CC BY
126
УДК 553.087
Г.М. Гереш, А.Ш. Гафаров, Р.Р. Исхаков
Использование результатов гидродинамического моделирования для оценки прогнозного состояния газовой залежи
Разработка крупных газовых залежей месторождений Западной Сибири начиналась поэтапно, последовательным вводом в эксплуатацию отдельных участков - газодобывающих промыслов. Как правило, на начальном этапе выбирались участки, обладающие наилучшими добычными свойствами, позднее - с ухудшенными коллектор-скими свойствами. Также на очередность ввода отдельных участков влияла степень их разведанности.
Вследствие поэтапного ввода отмечалось неравномерное распределение энергетического состояния внутри месторождений, характеризующееся дифференциацией величины пластового давления и образованием депрессионных воронок.
Например, Уренгойская площадь сеноманской залежи Уренгойского месторождения вводилась в разработку поэтапно в течение шести лет с юга на север. Затем после доразведки и анализа первых лет разработки была вовлечена самая южная часть (район УКПГ-1АС). Через 25 лет последним в разработку был введен северный Таб-Яхинский участок. Возникшая в ходе разработки площади депрессионная воронка постепенно углублялась в центральной эксплуатационной зоне, т.е. величины перепадов пластовых давлений между центральной и краевыми частями площади увеличивались. Происходило постоянное перераспределение запасов газа в пласте между северной, центральной и южной эксплуатационными зонами площади. Анализу этих явлений на ранних стадиях разработки сеноманских залежей посвящены работы [1-4].
Южная и северная части в результате их позднего ввода эксплуатируются как доноры центральной части площади (УКПГ-1-10), которая в свою очередь является акцептором запасов газа относительно этих частей.
Современные методы гидродинамического моделирования позволяют судить о физических процессах [4, 5], происходящих в пласте Уренгойской площади, и проводить анализ последствий поэтапного ввода газовой залежи в эксплуатацию. В первых работах, посвященных изучению внутрипластовых перетоков на Уренгойской площади [1, 2], предлагалось разбить ее на укрупненные зоны. Авторы настоящей статьи также следовали этому принципу, учитывая достижения гидродинамического моделирования. Например, Уренгойская площадь в используемой цифровой трехмерной геолого-гидродинамической модели условно разделена на южную, центральную и северные части в соответствии с сеткой свойств пласта-коллектора. В зависимости от расположения добывающих скважин укрупненные районы дополнительно были разделены на эксплуатационные и периферийные зоны (рис. 1).
По выбранным зонам на модели воспроизведена ретроспектива изменения пластовых давлений, запасов газа, объемов внутрипластовых перетоков и др. Проведенный анализ показал, что поэтапный ввод объектов добычи привел к неравномерному характеру дренирования запасов из рассматриваемой площади Уренгойского месторождения.
Оценка текущей газоотдачи каждой из принятых зон в отдельности и по объекту разработки в целом была произведена двумя способами.
Ключевые слова:
газовая залежь, поздняя стадия разработки, внутрипластовые перетоки,
гидродинамическая модель.
Keywords:
gas deposit, a late stage of exploitation, inter-region gas flows, hydrodynamic model.
Северная часть (Таб-Яхинский участок)
эксплуатационная зона периферийная зона
Центральная часть (УКПГ-1-10)
эксплуатационная зона периферийная зона
Южная часть (УКПГ-1АС)
эксплуатационная зона периферийная зона
Рис. 1. Схема разделения сеноманской залежи Уренгойской площади с учетом сетки свойств пласта-коллектора
В первом случае коэффициент текущей газоотдачи (Р1) определяется как отношение накопленной добычи из скважин, принадлежащих части площади (бнак. ,), к величине начальных геологических запасов этой части (Унач ,):
Р1 = бж , / Уна
(1)
Во втором случае коэффициент текущей газоотдачи (Р2) рассчитывается как отношение изменения запасов в части площади (Унач., _ ^тек.,) к начальным геологическим запасам части. Также это значение можно определить как отношение накопленной добычи из части площади к сумме начальных геологических запасов и величины объема перетока из других частей в рассматриваемую (Унач., + Упр ,):
в = (у _ у ) / у = б / (У + У ) (2)
К2 V нач. г тек. г/ ' нач. г х^-нак. г' \ нач. г — пер. г/' \ /
В ходе анализа материального баланса запасов газа в модели сопоставлены величины изменения текущих запасов в зонах и
накопленной добычи из них. В результате выявлены участки залежи, в которых величина изменения текущих запасов газа относительно начальных геологических меньше накопленной добычи из них. Это свидетельствует о том, что добыча этих промыслов обеспечивается за счет внутрипластовых перетоков газа из других зон. Также по результатам расчетов на геолого-гидродинамической модели получены значения объемов перетоков между различными зонами залежи (суммарные, за весь период разработки). Использование современных методов моделирования процессов разработки позволило количественно определить величины вну-трипластовых перетоков в Уренгойской площади, определить текущее распределение запасов в трех укрупненных частях и сопоставить их с величинами начальных геологических запасов (таблица).
В целом из Уренгойской площади отобрано почти 82 % (7, 74, 1 % соответственно) от начальных геологических запасов, т.е. остаточные запасы составляют около 18 % на дату
Распределение начальных геологических, текущих запасов и текущей газоотдачи по участкам Уренгойской площади
Показатель Южная часть Центральная часть Северная часть
зона всего зона всего зона всего
эксплуатационная периферийная эксплуатационная периферийная эксплуатационная периферийная
% от начальных геологических запасов 6,7 4,9 11,6 60,8 19,4 80,2 1,8 6,4 8,2
% от текущих запасов 5,8 5,5 11,3 49,2 22,8 72,0 3,1 13,6 16,7
Коэффициент текущей газоотдачи (Р1) 7 92 6
Коэффициент текущей газоотдачи ф2) 83 83 63
Накопленная добыча, % 7 74 1
проведения анализа. Баланс остаточных запасов (распределение по зонам) отражен во второй строке таблицы, и на современном этапе их основное содержание можно отнести к эксплуатационной зоне центральной части. Если доля южной части в общем балансе практически не изменилась, то доля северной выросла вдвое по сравнению с начальным периодом и составляет 16,7 %, что свидетельствует о недостаточном дренировании этой части.
Пластовое давление южной части эксплуатационной зоны Уренгойской площади за 35 лет эксплуатации снизилось на 74 % от начального. При этом эксплуатационными скважинами извлечено 62 % от начальных геологических запасов южной части, объем пластового перетока в центральную часть составил 21 % (Р2 = 83), текущие запасы - 17 % начальных запасов южной части.
В центральной части площади (район УКПГ-1-10), применив определение Р1 (1), формально получим, что добывающими скважинами извлечено свыше 92 % начальных геологических запасов. Если использовать моделирование с учетом перетоков, то текущая газоотдача Р2 - 83 %. При этом объем пластового перетока в центральную часть составил 9 % от начальных геологических запасов всей площади.
В северной части (Таб-Яхинский эксплуатационный участок) пластовое давление снизилось на 57 % относительно начального давления. При этом эксплуатационными скважинами извлечено лишь 6 % начальных запасов части (Р;), на модели Р2 - 63 %, объем пластового перетока из северной части в центральную составил 37 % ее запасов.
В таблице представлено распределение начальных геологических и текущих запасов с разбивкой на периферийные и эксплуатационные зоны. Можем наблюдать, как в ходе разработки произошло перераспределение соотношения запасов между эксплуатационной зоной и периферией: 74/26 - начало разработки, 58/49 - на 36-й год разработки.
Основным негативным моментом перетоков является неэффективное использование пластовой энергии, приводящее к энергетическим потерям. То есть пластовая энергия затрачивается на фильтрацию газа из зон высокого в зоны низкого пластового давления на значительное расстояние до зоны эксплуатации, а затем лишь на его извлечение скважинами.
Результатом этого становится более интенсивное снижение устьевого давления в скважинах, что приводит к дополнительным мероприятиям по сжатию добываемого газа, а следовательно, к затратам на подготовку и реконструкцию объектов добычи. Депрес-сионная воронка не обеспечивает в полной мере отработку периферийных зон промыслов. Накопленные объемы внутрипластовых перетоков между эксплуатационными зонами некоторых промыслов превышают накопленные перетоки между периферийной и эксплуатационной зонами одного и того же промысла. Поэтому реализованные решения прошлых проектов разработки по добуриванию эксплуатационного фонда [5] в ходе эксплуатации месторождения с целью расширения зоны дренирования принесли положительный результат (рис. 2). Линии продольной депрес-сионной воронки сглаживаются во времени за счет проведенных мероприятий.
0
5 лет 10 лет 15 лет 20 лет 25 лет 30 лет 35 лет 60 лет
УКПГ-1АС УКПГ-1 УКПГ-2 УКПГ-3 УКПГ-4 УКПГ-5 УКПГ-6 УКПГ-7 УКПГ-8 УКПГ-9 УКПГ-10 Таб-Яхин-
ский участок
Рис. 2. Динамика пластового давления в эксплуатационных зонах промыслов в ходе разработки
2
1
0
Для дальнейшего повышения эффективности разработки сеноманской залежи Уренгойской площади предложены мероприятия по регулированию добычи газа из этой площади.
В первую очередь это касается Таб-Яхин-ского участка, характеризуемого наиболее высокими значениями пластового давления. Для увеличения охвата дренированием предложено повышение годового отбора газа за счет дополнительного бурения эксплуатационных скважин, что позволит к 2040 г. увеличить газоотдачу площади до 90,6 %.
Авторами рассмотрены два варианта разработки центральной части с дополнительным бурением различного количества скважин от 120 (40 кустов) до 230 (78 кустов). При этом поле расположения скважин было расширено за счет сокращения периферийной зоны (рис. 3). Результаты моделирования показали, что расширение эксплуатационной зоны к 2020 г. позволит в следующий двадцатилетний прогнозный период разработки улучшить отработку запасов периферийных зон и повысить газоотдачу Уренгойской площади в целом на 2,4 % и 2,8 % соответственно.
Вторым направлением по сокращению де-прессионной воронки и внутрипластовых перетоков газа можно рекомендовать перераспределение темпов отбора газа из различных зон площади, суть которого состоит в увеличении отборов из зон краевых промыслов
Фонд скважин:
■ старый ■ предлагаемый для бурения
Рис. 3. Схема расположения дополнительных кустов скважин Уренгойской площади
(УКПГ-1АС, -1, -7-10, Таб-Яхинский участок) с относительно высоким текущим пластовым давлением и снижением темпа отбора газа из зон центральных промыслов (УКПГ-2-6). Это мероприятие менее действенно в данное время по сравнению с первым, так как система дренирования в эксплуатационных зонах уже сформировалась.
Реализация предложенных решений позволит повысить энергетическую эффективность системы разработки сеноманской залежи Уренгойской площади в прогнозном периоде, оптимизировать капитальные вложения на реконструкцию объектов газодобычи, включая дожимной комплекс, и как результат - повысить конечный коэффициент газоотдачи.
Список литературы
1. Гереш П. А. Применение зонного моделирования для анализа и прогнозирования разработки газовых залежей Западной Сибири на примере сеноманской залежи Уренгойского месторождения: обз. инф. / П.А. Гереш, А.С. Гацолаев, Г.М. Кузнецова
и др. _ М.: ВНИИЭГазпром, 1988. _ Вып. 13. _ (Серия «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений).
2. Гереш Г.М. Массообменные процессы
в системе газовая залежь _ водонапорный бассейн / Г.М. Гереш // Газовая промышленность. _ 1990. _ № 7. _ С. 45-48.
3. Гереш Г.М. Определение пластового давления в системе газовая залежь _ водонапорный бассейн при недостаточном информационном обеспечении (на примере Уренгойского месторождения) / Г.М. Гереш // Проблемы эффективности производства на северных нефтегазодобывающих предприятиях: сб. науч. докл. _ Т. 2. _ Новый Уренгой: ИРЦ Газпром, 1994. _ С. 51-60.
4. Гереш Г.М. Оценка влияния вторжения воды на подсчет запасов газа / Г. М. Гереш, А. С. Гацолаев // Современное состояние
и перспективы совершенствования методов подсчета запасов газа по данным истории разработки. - М.: ИРЦ Газпром, 2000. -С. 110-120.
5. Гафаров А.Ш. Особенности гидродинамического моделирования Гатчинского ПХГ / А.Ш. Гафаров;
под ред. Ю.Н. Васильева, С.Н. Вальковского // Применение методов математического моделирования и информатики для решения задач газовой отрасли: сб. науч. статей. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2012. - С. 113-115.
References
1. Geresh P. A. Application of zonal modeling for analysis and forecast of gas deposit development in Western Siberia by the example of the Cenoman deposit of the Urengoy field: information review / P.A. Geresh, A.S. Gatsolayev, G.M. Kuznetsova
et al. - Moscow: VNIIEGazprom, 1988. -Iss. 13. - (Series «Development and operation of gas and gas-condensate fields»).
2. Geresh G.M. Mass-transfer processes in the gas deposit - aquifer basin system / G.M. Geresh // Gas Industry. - 1990. - № 7. - P. 45-48.
3. Geresh G.M. Determination of the reservoir pressure in the system gas deposit - aquifer basin in the conditions of insufficient information support (by the example of the Urengoy field) / G.M. Geresh // Problems of production efficiency at northern oil/gas producing enterprises: collection of scientific reports - Vol. 2. -
Novy Urengoy: IRTs Gazprom, 1994. - P. 51-60.
4. Geresh G.M. Evaluation of the impact of water penetration on gas reserves estimation / G.M. Geresh, A.S. Gatsolayev // Current condition and prospects of improvement of gas reserves estimation methods on the basis of development history data. - Moscow: IRTs Gazprom, 2000. -
P. 110-120.
5. Gafarov A.Sh. Peculiar Features of Hydrodynamic Modeling of the Gatchinskoye UGS / A.Sh. Gafarov; edited by Yu.N. Vasilieva, S.N. Valkovsky // Application of mathematic modeling and informatics methods for solution of tasks of the gas industry: collection of scientific papers. - Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2012. -P. 113-115.
