USD 77.7325

0

EUR 85.7389

0

BRENT 34.83

-0.12

AИ-92 42.41

-0.01

AИ-95 46.35

-0.01

AИ-98 51.08

-0.02

ДТ 47.59

-0.01

6 мин
193
0

Киринский блок. Особенности контроля и регулирования процесса разработки месторождений

Каковы основные факторы, определяющие технологическую эффективность разработки залежей, какие виды исследований должна включать система контроля разработки месторождений и какие особые требования предъявляются к конструкции эксплуатационных скважин?

Месторождения Киринское, Южно-Киринское, Мынгинское, входящие в состав Киринского лицензионного участка, имеют много общих характеристик и факторов, позволяющих объединить по ним предложения по контролю и регулированию разработки и распространить их на все указанные месторождения блока.

Рассматривая общность геологических факторов, нужно отметить одинаковый возраст и фациальную обстановку формирования продуктивных отложений; приуроченность залежей к одному стратиграфическому горизонту – верхнедагинский горизонт верхнего миоцена; тип ловушек – пластовые сводовые, частично тектонически экранированные; близость литологического строения залежей, минералогического состава коллектора и его продуктивных характеристик; близкие глубины залегания объектов, величины пластовых давлений и температур и др.

По Киринскому месторождению принято и реализуется решение о подводном заканчивании скважин и подводной системе обустройства. Имеются объективные предпосылки распространить эти решения для Южно-Киринского и Мынгинского месторождений.

Для своевременного внесения корректив в системы разработки и определения мероприятий по регулированию процесса извлечения газа и конденсата из пласта необходимо получение информации и уточнение строения месторождений.

Проведение комплекса исследований необходимо на всем протяжении разработки, особенно важно это на начальной стадии освоения.

К числу основных факторов, которые будут определять технологическую эффективность разработки залежей, следует отнести:

  • соотношение режимов разработки залежей (газовый, водонапорный) и их изменения в процессе разработки;

  • степень (полноту) вовлечения в активное дренирование геологических запасов газа и конденсата;

  • соответствие принятых при прогнозе технологических показателей разработки параметров пласта его реальным фильтрационно-емкостным свойствам;

  • меру соответствия рекомендуемых депрессий механическим свойствам пластового коллектора, определяющим его устойчивость разрушению;

  • объем, динамику и характер внедрения пластовой воды в газонасыщенную зону пласта в процессе истощения залежи.

С учетом названных факторов основными рекомендациями по контролю разработки месторождений Киринского блока могут являться: 

  • наблюдение и анализ динамики пластового давления на протяжении всего периода промышленной эксплуатации;

  • контроль продвижения пластовых вод;

  • контроль состава скважинной продукции содержания в ней пластовой воды и механических примесей;

  • наблюдение за содержанием конденсата в пластовом газе и его выпадением в призабойной зоне пласта;

  • сопоставление коллекторских свойств пласта, определенных по вводимым в эксплуатацию добывающим скважинам, с параметрами, принятыми при проектировании разработки;

  • наблюдение за изменением продуктивных характеристик скважин и пластов в процессе разработки с учетом фазового состава продукции;

  • определение технического состояния эксплуатационных скважин. 

На основе рекомендаций необходимо предусмотреть комплекс промыслово-исследовательских работ, основной целью которых является получение высококачественной исходной информации, необходимой для эффективного управления процессом разработки, определение оптимальных технологических режимов работы скважин, достижение проектных уровней добычи газа и конденсата, уточнение динамики основных показателей эксплуатации месторождений.

В условиях месторождений Киринского блока, когда возможности получения таких данных как продвижение газоводяного контакта (ГВК), выработка различных частей залежей существенно ограничены - прогнозирование процесса разработки с использованием постоянно действующей гидродинамической модели, адаптируемой к промысловой информации, будет являться одним из основных методов контроля.

Система контроля разработки месторождений может включать следующие виды исследований:

  • первичные исследования (в процессе бурения скважин);
  • текущие исследования (в процессе разработки месторождения по всему фонду добывающих скважин);

  • контрольные исследования (в процессе разработки по скважинам);

  • специальные исследования (в том числе 4D-сейсмика). 

Информационное обеспечение системы контроля разработки месторождений, необходимое, в том числе, для адаптации  их гидродинамических моделей, организации и ведения автоматизированных баз данных, будет базироваться на: 

  • контроле за технологическими режимами работы скважин, изменением дебитов, величинами депрессий на пласт, температурным режимом работы скважин;

  • систематических измерениях пластовых и устьевых статических давлений в газовых скважинах, определении распределения пластового давления по площади и разрезу;

  • контроле химического состава газа, конденсата, воды по скважинам в процессе эксплуатации;

  • контроле технического состояния скважин, герметичности заколонного пространства;

  • наблюдении за текущим положением ГВК, интенсивностью и характером продвижения пластовых вод на различных участках залежи, особенностью изменения положения контура газоносности в процессе эксплуатации;

  • определении степени дренирования различных частей залежи, влиянии разломов на разработку, равномерности отработки пропластков, выделении газоотдающих интервалов и оценке их дебитов, установлении перетоков внутри эксплуатационного объекта;

  • выполнении комплекса газодинамических и геофизических исследований скважин для контроля их продуктивности;

  • оценке агрессивных свойств пластовых флюидов и меры борьбы с коррозией;

  • контроле гидратообразования;

  • контроле выноса песка, наблюдении за прочностью коллектора на различных стадиях эксплуатации.
С целью успешной реализации информационного обеспечения системы контроля разработки, особые требования предъявляются к конструкции эксплуатационных скважин.
Контроль технологических режимов работы скважин следует осуществлять на постоянной основе при помощи датчиков, установленных на устье и забое скважин. Измерения пластовых и устьевых статических давлений и температур проводить как на начальном этапе перед пуском скважины в эксплуатацию, так и в процессе разработки при любых остановках скважин. Наблюдение за изменением пластового давления возможно осуществлять с помощью замеров давления в добывающих скважинах. По всему фонду скважин замеры текущего пластового давления должны осуществляться в соответствии с действующими правилами разработки морских газовых и газоконденсатных месторождений.

Контроль разработки залежи должен предусматривать мероприятия по определению устойчивости коллектора воздействию градиентов давления, создаваемых в процессе движения газа к забою скважин. С этой целью целесообразно устанавливать специальные скважинные датчики, фиксирующие наличие механических примесей в составе добываемой продукции.

Контроль химического состава газа, конденсата и воды по скважинам должен осуществляться при первичных исследованиях скважин при вводе их в эксплуатацию. На устье скважин необходимо проводить замер дебита газа, конденсата и воды с целью уточнения конденсатосодержания и обводненности продукции.

На протяжении всего периода разработки на эксплуатационных скважинах необходимо с определенной периодичностью проводить комплекс газогидродинамических исследований с целью уточнения фильтрационно-емкостных свойств коллектора.

Для контроля изменения границы ГВК и динамики продвижения пластовой воды в залежь рекомендуется проводить исследования с помощью периодической сейсмической съемки 4D.

Технология 4D съемки основана на повторных трехмерных сейсмических съемках на разрабатываемых месторождениях. После обработки и интерпретации этих данных и сравнении их с данными предыдущих съемок можно узнать, какие изменения произошли в продуктивном пласте за время разработки. Впервые в России сейсмическая съемка 4D была проведена на Пильтун-Астохском месторождении шельфа Сахалина (рисунок 1) [1].


Рисунок 1 – Пример первой в России 4D-сейсморазведки на Пильтун-Астохском месторождении сахалинского шельфа [3]

Определение выработки различных зон пласта следует осуществлять с использованием постоянно действующих геолого-технологических моделей залежей, в которых будет учитываться вся текущая промысловая информация. Уточнение созданных на стадии проектирования разработки моделей месторождений Киринского блока по результатам бурения проектного фонда скважин позволит использовать их для оценки основных параметров, характеризующих процесс разработки.

В процессе доразведки и первого этапа эксплуатации месторождений виды и периодичность исследований могут быть уточнены.


Литература:

1. Ампилов Ю.П., Батурин Д.Г. Новейшие технологии сейсмического мониторинга 4D при разработке морских месторождений нефти и газа // Технологии сейсморазведки. – 2013. -№ 2.- с. 31–36.

2. Мирзаджанзаде А.Х., Кузнецов О.Л., Басниев К.С., Алиев З.С. Основы технологии добычи газа –  М.: Недра, 2003. – 880 с.

3. Foreste K., Robertson J., Boekholt M. Опыт и результаты первых в России морских сейсморазведочных работ 4D на шельфе Сахалина//Материалы 7-й конференции «Шельф России 2012». - М., 2012.

 



Статья «Киринский блок. Особенности контроля и регулирования процесса разработки месторождений » опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№1, 1 2018)

Полная версия доступна после покупки

Авторизироваться
Читайте также
Система Orphus