Значительный вклад в добычу природного газа в России вносят массивные водоплавающие залежи ряда уникальных месторождений Западной Сибири, приуроченные к высокопродуктивным сеноманским отложениям. Так, например, Сеноманская газовая залежь является основным объектом разработки Медвежьего газового месторождения и эксплуатируется с 1972 г. Большинство таких залежей сегодня находятся в стадии падающей добычи при низких пластовых давлениях.
Из-за добычи газа при низких дебитах (в силу пониженных депрессий), а также дополнительных затрат на сбор, подготовку и компримирование добываемого газа для его подачи в МГП, возникает проблема поддержания функционирования ряда месторождений в режиме рентабельной разработки.
При этом суммарные запасы низконапорного газа в России по некоторым оценкам составляют почти 6 трлн. м3, что соответствует добыче газа в стране в течение более 10 лет. Необходимость принятия эффективных решений по извлечению низконапорного газа касается всех месторождений, приуроченных к сеноманским залежам, за исключением сравнительно недавно введенного в разработку Заполярного месторождения. Так, эта задача актуальна для Уренгойского, Медвежьего, Ямбургского, Вынгапуровского и других месторождений.
Начальные эксплуатационные дебиты газовых скважин сеноманской залежи Медвежьего месторождения составляли 1-1,5 млн. м3/сут. В настоящее время, вследствие снижения пластового давления, фактический средний дебит скважин по газу составляет около 90 тыс. м3/сут (рис. 1, [1]). Среди текущих проблем эксплуатации можно отметить низкие устьевые давления, водо- и пескопроявления, а также низкие скорости газа в стволе скважины, что заставляет производить замену насосно-компрессорных труб на трубы меньшего диаметра [2]. Можно выделить две типичные проблемы. Во-первых, учет и преодоление природных и техногенных осложнений при текущей добыче газа. Во-вторых, повышение уровня добычи формирующихся объемов низконапорного газа, то есть общего коэффициента извлечения газа (КИГ).
Можно провести параллели между второй проблемой повышения КИГ и организацией отбора газа из подземного хранилища газа (ПХГ), созданного в истощённом газовом месторождении или в водоносном пласте.
Например, в работе [3] предложено создание экрана с пониженными фильтрационными свойствами для блокирования нежелательного продвижения воды. Экран создается за счет закачки в скважины специального реагента, тем самым его расположение и эффективность сильно связаны с фондом скважин и свойствами материала будущего экрана проникать в пористую среду. Реализация данной идеи может потребовать значительных объемов дополнительного бурения. В качестве реагентов в различных работах рассматриваются: цементные растворы, гидрофобные эмульсии и суспензии, поверхностно-активные вещества (ПАВ), пенные системы [4].
В данной статье ниже рассматривается альтернативный способ добычи низконапорного газа. В предлагаемом нами способе вместо создания экрана со сниженными проницаемостями, сопряжённого с рядом трудностей, предлагается управление динамикой поступления воды с зону добывающих скважин. Можно говорить о формировании экрана давления в районе добывающих скважин.
Рис. 1. Гистограмма распределения дебитов скважин по газу на сеноманской залежи по состоянию на 1.01.2016 г. [1]
Описание технологии
Нами предложена технология доразработки водоплавающей залежи с запасами низконапорного газа для реализации на месторождении, которое уже разбурено вертикальными добывающими скважинами [5]. Применение вертикальных добывающих скважин и их эксплуатация без поддержания пластового давления являются типичными схемами разработки сеноманских залежей. В предлагаемом способе существующий фонд скважин, в пределах сформированных установок комплексной подготовки газа (УКПГ), дополняют одной или несколькими горизонтальными скважинами для добычи воды из интервалов ниже текущего уровня газо-водяного контакта (ГВК), но выше его изначального уровня. Соответствующие скважины выполняют роль разгрузочных, перехватывающих воду на подступе к эксплуатационным скважинам залежи. А в периферийных зонах, за пределами зон разбуривания УКПГ, в соответствии с предлагаемым способом осуществляют бурение одной или нескольких горизонтальных нагнетательных скважин для закачки воды в интервалы ниже текущей отметки ГВК (водонагнетательные). Кроме того, для поддержания добычи газа на целевом уровне, за пределами зон разбуривания УКПГ бурят одну или несколько горизонтальных добывающих скважин с проводкой ствола в верхней части продуктивного пласта ближе к его кровле. В случае, если продолжается продвижение подошвенной воды к забоям вертикальных добывающих скважин, в первоочередных скважинах-кандидатах на обводнение интервалы перфорации сокращают на 5–10 метров за счет цементирования их нижней части.
Бурение разгрузочных горизонтальных скважин для добычи пластовой воды в зоне проблемных УКПГ (УКПГ с обводняющимися скважинами) ниже отметки текущего уровня ГВК, но выше уровня начального ГВК решает задачу предотвращения дальнейшего продвижения ГВК в зоне УКПГ. Соответственно, и проблему дальнейшего обводнения продукции скважин, а также пескопроявлений. В ряде случаев вместо бурения горизонтальной скважины возможно бурение бокового горизонтального ствола из одной из вертикальных скважин, выбывающей из эксплуатации по различным причинам.
Добыча воды из зоны выше начального ГВК частично решает проблему извлечения защемленного газа. Поскольку часть запасов защемленного газа при добыче воды приобретает подвижность в силу снижения давления и будет извлечена на поверхность.
Как уже говорилось, на периферии от рассматриваемого УКПГ бурят одну или несколько горизонтальных нагнетательных скважин для закачки воды. С одной стороны, эти скважины способствуют утилизации добываемой пластовой воды. С другой стороны, закачиваемая вода вытесняет периферийный низконапорный газ к забоям добывающих вертикальных скважин.
При этом отбираемая из месторождения вода может быть использована в целях контроля продвижения ГВК и оценки активных объемов месторождения, например, на основе способа, изложенного в патенте [6]. Наиболее ценным источником информации должен быть компонентный состав воды, добываемой из разгрузочных скважин, так как он наиболее близок к составу фактической пластовой воды в районе ГВК.
На рис.ю 2 приведен схематический профильный разрез пласта через зону УКПГ в направлении длинной оси структуры залежи. В значительной степени, данный рисунок поясняет идею предлагаемого способа доразработки. Цифрами отмечены: 1 – горизонтальная нагнетательная скважина для закачки воды; 2 – горизонтальная разгрузочная скважина для добычи воды; 3 – горизонтальная добывающая скважина для добычи газа; 5 – начальный ГВК; 8 – вертикальные добывающие скважины УКПГ; 9 – кровля продуктивного пласта; 11 – газонасыщенная область пласта; 12 – разгрузочный боковой горизонтальный ствол из вертикальной добывающей скважины;13– текущее положение ГВК.
При этом только скважины, отмеченные на рис. 2 цифрой 8, являются существующими на УКПГ на момент начала реализации предлагаемого способа. Скважины под номерами 1, 2, 3 добуриваются в процессе модернизации системы разработки месторождения. Их количество, положение и другие параметры (диаметр, длина горизонтального ствола) определяются по результатам математического моделирования на модели конкретной залежи или секторной модели УКПГ.
Рис. 2. Схема расположения скважин на продольном профильном разрезе сеноманской залежи
Оценочные расчеты
С целью подтверждения технологической привлекательности предлагаемого способа нами выполнены расчеты на условной 3D модели пласта. Степень условности связана с точностью воспроизведения степени неоднородности фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта. Рассматриваемая 3D модель характеризуется параметрами, типичными для сеноманских отложений, но отличается большой степенью однородности ФЕС. 3D модель соответствует условной зоне одного УКПГ, включает разностные сетки на газонасыщенную и водонасыщенную области.
Начальные запасы газа в 3D модели составили 270 млрд. ст.м3. Под первоначальным ГВК использована расширенная сеточная зона для численного моделирования влияния обширного водонапорного бассейна. При создании 3D модели авторы ориентировались на типовые параметры месторождения Медвежье.
Ширина моделируемого участка (размер в направлении, перпендикулярном разрезу на рисунке 2) составляет 14 км. Четыре скважины в купольной части моделируют условные кусты добывающих скважин в пределах одного УКПГ.
На секторной модели в общих чертах воспроизведен процесс добычи газа при сложившейся системе разработки с 1974 по 2010 г. Включающий падение давления и подъем ГВК. На основе садаптированной модели затем выполнялись прогнозные расчеты на 30 лет, в которых сопоставлялись различные подходы к изменению системы разработки.
На рис. 3 представлен профильный разрез с распределением водонасыщенности на конец адаптации истории разработки. Явно прослеживаются конусы воды, подтянувшиеся от первоначального ГВК к кустам добывающих скважин УКПГ.
Рис. 3. Распределение водонасыщенности на конец моделирования истории
Всего в 3D модели использовалось несколько групп скважин с различными технологическими задачами. Их характеристики представлены в табл. 1.
Важным и влияющим на результаты моделирования параметром является режим работы добывающих скважин, система ограничений на добычные возможности. В табл. 2 сопоставляются 2 варианта доразработки. После 2010 г. во всех вариантах скважины работают на заданном забойном давлении. Только в первом варианте добыча газа ничем не ограничена. А во втором варианте используется контроль по максимальному отношению добычи воды к добыче газа, т.е. используется ограничение на водо-газовый фактор (ВГФ). Если не ограничивать объемы добычи воды (вариант 1, табл. 2), то за 2010 – 2040 гг. из пласта удается извлечь около 26 млрд. м3 газа. Однако, указанная добыча сопровождается высоким уровнем отбора воды. За 2010-2040 гг. газодобывающими скважинами отбирается 2643 тыс. м3 воды.
Введение контроля над водогазовым фактором скважины резко снижает объемы добываемой воды, правда, ценой потери добычи газа. Так, потеря добычи 7 млрд. м3 газа (27%) происходит на фоне снижения добычи воды с 2640 до 604 тыс. м3, или на 77% (вариант 2, табл. 2). Поэтому все представленные в дальнейшем варианты (таблицы 3 и 4) рассчитаны с режимом контроля за ВГФ в газодобывающих скважинах. В вариантах использовалось контрольное значение ВГФ, равное 0,0006. При достижении которого дебит скважины по газу снижался до 80% от текущего. Теоретически это не гарантировало отсутствия взрывного роста ВГФ, но указанного снижения оказалась достаточно для удержания объёмов добычи воды на приемлемом уровне. В качестве примера динамика ВГФ показана на рис. 6. Из всего многообразия прогнозных вариантов для дальнейшего обсуждения в рамках статьи было выбрано только 5. Их краткое описание дается в табл. 3. Величина депрессионной воронки разнится от варианта к варианту, но в целом она измеряется единицами атмосфер.
На рис. 4-6 для газодобывающих скважин (группа 1, табл. 1) представлены дебиты газа (рис. 4), дебиты воды (рис. 5) и ВГФ (рис.6) для вариантов I и II. Параметры на рис. 4-6 построены для всей группы газодобывающих скважин.
Как видно, при использовании разгрузочных скважин (вариант II) ВГФ со временем падает. Поэтому ограничение на него в нашей технологии не столь существенно, как при традиционном подходе. При этом и сам ВГФ, и стартовый дебит по воде в течение прогнозного периода для варианта II ниже, чем в варианте I.
Рис. 4. Дебит газа газодобывающих скважин по вариантам I и II
Рис. 5. Дебит воды газодобывающих скважин по вариантам I и II
Рис. 6. ВГФ газодобывающих скважин по вариантам I и II
Таблица 1. Группировка фонда скважин
|
Группа № |
Тип скважины |
Роль скважины |
Номер на рис. 2 |
Кол-во скважин |
|
1 |
вертикальная |
Газодобывающая |
8 |
4* |
|
2 |
горизонтальная |
Вододобывающая |
2 |
2 |
|
3 |
горизонтальная |
водонагнетательная |
1 |
2 |
|
4 |
горизонтальная |
Газодобывающая |
3 |
2 |
*Каждая скважина в группе моделирует условный куст из 6 скважин
Таблица 2. Сопоставляемые варианты контроля объемов добываемой воды
|
Вариант |
Добыча за 2010-2040 гг. |
Ср. давление на конец разработки |
|
|
газ |
вода |
бар. |
|
|
млрд. м3 |
тыс. м3 |
||
|
Без контроля добычи воды |
25.91 |
2643 |
11.1 |
|
С ограничением по ВГФ |
18.92 |
604 |
15.6 |
Таблица 3. Краткая характеристика групп сопоставляемых вариантов
|
Вариант |
Описание |
|
История |
Воспроизводит условный процесс исторической разработки месторождения с использованием уже сформированного фонда вертикальных добывающих скважин. |
|
I |
Базовый вариант. Разработка осуществляется сложившимся фондом вертикальных добывающих скважин, без дополнительного бурения. |
|
II |
В дополнение к вертикальным добывающим скважинам бурятся горизонтальные разгрузочные скважины, осуществляющие перехват продвигающейся к добывающим скважинам воды. |
|
III |
В дополнение к варианту II организована закачка воды для вытеснения газа к газодобывающим скважинам. |
|
IV |
Разработка осуществляется фондом согласно варианту III с дополнительными горизонтальными газодобывающими скважинами на периферии. |
|
V |
Разработка осуществляется сложившимся фондом скважин согласно варианту III с дополнительными горизонтальными газодобывающими скважинами, расположенными в зоне УКПГ. |
В табл. 4 представлены некоторые результаты по прогнозным вариантам. Во втором столбце табл. 4 дается суммарная добыча газа за прогнозный период (30 лет). В третьем столбце указана добыча воды только по добывающим скважинам (группа 1 в табл. 1). Это именно скважины, обеспечивающие добычу газа. Четвертый столбец – накопленная добыча воды из разгрузочных скважин (группа 2 в табл. 1). В базовом варианте (без модификации системы разработки, вариант I) добыча воды по этой группе отсутствует. Шестая колонка содержит информацию по группе водонагнетательных скважин (группа 3 в табл. 1) – объемы закачки воды. Колонки 7 и 8 относятся к группе дополнительных периферийных газодобывающих скважин (группа 4 в табл. 1).
Таблица 4. Накопленная добыча газа и воды по вариантам
|
Вариант |
Добыча за 2010-2040 гг. |
ср. давление |
Накопленная |
по группе 4 |
Удельная накопленная добыча газа |
|||
|
газ |
вода |
закачка воды |
за 2010-2040 |
млрд. м3/атм. |
||||
|
(млрд. м3) |
тыс. м3 |
на конец |
тыс. м3 |
газ |
вода |
|
||
|
1 |
2 |
расчета |
3 |
(млрд. м3) |
тыс. м3 |
|
||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
История |
|
|
|
24.2 |
|
|
|
|
|
I |
13.5 |
687 |
0 |
17.34 |
|
|
|
1,97 |
|
II |
17.585 |
280 |
1669 |
15.43 |
|
|
|
2,01 |
|
III |
17.821 |
323 |
4152 |
15.31 |
2586 |
|
|
2,00 |
|
IV |
17.92 |
321 |
3421 |
15.2 |
1859 |
0.2 |
46 |
1,99 |
|
V |
25.15 |
210 |
1564 |
11.51 |
1280 |
16.59 |
855 |
1,98 |
В варианте II в дополнение к существующим скважинам пробурены горизонтальные разгрузочные скважины, что позволило нарастить накопленную добычу газа с 13.5 до 17.58 млрд. м3. При этом добыча воды по “старому” фонду снизилась (столбец 3, табл.4), что способствует уменьшению проблемы с пескопроявлением. Однако, появилась новая добыча воды из разгрузочных скважин (столбец 4, табл.4).
Ввод водонагнетательных скважин (вариант III) позволяет незначительно увеличить уровни добычи газа по сравнению с вариантом II. Правда, ценой роста объемов добываемой воды, а также необходимости создания инфраструктуры для закачки воды. Накопленная добыча воды возросла с 1669 тыс. т. до 4152 тыс. т. Экспертно можно говорить о вероятной экономической неэффективности реализации данного варианта.
Поэтому в вариантах IV и V рассмотрены технологические решения, предназначенные для устранения негативного влияния добычи больших объемов воды. Если сравнивать варианты II и V на основе данных табл. 4, то становится очевидно, что по пятому варианту удалось снизить объемы добываемой воды как по вертикальным, так и по горизонтальным скважинам. С одновременным ростом накопленного объема добытого газа с 17.5 до 25 млрд. м3.
В таблице 4 приведено среднее давление по залежи на конец моделирования. Во всех вариантах оно меньше, чем давление на конец “истории”. Это показывает, что предлагаемый способ не является способом поддержания неизменным пластового давления. Однако, он позволяет более рационально использовать оставшуюся пластовую энергию. Так, в столбце 9 табл. 4 приведена удельная накопленная добыча газа на одну израсходованную атмосферу среднего пластового давления, что можно считать критерием эффективности расходования пластовой энергии при отсутствии полноценной системы ППД.
Проведенные математические расчеты на секторной 3D модели подтверждают полезность и эффективность ключевых решений рассматриваемой технологии. Совокупность предложенных мер позволяет добывать на 12 млрд. м3 низконапорного газа больше по сравнению с базовым вариантом без чрезмерной добычи воды. Таким образом, существенным образом продлевается эффективная эксплуатация указанной залежи.
Методические наработки сотрудников ИПНГ РАН, нашедшие отражение в представленных результатах, были получены в рамках выполнения государственного задания (тема AAAA-A19-119022090096-5).
Литература:
1. И.М. Индрупский, Ю.А. Архипов, Д.П. Аникеев, Э.С. Закиров, и др. Влияние распределения проницаемости на выработку запасов массивной водоплавающей газовой залежи // SPE Russian Petroleum Technology Conference, 16-18 October 2017, Moscow, Russia, SPE-187860-RU
2. Скоробогач М.А. Совершенствование методов управления системой добычи газа на основе рационального использования пластовой энергии автореф. дис. на соиск. уч. степ. к. т. н. специальность 25.00.17, Москва 2012 г.
3. Хан С.А., Каримов М.Ф., Муллагалиева Л.М., Дудникова Ю.К., Костиков С.Л., Никитин Р.С. Опыт создания протяженного пластового экрана из дисперсных систем при подземном хранении газа в водоносных пластах / Газовая промышленность. – 2015. – № 8. – С. 70–74.
4. Каримов М.Ф., Латыпов А.Г., Муллагалиева Л.М., Аглиуллин М.Х., Исламова А.А., Хан С.А., Костиков С.Л., Тернюк И.М., Дудникова Ю.К. Способ создания подземного хранилища газа в водоносной геологической структуре // патент на изобретение РФ № 2588500 зарег. 28.04.15.
5. Способ доразработки водоплавающей залежи с запасами низконапорного газа. Патент РФ на изобретение № 2594496/ Патентообладатель: ИПНГ РАН, авторы: Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П.
6. Способ контроля за разработкой газового месторождения. Патент РФ на изобретение № 2681144 / Патентообладатель: ИПНГ РАН, Авторы: Абукова Л.А., Абрамова О.П., Тупысев М.К.
