2104 0.66 1004.0 1164 158.2 108.6 71.6 25.1 0.158 2150 1.35 978.2 1163 183.8 129.0 174.1 35.6 0.193 2115 1.11 986.5 1163 176.4 104.6 116.1 27.1 0.153 270 0.97 1024.0 1162 137.4 105.4 102.2 26.9 0.197 2140 1.33 994.6 1163 168.8 136.4 181.4 21.4 0.224 3.1.11. Обоснование категорийности запасов В соответствии со степенью изученности согласно Инструкции по применению классификации запасов к месторождениям нефти игорючих газов 1971г запасы газа в сеноманской залежи классифицированы по категориям В,С1 и С2. К категории В отнесены запасы центральной, наиболее плотно разбуренной и хорошо изученной по параметрам части залежи, в пределах многоугольника в контуре скважин 9, 2020, 24, 2050, 2082, 1, 2099, 2150, 2104, 2140. На этой площади пробурено 20 скважин, в 12 из них отобран керн, в том числе в скв. По керну, отобранному из скважин, расположенных на площади категории В, выполнен основной объем более 75 определений коллекторских свойств, гранулометрического состава, описания в шлифах и других видов лабораторных исследований керна. Нижнее ограничение объема категории В принято по уровню ГВК1, уверенно определяемому по комплексу ГИС и испытанию.

Коллекторы залежи охарактеризованы испытанием в интервале а.о 967-1158.7 м, при этом из общего числа испытания 16 объектов подавляющее большинство приходится на нижнюю половину залежи, где сконцетрированы основные запасы.

Полученные данные испытания достаточно уверенно характеризуют продуктивность коллекторов. Рабочие дебиты в процессе испытаний для узких интервалов перфорации не более 17 м с учетом проведенных работ на вынос порды характеризуются величиной 750 тыс.н.м3 сут. Сравнение продуктивности разведочных и эксплуатационных скважин как на Ямбургском, так на Медвежьем и Уренгойском месторождениях, показывает, что дебиты эксплуатационных объектов значительно выше разведочных, как за счет снятия влияния скин-эффекта, так и за счет расширения работающих интервалов и, как правило, превышая 1 млн.н.м3 сут достигают 2-2.5 млн.н.м3 сут. Химический состав газа на площади категории В, как и залежи в целом стабилен и изучен достаточно полно.

В настоящее время исследования на газоконденсатность в сеноманских залежах не проводятся в виду отсутствия необходимости таковых залежь состоит из сухого газа. В валанжинских же отложениях ежемесячно проводятся плановые газоконденсатные исследования с целью изучения изменения потенциала С5 в залежи во время разработки.

К категории С1 отнесены запасы газа в пределах основной остальной части площади внутри контура ГВК1, учитывая высокую точность сейсмической карты по отражающему горизонту Г , послужившей основой для подсчетного плана.

Так как среднеквадратическая погрешность определения кровли коллекторов сеномана по сейсмике равняется в среднем - 8м, на участках залежи, не охарактеризованных бурением, в пределах контура ГВК1 из категории С1 исключена прилегающая к нему полоса, сответствующая СН 20м, или 2.5 - кратному учету допустимой погрешгости по данным сейсмических построений.

Нижнее ограничение объема категории С1 также принято по уровню ГВК1 и определяется уверенно по ГИС и испытанию.

Площадь категории С1 достаточно плотно изучена бурением.

В комплексе со скважинами категории В в достаточном объеме изучены коллекторские свойства, физико-химическая характеристика газа и другие подсчетные параметры.

В настоящее время к этой категории отнесены и запасы эксплуатационной зоны УКПГ-2, что является сейчас неверным, т.к. площадь зоны практически полностью разбурена. Рекомендуется перевод в категорию В. К категории С2 отнесены запасы нижней, слабогазонасыщенной зоны залежи в пределах контуров ГВК1 и ГВК2. В процессе разработки залежи эта зона служит источником подпитки вышележащих коллекторов.

Сравнение подсчитанных запасов газа с ранее представляемыми в ГКЗ СССР Сравнение запасов газа сеноманской залежи Ямбургского месторождения, подсчитанных в настоящее время с запасами, утвержденными в ГКЗ СССР по состоянию на 1.01.1983г. приведено в таблице. Сравнительно с подсчетными параметрами и запасами, утвержденными ГКЗ СССР в 1986г получены значительные изменения в оценке основных подсчетных параметров и, соответственно, запасов газа промышленных категорий, а также категории С2. Изменения в оценке подсчетных параметров вызваны получением дополнительной информации за прошедший период как по самому Ямбургскому месторождению, так и по аналогичным сеноманским залежам на других месторождениях. После утверждения запасов Ямбургского месторождения в 1986 году на площади эксплуатационной зоны УКПГ-2 пробурено 48 скважин, материалы по которым использованы при пересчете запасов.

Бурение новых скважин, особенно в центральной части залежи, где сконцентрированы основные запасы, значительно повысило степень изучения как по площади, так и по другим подсчетным параметрам, что послужило основой для перевода запасов из категории С1 в В. В настоящей работе проведен подсчет запасов по эксплуатационной зоне УКПГ-2. Прежде всего следует напомнить, что ни в Проекте разработки, ни в протоколе ЦКР Мингазпрома деление на зоны не предполагалось.

Впервые распределение запасов по зонам УКПГ приводится ТюменНИИГипрогазом в 1984 г. без выделения зон периферии.

В дальнейшем и по настоящее время выделение периферийных и центральных зон производится УФ ТюменНИИГипрогаза произвольно. Результат анализов расчетов запасов для всех зон можно охарактеризовать рядом, в котором суммарные доли запасов высокого и очень высокого качества расположены в порядке убывания Таблица 3.1.2. УКПГ-2 УКПГ-3 УКПГ-5 УКПГ-6 УКПГ-1 УКПГ-7 УКПГ-4 62 52 50 36 35 34 26 Таким образом, зона УКПГ-2 обладает лучшими запасами по качеству коллекторов, так как расположена она в центральной части залежи. Основные изменения по параметрам произошли в величинах открытой пористости увеличилась на 14.8 относительных по сравнению с 1976г. и газонасыщенности на 12 , причины изменения подробно рассмотрены в соответствующих главах.

Коэффициент пористости принят равным 0.31, что на 6.4 выше, чем принятый на балансе. На 10.7 увеличился коэффициент газонасыщенности. 3.1.12.Сравнение начальных запасов газа по разрабатываемым зонам сеноманской залежи, подсчитанные различными методами Таблица 3.1.3. Начальные запасы газа, млрд.м3 Наименование УКПГ Подсчитанные объмным методом Подсчитанные на моделях Принятые для проекта в 1986г. ВНИИГАЗом 1990г. ВНИИГАЗ в 1992г. П ЯГД в 1994г. В настоящей работы 1 688 517 771 569 2 733 733 421 462 670.5 3 663 630 487 631 4 600 618 516 563 5 617 527 428 470 6 605 483 405 530 7 594 618 606 710 710 Всего 4500 4126 363 3935 3935