Запасы газа уникальных и крупнейших сеноманских газовых залежей Медвежьего, Уренгойского, Ямбургского и других месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа в значительной степени выработаны. Важным резервом поддержания уровней добычи газа в этом регионе с развитой инфраструктурой его добычи и транспортировки являются имеющие региональной распространение туронские газовые залежи, одной из которых является залежь «сухого» газа месторождения N [1-5].
Месторождение расположено в 30км северо-восточнее Харампурского месторождения, на котором в настоящее время осуществляется разработка нефтяных залежей. Ближайший населенный пунктпос. Тарко-Сале расположен в 80км юго-восточнее месторождения N. В 130км к западу проходит трасса магистрального газопровода УренгойСургутЧелябинск, южнееветка нефтепровода ХарампурТарасовскоеВосточно-Тарасовское месторождения, которая соединяется с магистральным нефтепроводом.
Всего в работе подробно рассмотрено три варианта разработки. Ввод КГС предусмотрен в несколько этапов, начиная с кустов, наиболее близких к УКПГ.
Вариант 1 (базовый)
Фонд скважин вводится поэтапно в 2020 г. Конструкция скважинполого-направленные с горизонтальным окончанием 350 м по пласту. К концу расчетного периода накопленный отбор газа составит 74,57млрдмлрд.м3. КИГ по данному варианту составит 0,84д.ед. Пластовое давление в эксплуатационной зоне снизится до 1,60МПа, что составляет 14,8% от начального давления (10,81МПа). Средний дебит газа после полного ввода фонда скважин составляет 97,52тыс.м3/сут. Средний дебит скважин на конец расчетного периода (2099г) составит 9,45тыс.м3/сут.
Вариант 2
Предполагает уменьшение фонда до 53 полого-направленной скважин с горизонтальным окончанием, объединенных в 14 кустов по 2-4 скважины и проведением многостадийного ГРП перед вводом в эксплуатацию. Конструкция скважинполого-направленные с горизонтальным окончанием 500 м по пласту.
Средний дебит после полного ввода фонда скважин составит 172,89тыс.м3/сут. Период постоянных отборов продлится в течение четырех лет разработки. Накопленный отбор к концу периода постоянных отборов (2024 г.) составит 14,45млрд.м3, пластовое давление в эксплуатационной зоне5,89МПа.
Накопленный отбор на конец расчетного периода (2099г.) составит 69,73млрд.м3, КИГ0,78д.ед. Пластовое давление в зоне отборов к этому периоду снизится до 1,39МПа или 12,86% от начального.
Вариант 3
Основывается на варианте 2 с увеличением охвата залежи разбуриванием зон не вовлеченных в разработку.
Период постоянных отборов длится шесть лет. Средний дебит скважин после полного ввода фонда составит 155,33тыс.м3/сут. Накопленный отбор к концу периода постоянных отборов 20,85млрд.м3, пластовое давление в эксплуатационной зоне5,33МПа.
Накопленный отбор на конец расчетного периода (2099г) составит 73,74млрд.м3, КИГ0,83д.ед. Пластовое давление в зоне отборов к этому периоду снизится до 1,30 МПа или 12,03% от начального.
Вариант 4
Основывается на варианте 3 без применения интенсификации притока газа к скважинам методом ГРП.
Период постоянных отборов отсутствует. Средний дебит скважин после полного ввода фонда составит 123,44тыс.м3/сут. Накопленный отбор на конец расчетного периода (2099г) составит 71,51млрд.м3, КИГ0,80д.ед. Пластовое давление в зоне отборов к этому периоду снизится до 1,54 МПа или 14,25% от начального.
Данные варианты рассчитаны с учетом влияния системы ГСС на технологические показатели разработки, которые представлены на рисунках1-6. Карты плотности подвижных запасов газа и средневзвешенного пластового давления на конец расчетного периода представлены на рисунках12-14, сводные технологические показатели разработки по всем вариантам представлены в таблице 1.
В целом анализ предложенных вариантов показывает, что их реализация позволит с достаточной степенью эффективности выработать запасы газа туронской залежи месторождения N. Анализ расчетов позволил сделать следующие выводы:
1) вариант 1 (базовый) показал низкую технологическую эффективность, ввиду несоответствия технологических решений новым представлениям о геологическом строении туронской залежи (значительное изменение ФЕС, структуры и величины начальных запасов газа);
2) использование скважин вертикальной конструкции и скважин с восходящим стволом имеет низкую эффективность ввиду высокой расчлененности пласта и сложности с их эксплуатацией;
Рисунок 1-Динамика изменения накопленного отбора газа по вариантам
Рисунок 2-Динамика изменения суточного отбора газа по вариантам
Рисунок 3-Динамика изменения дебита газа по вариантам
Рисунок 4-Динамика изменения средней депрессии скважин по вариантам
Рисунок 5 -Динамика изменения отбора газа от НГЗ по вариантам
Рисунок 6-Динамика изменения фонда действующих скважин по вариантам
Таблица1-Сводная таблица технологических показателей разработки туронской залежи месторождения N
|
Показатели |
Варианты |
|||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
|
Конструктивные особенности проектных скважин |
Субгоризонтальное окончание, проходка 350м |
Субгоризонтальное окончание, проходка 500м |
||
|
Проведение интенсификации притока методом ГРП |
- |
+ |
+ |
- |
|
Максимальный уровень годового отбора пластового газа, млрд. м3/год |
2.6 |
3.2 |
3.2 |
2.6 |
|
Максимальная депрессия за период разработки после полного ввода фонда,МПа |
2.6 |
2.4 |
2.4 |
2.6 |
|
Продолжительность периода постоянной добычи, лет |
нет |
7 |
7 |
нет |
|
Фонд добывающих скважин, шт. |
79 |
53 |
59 |
59 |
|
Ввод кустов эксплуатационных скважин, шт. |
23 |
14 |
16 |
16 |
|
Накопленная добыча газа за расчетный период, млрд. м3 |
74.6 |
69.7 |
73.7 |
71.5 |
|
Коэффициент извлечения газа от запасов для проектирования, д.ед. |
0.84 |
0.78 |
0.83 |
0.80 |
|
Максимальный дебит скважин после полного ввода фонда, тыс. м3/сут |
97.52 |
172.89 |
155.33 |
123.44 |
|
Ликвидация скважин к концу периода разработки, ед. |
26 |
13 |
16 |
9 |
|
Пластовое давление к концу периода разработки,МПа |
1.60 |
1.39 |
1.30 |
1.54 |
|
Устьевое давление к концу периода разработки,МПа |
0.90 |
0.91 |
0.90 |
0.90 |
3) слабая изученность туронской залежи месторождения N и, как следствие, неопределенность распределения ФЕС позволяют сделать вывод о необходимости ее доизучения и доразведки. Учет результатов бурения пилотных стволов скважин может внести существенные изменения в фациальное распределение свойств, поэтому однозначный вывод о расстановке кустовых площадок по площади месторождения сделать нельзя, однако на текущий момент расстановка кустовых площадок (с технологической точки зрения), принятая в вариантах2 и 3, является оптимальной;
4) реализация многостадийного ГРП в вариантах 2 и 3 позволяет получить период постоянных отборов на четыре и шесть лет соответственно;
5) по результатам расчетов на ГДМ вариант 3 принят рекомендуемым; в главе 7 данного отчета также приведено обоснование рекомендуемого варианта путем полной экономической оценки предлагаемых технологических решений; вариант 4 экономической оценке не подвергался ввиду неэффективности разработки туронской залежи без применения методов интенсификации притока газа, а был расчитан с целью обоснования прироста добычи газа за счет МГРП.
6) учитывая влияние ГСС на технологические показатели разработки, считаем целесообразным оценить данные показатели по результатам проекта обустройства;
7) при получении новой геолого-промысловой информации необходимо актуализировать геолого-гидродинамическую модель туронской залежи и прогнозные технологические показатели разработки.