Опыт разработки Юрхаровского нефтегазоконденсатного месторождения с использованием горизонтальных скважин Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 550.853;550.8.056

С.Г. Медведев, С.Г. Соловьев, А.А. Лузин

Опыт разработки Юрхаровского нефтегазоконденсатного месторождения с использованием горизонтальных скважин

Юрхаровское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) расположено в северной части Уренгойского нефтегазоносного района Надым-Пурской нефтегазоносной области на территории Надымского и Тазовского районов Ямало-Ненецкого автономного округа, введено в промышленную разработку в январе 2003 г. По величине извлекаемых запасов газа относится к уникальным (рис. 1).

К месторождению подведены магистральный газопровод (МГ) протяженностью 51 км (соединяется с МГ Ямбург - Уренгой) и конденсатопровод Юрхаровское месторождение - Пуровский ЗПК (337 км). Ближайшие разрабатываемые месторождения -Ямбургское (на западе), Северо-Уренгойское (на юге), Находкинское (на северо-востоке).

В тектоническом отношении месторождение контролируется Юрхаровским структурным мысом, являющимся одним из звеньев Медвежье-Ямбургского пояса мегавалов, расположенным в северной части Надым-Тазовской синеклизы. Юрхаровский структурный мыс в свою очередь осложнен одноименным локальным поднятием - структурой III порядка.

Площадь Юрхаровского НГКМ составляет около 260 км2. Большинство продуктивных залежей относятся к пластово-сводовому типу и компактно расположены на небольшой территории. Однако почти 90 % запасов месторождения находятся в акватории Тазовской губы.

В разрезе месторождения залежи углеводородов установлены в следующих комплексах:

• сеноманском (в пласте ПК1 - газовая залежь);

• аптском (в пластах ПК18, ПК19, АУ7 - газоконденсатные залежи);

• неокомском (в пластах АУ^, БУ0, БУ1-2, БУ°, БУ3, БУ4, БУ0, БУ5, БУ5, БУ6, БУ6, БУ7, БУ®, БУ9, БУ9, БУ9, БУ9, БУ10, БУ14 - газоконденсатные, в пластах БУ8, БУ|, БУ8 -газоконденсатные залежи с нефтяными оторочками).

Залежи углеводородов объединены в семь эксплуатационных объектов: I - ПК1; II - ПК18-19; III - АУ7; IV - БУ1-2; V - БУ3-7; VI - БУ8-10; VII - БУ8-3 - нефтяные оторочки.

Основными объектами добычи являются валанжинские залежи (IV-VI), в которых сосредоточено 75 % запасов Юрхаровского НГКМ.

Эксплуатационное бурение производится с береговой части, месторождение разрабатывается с применением наклонно направленных и горизонтальных скважин (рис. 2).

В настоящий момент месторождение выведено на проектную мощность 37 млрд м3 газа и 2,7 млн т конденсата в год.

Рассмотрим объект IV (пласт БУ1-2).

Пласт БУ1-2 представляет собой газоконденсатную залежь пластово-сводового типа с эффективными газонасыщенными толщинами от 3 до 94 м, пористостью 0,18-0,21, проницаемостью 30-330 мД, газонасыщеностью 0,7. Основная часть запасов залежи расположена в акватории Тазовской губы.

На текущий момент разработка рассматриваемого пласта ведется 17 эксплуатационными скважинами, основные параметры по скважинам представлены на гистограммах (рис. 3-5).

Ключевые слова:

Юрхаровское

месторождение,

горизонтальная

скважина,

акватория

Тазовской губы,

запасы,

залежь,

депрессионная

воронка,

дренирование,

пласт,

отбор газа,

продуктивность.

Keywords:

Yurkharovskoye field, horizontal well, water area of the Gulf of Taz, reserves, deposit,

depression cone, drainage, stratum, gas extraction, productivity.

граница адм. ед. 2-го порядка автодороги с покрытием автодороги без покрытия трактор, и а/зимники проектные дороги реки

газопроводы нефтепроводы конденсатопроводы продуктопроводы

Рис. 1. Обзорная карта района Юрхаровского НГКМ

< <

| граница Юрхаровского лицензионного участка граница лицензионных участков Тазовский район Надымский район Пуровский район

месторождения углеводородов населенный пункт электростанция

"го

го о

Рис. 2. Схема размещения контуров пластов и профили эксплуатационных скважин Юрхаровского НГКМ

РО

ел

Номер скважины

1000

2000

3000

4000

5000

6000

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

121

198 165

Ц- 1000

Н- 2000

3000

4000

М- 5000

глубина скважины по стволу, м ■ длина горизонтального проперфорированного участка (фильтра), м □ отход от устья, м

6000

Рис. 3. Глубина скважин по пласту, длина горизонтального участка (фильтра) и отход от устья по скважинам

Номер скважины

I I текущее Рт снижение Рт от начального • срок эксплуатации, лет начальный дебит -текущий дебит

Рис. 4. Начальные и текущие дебиты, текущие пластовые давления и падение пластового давления с начала эксплуатации по скважинам

го

го 00

120

100

80

60

40

20

11

накопленный отбор газа

8 9 10

Номер скважины

отбор газа при снижении Рт на 1 ата, млн м:

12

13

14

15

16

17

падение Рт при отборе 1 млрд м3

18

Рис. 5. Накопленный отбор, отбор газа при снижении пластового давления на 1 ата, падение пластового давления

при отборе в 1 млрд м3 газа по скважинам

19

18

16

14

12

Ю о

6 Я

Представленный далее сравнительный анализ сделан на примере объекта IV (пласт БУ1-2) по следующим причинам:

• объект одним из первых был введен в разработку (находится в эксплуатации более 10 лет, на текущий момент отобрано 44 %);

• по сроку ввода скважин можно выделить три периода;

• скважины, эксплуатирующие объект, различаются по отходам от устья, проходкой по пласту, конструкциям (диаметры эксплуатационных, насосно-компрессорных колонн).

Для сравнительного анализа разделим эксплуатационные скважины на пять групп (см. рис. 3-5) и затем рассмотрим их усредненные показатели (табл. 1):

• группа 1 - скважины 1-5:

- наклонно направленные (максимальный зенитный угол - 38-48°) с отходом от устья в среднем по скважинам 714 м (минимум - 370 м (скв. 3), максимум - 1135 м (скв. 1));

- интервал фильтровой (проперфори-рованной) части в продуктивном пласте в среднем по скважинам - 67 м (минимум - 46 м (скв. 2), максимум -78 м (скв. 5));

- эксплуатационная колонна - 168 мм, насосно-компрессорные трубы (НКТ) -114 мм;

- введены в эксплуатацию с января по май 2003 г.;

• группа 2 - скважины 6-8:

- наклонно направленные (максимальный зенитный угол - 70-86°) с отходом от устья 1416, 1866, 1559 м соответственно;

- интервал фильтровой (проперфори-рованной) части в продуктивном пласте - 121, 165, 198 м соответственно;

- эксплуатационная колонна - 168 мм, НКТ - 114 мм;

- введены в эксплуатацию с июля по август 2003 г.;

• группа 3 - скважина 9:

- горизонтальная (максимальный зенитный угол - 95°) с отходом от устья 1200 м;

- интервал фильтровой (проперфори-рованной) части в продуктивном пласте - 330 м;

- увеличенный диаметр эксплуатационной колонны - 245 мм, НКТ - 168 мм;

- введена в эксплуатацию в марте 2004 г.;

• группа 4 - скважины 10-13:

- горизонтальные (максимальный зенитный угол - 93°) с отходом от устья около 2500 м;

- интервал фильтровой (проперфори-рованной) части в продуктивном пласте в среднем по скважинам составляет 730 м (минимум - 590 м (скв. 8), максимум - 808 м (скв. 10));

Таблица 1

Основные усредненные параметры скважин

Параметр Группа

1 2 3 4 5

Глубина скважины по стволу/отход от устья, м 2600/714 3300/1610 3500/1180 4740/2515 5070/3060

Интервал фильтровой (проперфорированной) части, м 67 160 330 730 620

НКТ, мм 114 114 168 168 178

Начальный дебит газа, тыс. м3/сут 1806 1767 4300 4400 3000

Текущий дебит, тыс. м3/сут (% от начального) 720 (40) 1116 (63) 2684 (62) 2550 (58) 2500 (83)

Депрессия на пласт, ата 9 5 3 7 10

Добыча газа при падении пластового давления на 1 ата, млн м3/ата 41 47 106 75 51

Падение пластового давления при накопленном отборе 1 млрд м3, ата/млрд м3 22,0 21,7 9,4 13,3 20

Накопленный отбор, млрд м3 5,1 5,7 12,25 6,65 2,5

Время эксплуатации скважин, лет 11,3 10,8 10,2 5,5 3,0

Коэффициент извлечения свободного газа (КИГ) по пласту на момент запуска скважин, % 0 0 2 18 32

- увеличенный диаметр эксплуатационной колонны - 245 мм, НКТ- 168 мм;

- введены в эксплуатацию с сентября по ноябрь 2008 г.;

• группа 5 - скважины 14-19:

- горизонтальные (максимальный зенитный угол - 90-95°) с отходом от устья в среднем по скважинам 3050 м (минимальный отход - 2550 м (скв. 15), максимальный - 3865 м (скв. 14));

- интервал фильтровой (проперфори-рованной) части в продуктивном пласте в среднем по скважинам - 620 м (минимум - 450 м (скв. 14), максимум - 715 м (скв. 17));

- увеличенный диаметр эксплуатационной колонны - 245 мм, НКТ- 168 мм;

- введены в эксплуатацию с декабря 2010 г. по ноябрь 2011 г.

Отметим, что скважины групп 1 и 2 - наклонно направленные, групп 3-5 - горизонтальные.

Согласно данным таблицы:

• наибольшие отходы от устья имеют скважины группы 5;

• наибольший интервал фильтровой (про-перфорированной) части по пласту наблюдается у групп 4 и 5;

• увеличенные диаметры эксплуатационных колонн - у групп 3-5;

• максимальный начальный дебит -у групп 3 и 4, минимальный - у групп 1 и 2;

• максимальное снижение дебита за период эксплуатации отмечено в скважинах группы 1, минимальное - у группы 5 (обусловлено меньшим временем эксплуатации скважин);

• минимальная депрессия на пласт отмечается на скважинах групп 2 и 3, максимальная - у групп 1 и 5;

• наибольшая добыча газа при падении пластового давления на 1 ата наблюдается у скважин групп 3 и 4, наименьшая - у группы 1;

• наименьшее падение пластового давления при накопленном отборе 1 млрд м3 - у скважин групп 3 и 4, наибольшее - у группы 1;

• максимальный накопленный отбор - у группы 3, минимальный - у группы 5 (в связи с наименьшим временем работы). При этом следует отметить, что накопленный отбор по скважинам групп 2 и 4 соизмерим. Несмотря на наибольшее время работы скважин группы 1, накопленный отбор у них меньше, чем у скважин групп 2-4.

На основании результатов сравнительного анализа данных табл. 1 можно сделать вывод о том, что горизонтальные скважины позволяют при меньших потерях пластовой энергии получить больший накопленный отбор газа.

На начальном этапе разработки IV объекта (рис. 6) годовой темп отбора газа от начальных геологических запасов составил 3 %. С вводом скважин группы 4 темп отбора вырос до 4,7 % (при этом снижение пластового давления составило 21 %, КИГ - 18 % ); с вводом скважин группы 5 годовой темп отбора газа достиг 6 % (при снижении пластового давления от начального на 40 %, КИГ - 32 %). Годовая добыча по пласту IV объекта составляет 36 % от общей добычи Юрхаровского НГКМ.

Анализ данных газодинамических исследований скважин показывает, что в процессе работы происходит снижение продуктивности скважин (табл. 2). Наибольшее снижение продуктивности наблюдается у скважин группы 1, наименьшее - у скважин группы 4.

Несмотря на то что продуктивность горизонтальных скважин со временем снижается пропорционально продуктивности наклонно направленных, показатель первых в два-три раза выше.

Таблица 2

Средняя продуктивность по группам скважин

Продуктивность скважин, (тыс. м3/сут)/кгс/см2

Группа начальная текущая А, %

средняя максимум минимум средняя максимум минимум

1 461 842 217 138,8 250 99 -70

2 299 400 111 153 320 127 -49

3 1128 544 -52

4 943 1399 789 527 684 332 -44

5 613 940 372 - - - -

25

20

15

10

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Годы разработки

теми отбора таза от начальных запасов, % ™ фонд эксплуатационных скважин, ед. -•- пластовое давление, МПа

Рис. 6. Темп отбора газа, фонд эксплуатационных скважин и пластовое давление

по годам разработки

5

0

На рис. 7 приведены карты изобар по годам разработки и профили эксплуатационных скважин. На основании их анализа можно сделать следующие выводы:

• ввод скважин групп 4 (2008 г.) и 5 (2011 г.) позволил вовлечь в разработку запасы залежей Юрхаровского НГКМ, находящиеся и на суше, и в акватории Тазовской губы;

• эксплуатация залежи наклонно направленными скважинами (рис. 7а) привела к образованию локальной депрессионной воронки и, как следствие, к выбытию двух скважин (в 2013 г.);

• строительство и ввод в разработку горизонтальных скважин (рис. 7б и 7в) позволили выровнять депрессионную воронку и распространить практически по всей залежи.

Каждая скважина Юрхаровского НГКМ решает конкретную геологическую задачу. Расчеты показывают, что возможно увеличение продуктивности и накопленной добычи газа и конденсата. Однако по факту решение о типе заканчивания скважин принимается с учетом имеющегося на рынке бурового оборудования, последующего перевода на вторичные по запасам объекты, экономических критериев.

В настоящий момент на Юрхаровском НГКМ осуществлено строительство скважины с глубиной 8500 м по стволу, отходом от устья

7000 м, с горизонтальным участком 1500 м, длиной фильтров (перфорации) 1300 м и дебитом скважины около 2000 тыс. м3/сут.

Применение горизонтальных скважин при разработке месторождения позволило:

• ввести в разработку запасы всех залежей месторождения (на суше и в акватории Тазовской губы);

• осуществить одновременную эксплуатацию одной скважиной нескольких пластов, входящих в объект разработки, и обеспечить равномерное дренирование запасов этих пластов;

• предотвратить образование глубоких де-прессионных воронок при кустовом размещении скважин;

• получить высокопроизводительные скважины (с начальными дебитами до 4800 тыс. м3/сут; за 10 лет эксплуатации дебит скважин снизился до 2500 тыс. м3/сут);

• ввести в разработку маломощные пласты, не рентабельные для эксплуатации наклонно направленными скважинами;

• отобрать 44 % от начальных геологических запасов по анализируемому пласту за относительно короткий промежуток (10 лет);

• повысить эффективность разработки и освоения запасов как по капитальным вложениям, так и с точки зрения эксплуатационных (операционных) затрат.

\

//

Итшш

/ / / \ /

I ( I '/ I?!)!!!1 < ■ №1' Я

' ' ') 11}№\{ УМШ\\\'!

ЦРгЯ Ч {/Щт' 7 Ш

///

О

скважины, находящиеся в эксплуатации

Рис. 7. Карты изобар и профили эксплуатационных скважин: а - по состоянию на 01.01.2005 г.; б - по состоянию на 01.01.2010 г.; в - по состоянию на 01.01.2014 г.

а

Список литературы

1. Платонова Н.Ф. Геологический проект поисково-разведочного бурения на Юрхаровской площади / Н.Ф. Платонова. -Тюмень, 1973.

2. Зотов Г.А. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / Г.А. Зотов, З.С. Алиев. -М.: Недра, 1980. - 301 с.

3. Алиев З. С. Технология применения горизонтальных скважин: учеб. пособ. /

З.С. Алиев, В.В. Бондаренко. - М.: Нефть и газ, 2006. - 712 с.

4. Батлер Р.М. Горизонтальные скважины для добычи нефти, газа и битумов / Р. М. Батлер. -М.; Ижевск: Институт компьютерных исследований; НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2010. - 536 с.

5. Закиров С.Н. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа / С.Н. Закиров, Э.С. Закиров, И.С. Закиров

и др. - М.: Институт проблем нефти и газа (РАН), 2004. - 520 с.

6. Жарикова Н.Х. Проблемы освоения и разработки Юрхаровского НГКМ / Н.Х. Жарикова, А.Н. Лапердин,

И. А. Кустышев // Бурение и нефть. - 2008. -№ 9. - С. 12 -14.

7. Лапердин А.Н. Оценка продуктивности скважин с горизонтальными забоями / А. Н. Лапердин // Проблемы повышения газоконденсато- и нефтеотдачи на месторождениях Севера Западной Сибири: сб. науч. тр. - Тюмень: Тюменгазтехнология, 1991. - С. 34-42.

8. Комплексная технологическая схема разработки Юрхаровского месторождения. -Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2000. - 426 с.

9. Технологический проект разработки Юрхаровского нефтегазоконденсатного месторождения. - Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2013. - 642 с.

References

1. Platonova N.F. Geological design for prospecting and exploration drilling at the Yurkhazovskaya area / N.F. Platonova. - Tyumen, 1973.

2. Zotov G.A. Instruction for comprehensive study of gas and gas condensate reservoirs and wells / G.A. Zotov, Z.S. Aliyev. - Moscow: Nedra, 1980. - 301 p.

3. Aliyev Z.S. Technology of use of horizontal wells: training aids / Z.S. Aliyev, V. V. Bondarenko. -Moscow: Neft i gaz, 2006 - 712 p.

4. Batler R.M. Horizontal wells for oil, gas and bitumen production / R.M. Batler. - Moscow; Izhevsk: Institute of Computer Studies;

R&D Centre «Regular and Chaotic Dynamics», 2010. - 536 p.

5. Zakirov S.N. New principles and technologies of oil and gas field development / S.N. Zakirov, E.S. Zakirov, I.S. Zakirov et al. - Moscow:

Oil and Gas Institute (RAS), 2004. - 520 p.

6. Zharikova N.H. Problems of development and exploitation of the Yurkharovskoye oil and gas condensate field / N.H. Zharikova, A.N. Laperdin, I.A. Kustyshev // Drilling and Oil. - 2008. -

№ 9. - P. 12 -14.

7. Laperdin A.N. Evaluation of productivity of wells with horizontal bottomholes / A.N. Laperdin // Problems of improvement of gas condensate

and oil recovery at Northwestern Siberia fields: collection of scientific papers. - Tyumen: Tymengazteknologiya, 1991. - P. 34-42.

8. Comprehensive flowchart of the Yurkharovskoye field development. - Tyumen: TumenNIIgiprogas, 2000. - 426 p.

9. Technological project for development of the Yurkharovskoye oil/gas/condensate field. -Tyumen: TumenNIIgiprogas, 2013. - 642 p.