CC BY
663
УДК 622.279:532(571.121)
Л.Н. Евликова, Ю.Е. Дорошенко, О.В. Куранина, М.А. Максимова
Особенности темпа падения пластового давления сеноманской залежи Уренгойского месторождения на поздней стадии разработки месторождения
Ключевые слова: Одним из крупнейших нефтегазоконденсатных месторождений России является Уренгойское Уренгойское, сеноманская залежь которого разрабатывается более 35 лет. С 1993 г. се-
месторождение, номанская залежь эксплуатируется на стадии падающей добычи газа в условиях про-
сеноманская явления упруговодонапорного режима. Залежь сводовая, водоплавающая, массивно-
залежь, го типа с неоднородным терригенным коллектором, прерывистым распространением
упруговодо- пропластков глин и глинистых пород по площади месторождения. Вводилась в раз-
напорный режим, работку поэтапно. Первой была введена Уренгойская площадь, зоны установок ком-пластовое плексной подготовки газа (УКПГ) которой тоже осваивались поэтапно с юга на се-
давление, вер. По мере расширения изученности залежи уточнялись запасы. В начальной ста-
депрессионная дии ввод новых скважин давал богатую информацию об изменении площади газонос-
воронка, ности, газонасыщенной толщины, текущем пластовом давлении, продвижении газо-
газоводяной водяного контакта (ГВК).
контакт. Следует отметить, что эксплуатационные скважины Уренгойского месторожде-
ния расположены в зонах наибольших толщин продуктивных отложений, охватываю-Keywords: щих 30-50 % газоносной площади месторождения. Под влиянием особенностей гео-
Urengoyskoe field, логического строения, очередности освоения и темпов разработки площадей форми-senoman deposit, ровалось поле распределения пластового давления по площади газоносности, конфи-
elastic-water drive, гурация которого свидетельствует о хорошей газодинамической связи как по площа-reservoir pressure, ди, так и по разрезу продуктивных отложений, что позволяет рассматривать процесс depression funnel, отработки залежи как единой газодинамической системы.
gas-water contact. С начала разработки пластовое давление по длительно разрабатываемым Урен-
гойской (1978 г.) и Ен-Яхинской (1985 г.) площадям снизилось от начального ~ на 80 %. По двум другим площадям - незначительно в связи с более поздним вводом их в разработку: Песцовая площадь (2004 г.) - на 26 %; Западно-Песцовая - (2010 г.) -на 10 %. Текущая газоотдача по сеноманской залежи Уренгойского месторождения составляет более 70 %.
Энергетическое состояние сеноманской залежи месторождения характеризуется изменением как пластового давления, так и положения ГВК. Постоянный мониторинг динамики этих показателей является обязательным условием контроля за разработкой месторождения и важнейшим источником информации о состоянии разрабатываемого объекта.
Контроль за разработкой сеноманской залежи на Уренгойском месторождении осуществляется фондом эксплуатационных (87 %) и наблюдательных скважин (13 % от общего фонда скважин).
При разработке массивных водоплавающих залежей (сеноманских залежей месторождений севера Тюменской области, в том числе Уренгойского) огромную роль играет активность поведения водоносного бассейна.
На рис. 1 представлена текущая карта приведенных давлений в апт-сеноманском водоносном комплексе Уренгойского месторождения. Начальный ГВК находился на отметке ~ 1200 м, за все время разработки месторождения он продвинулся относительно начального положения по разным зонам на 27-84 м.
. .1160-
изогипсы по кровле сеноманских отложений, абс. отм., м водонасыщенные сеноманские отложения
газовые залежи
150
А
440л
Контур газоносности сеноманских залежей Большого Уренгоя:
Г4*.../) начальный (на 01.01.1978 г.)
текущий (на 01.01.2013 г.)
Скважины, перфорированные в водонасыщенных отложениях:
пьезометрические поглощающие
^__ изобары приведенного (к плоскости «-1300 м»)
__пластового давления в апт-сеноманском
водоносном комплексе, МПа (на 01.01.2013 г.) [У^ контур депрессионной воронки
,-1 основные направления внедрения
пластовых вод в залежь
Рис. 1. Текущая карта приведенных давлений в апт-сеноманском водоносном комплексе
Уренгойского месторождения
В связи с поэтапным освоением сеноман-ской залежи Уренгойского месторождения текущие пластовые давления по площадям в зоне расположения эксплуатационных скважин в настоящее время имеют различные значения. Их диапазон составляет 1,97-4,86 МПа (причем минимальное давление наблюдается в центральной зоне площади, а максимальное соответствует Таб-Яхинскому участку, расположенному в северной части Уренгойской площади и введенному в разработку в 2003 г. - почти на 25 лет позднее южной зоны (УКПГ-1)).
Глубина текущей депрессионной воронки составляет около 1 МПа по отношению к южному крылу Уренгойской площади, а к северному - 2,8 МПа. В связи с более поздним сроком ввода в эксплуатацию Таб-Яхинского участка пластовое давление на дату его ввода снизилось относительно начального значения более чем на 40 % за счет перетоков газа в зону УКПГ-10, разработка которой началась в 1983 г. [1].
В отношении Ен-Яхинской площади следует отметить, что самое значительное снижение пластового давления в ее центральной части происходит в зоне расположения скважин УКПГ-11. В настоящее время пластовое давление в зоне дренирования скважин этой площади составляет 2,45-2,85 МПа. Самые высокие значения пластового давления наблюдаются на Песцовой и Западно-Песцовой площадях месторождения в зоне расположения скважин -9,1 и 10,99 МПа соответственно.
Темп падения пластового давления за год по длительно разрабатываемым площадям отражен в таблице.
При упруговодонапорном режиме разработки залежи в результате внедрения пластовой воды происходит «поддержание» пластового давления, обусловливающее более медленный темп его снижения по сравнению с газовым режимом, что можно проследить по графикам зависимости средневзвешенного приве-
денного пластового давления (Р(()/2[Р(/)]) от суммарного добытого газа (0доб) по скважинам, которые строятся в процессе контроля за разработкой. На рис. 2 в качестве примера представлены графики по скважинам зон УКПГ-1 АС (южная часть Уренгойской площади), УКПГ-6 (центральная часть) и УКПГ-10 (северная часть). Следует отметить, что данная зависимость по скважинам (и по рассматриваемой Уренгойской площади в целом) имеет нелинейный характер. Кроме того, установлены факты искривления начального участка зависимости
Р(0МР(0] = лво).
Это связано с влиянием трех основных факторов:
• этапность освоения Уренгойской площади - от УКПГ-1 (1978 г.) к УКПГ-10 (1983 г.) с возвратом к южной части УКПГ-1АС (1984 г.);
• отставание бурения и ввода в эксплуатацию проектного фонда скважин;
• влияние внедряющейся в газовую залежь пластовой воды.
Непременным условием анализа текущего состояния разработки является построение карт изобар и текущего положения ГВК (рис. 3 и 4), которые позволяют оценивать эффективность разработки залежи. Текущая карта изобар Уренгойской и Ен-Яхинской площадей подтверждает дальнейшее развитие двух де-прессионных воронок, приуроченных к зонам эксплуатационных скважин. Карта текущего положения ГВК в рамках первоначального контура газоносности позволяет оценивать объем обводненной части залежи.
На Уренгойской площади первые признаки продвижения ГВК наблюдались уже на четвертый-пятый годы разработки месторождения, что свидетельствовало о проявлении упруговодонапорного режима. Конфигурация поверхности текущего положения ГВК показывает, что имеют место активное продвижение контурных и подошвенных вод вдоль напластования и стягивание контура газоносности.
Изменение темпа падения пластового давления за год по площадям Уренгойского месторождения
Площадь Темп падения пластового давления
МПа %
Уренгойская 0,02-0,11 0,9-4,7
Ен-Яхинская 0,09-0,14 4,3-6,2
Песцовая Около 0,4 3,3
Западно-Песцовая Около 0,4 3,2
160
140
120
с S 100
о 80
^
N
60
40
20
0
1 ♦ СКВ. 1871 ■ скв. 1872 А скв. 1873 -
V
1000 2000 3000 4000 5000 6000
Суммарное количество добытого газа, млн м3
а
7000
8000
160
140
120
С s 100
о 80
^
n
о 60
40
20
0
I ♦ скв. 691 —■— СКВ. 692 А скв. 693 < скв. 693 -
Л Ч
\ rs Ь ч
1000 2000 3000 4000 5000 6000
Суммарное количество добытого газа, млн м3
б
7000
8000
160
140
120
= s 100
о 80
n
60
40
20
0
1 ♦ СКВ. 1011 ■ СКВ. 1012 А скв. 1013 -
Ws
1000 2000 3000 4000 5000 6000
Суммарное количество добытого газа, млн м3
7000
8000
в
Рис. 2. Графики зависимости P(t)lz[P(t)\ = f(Qdo6) по скважинам (кустам): а - куст 187 - УКПГ-1АС; б - куст 69 - УКПГ-6; в - куст 101 - УКПГ-10
0
0
0
Рис. 3. Карта изобар Уренгойской и Ен-Яхинской площадей Уренгойского месторождения
Рис. 4. Карта текущего положения ГВК Уренгойского месторождения
В зоне эксплуатационного разбуривания средний подъем ГВК составляет 30-50 м, средний темп подъема ГВК - не более 1,0-1,5 м/год. Кроме того, наибольшее продвижение ГВК наблюдается в скважинах, удаленных от свода структуры (от ее центральной части, являющейся зоной отбора). Скорость подъема ГВК здесь составляет 1,9-2,7 м/год.
На основании этого можно сделать вывод, что оценка текущего энергетического состояния сеноманской залежи Уренгойского месторождения является особенно актуальной на стадии падающей и завершающей добычи газа в условиях значительного снижения пластового давления при активном внедрении пластовой воды, разрушении призабойной зоны добывающих скважин, снижении дебитов и устьевых давлений и др.
На рис. 5 в виде блок-схемы проиллюстрированы причины и следствия падения пластового давления на падающей стадии разработки месторождения.
На практике как для оперативной оценки, так и для более глубокого анализа существуют несколько способов определения среднего пластового давления в залежи с учетом сжимаемости газа.
Одним из достоверных является способ вычисления приведенного среднего пластового давления как средневзвешенного по газонасыщенному поровому объему залежи. Величину текущего средневзвешенного пластового давления определяют с использованием карт текущих изобар и эффективных газонасыщенных толщин. Современные подходы позволяют находить величину текущего средневзвешенного пластового давления с использованием трехмерных цифровых моделей залежи, что на данном этапе особенно актуально, учитывая огромный опыт и историю разработки Уренгойского месторождения.
Способ «взвешивания давления» по всему объему залежи, включая периферию и недрени-руемые зоны месторождения, дает наиболее
Рис. 5. Причины и следствия снижения пластового давления на падающей стадии разработки месторождения
объективную оценку определения среднего пластового давления залежи.
В данной статье для сеноманской газовой залежи Уренгойского месторождения при упру-говодонапорном режиме приведенное средневзвешенное пластовое давление определяется с использованием трехмерной гидродинамической модели.
В научной литературе по разработке и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений хорошо описаны способы вычисления текущего среднего пластового давления в залежи, которые можно использовать для оперативной оценки.
Например, приведенное среднее пластовое давление залежи можно определить путем «взвешивания» по удельным объемам дренирования скважин. Такой способ осреднения можно использовать для оценки запасов газа с учетом данных истории разработки. Одним из условий его достоверного применения является полное и равномерное дренирование залежи.
Другой способ определения приведенного среднего пластового давления - «взвешивание» по дебитам скважин - применяется, когда залежь разбурена одиночными скважинами.
Наиболее распространенным способом является вычисление приведенного среднего пластового давления как среднего арифметического по всем скважинам. Данный способ является простым и оперативным, но более приемлем в случае, когда разработка залежи харак-
теризуется равномерной отработкой по площади и разрезу, а условия дренирования остаются неизменными в процессе эксплуатации.
Все эти способы используются при анализе и контроле за разработкой, оценке объемов дренирования залежи, но их применимость, например для подсчета запасов газа, ограничена при упруговодонапорном режиме по причине влияния внедрения пластовой воды и изменения пористости [2].
Рассмотрим шестилетний период разработки месторождения с 2007 по 2012 гг. (рис. 6 и 7). За этот период из сеноманской залежи Уренгойского месторождения отобрано 90 млрд м3 газа.
Если проследить динамику падения пластового давления с начала ввода залежи в эксплуатацию, можно отметить, что его снижение от начальной величины составило более 9 (юг залежи, зона УКПГ-1АС) и 7 МПа (север залежи, район Таб-Яхинского участка). На рис. 6 отражено, что депрессионная воронка Уренгойской площади за шесть последних лет изменилась с 3 до 2,8 МПа в южном направлении и с 5,6 до 4,5 МПа в северном, т.е. темп падения пластового давления значительно снизился. Это связано с поддержанием пластового давления за счет проявления упругих сил водоносного бассейна и снижением уровней отбора газа от проектных величин по причине сокращения спроса на углеводородное сырье в период с 2009 по 2012 гг.
0,45
0,40 --
5" 0,35 к ' х
.3 0,25
ш 2
8 0,20 ц
=
И °'15
Э
с 0,10 =
I 0,05
1 1 —♦— 2007 " —■— 2008 —А— 2009 —•— 2010 - —♦— 2011 —■— 2012
\
*
¿р
0,00
о -
=
>
--Н сч т «о чо ОО СЛ
- - - - - - - - -
= - - = = - = = -
> > > > > > > > >
-=
>
т
>13
к
*
о
X
X
*
-=
>
о*
оп
и и 3 С
Рис. 7. Динамика темпа падения пластового давления по зонам УКПГ Уренгойского месторождения за период 2007-2012 гг.
В настоящее время для решения различных задач по разработке и эксплуатации месторождения в условиях проявления упруговодо-напорного режима (распределение пластового давления в залежи, определение обводненного объема залежи и др.) применяют современные компьютерные программы и пакеты трехмерного геолого-гидродинамического моделирования (рис. 8).
V Таб-Яхинский участок УКПГ-10 \ УКПГ-9
УКПГ-8
УКПГ-6 УКПГ-5 УКПГ-4 УКПГ-3
УКПГ-2 УКПГ-1 УКПГ-1АС \
Рис. 8. Трехмерная геолого-гидродинамическая модель Уренгойской площади
Качественно проводимые исследования и интерпретация их результатов позволяют проанализировать распределение текущего пластового давления по площади и разрезу, а также динамику продвижения ГВК в залежи. На основании этого можно сделать точные выводы о характере дальнейшей эксплуатации месторождения и сформулировать рекомендации по эффективности его разработки.
Рассмотрим зависимость отношения текущего пластового давления к начальному от газоотдачи (Ртек/Рнач = Лбдоб/бнт)) некоторых зон УКПГ Уренгойской площади (рис. 9). Для примера были выбраны зоны УКПГ-1АС, -6, -10, соответствующие южной, центральной и северной частям Уренгойской площади.
Зависимость ртш/рнач = тдоб/бнач) для зон
УКПГ-6 и УКПГ-10 показывает прямо пропорциональную зависимость, что свидетельствует о максимальном вовлечении в разработку запасов соответствующих зон УКПГ.
На рис. 9 отражено, что при 60%-ной газоотдаче на стадии падающей добычи Ртех/Рнач изменяется от 0,27 на юге до 0,43 в центральной части и на севере площади. Следует отметить, что на Таб-Яхинском участке уже при 5%-ном отборе газа с начала его разработки это соотношение составило 0,4, что объясняется внутрипластовы-ми перетоками из области повышенных давлений в область пониженных (зона УКПГ-10).
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4 0,5
б«/ е„
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
Рис. 9. Уренгойская площадь. Зависимость Ртек/Рнач = /№да6/й„ач) по зонам УКПГ-1АС, -6, -10
Изучая характер связи между отбором газа и темпом снижения (изменения) пластового давления залежи (в зависимости от стадии разработки, геологических особенностей объектов эксплуатации, активности поведения водоносного бассейна), можно сделать следующие выводы.
На начальной стадии разработки темп падения пластового давления по зонам УКПГ Уренгойской площади составлял в среднем 0,5-0,6 МПа/год.
На стадии падающей добычи, когда коэффициент газоотдачи достигает 60 % и более в условиях активного проявления упруговодона-порного режима и уменьшения начального газонасыщенного порового объема, происходит снижение темпа падения пластового давления (для зон УКПГ Уренгойской площади - 0,020,12 МПа/год) ~ в 5 раз.
Анализ динамики распределения текущего пластового давления и темпов его падения по зонам и площадям месторождения позволяет оценить эффективность отработки залежи и расход пластовой энергии, что в свою очередь дает возможность более гибко осуществлять эксплуатацию месторождения на поздней и завершающей стадиях разработки.
На основе проведенного анализа энергетического состояния пласта для выравнивания сложившейся депрессионной воронки Уренгойской площади можно рекомендовать перераспределение отборов газа между зонами южных и северных УКПГ.
В заключение необходимо подчеркнуть, что в течение всего периода разработки Уренгойского месторождения накоплен огромный опыт, который подтверждает эффективность принятой системы его разработки, правильность проектных технологических и технических решений по регулированию процессом разработки. В настоящее время разработка осуществляется на стадии падающей добычи с закономерными проявлениями признаков поздней стадии (снижение энергетических возможностей продуктивного пласта, устьевых давлений и дебитов скважин). Таким образом, для достижения максимальной газоотдачи по-прежнему остаются актуальными вопросы по комплексному решению проблем, связанных с разработкой и эксплуатацией се-номанской залежи Уренгойского месторождения в условиях низких пластовых давлений и обводнения залежи.
Список литературы
1. Цыбульский П.Г. К вопросу обоснования темпов отбора из неразрабатываемых участков сеноманских залежей севера Тюменской области / П.Г. Цыбульский, А.Н. Пономарев, Л.Н. Евликова и др. // Повышение эффективности разработки месторождений природного газа. - М.: ВНИИГАЗ, 2001. -
С. 8-12.
2. Евликова Л.Н. Особенности подсчета запасов газа по данным разработки сеноманской залежи Большого Уренгоя / Л.Н. Евликова, М.А. Ставицкая, П.Г. Цыбульский и др. // Современное состояние и перспективы совершенствования методов подсчета запасов газа по данным истории разработки: мат. НТС ОАО «Газпром». - М.: ИРЦ Газпром, 2000. -С. 34-37.
3. Гереш Г.М. Оценка влияния воды на подсчет запасов газа / Г.М. Гереш, А.С. Гацолаев // Современное состояние и перспективы совершенствования методов подсчета запасов газа по данным истории разработки: мат. НТС ОАО «Газпром». - М.: ИРЦ Газпром, 2000. -С. 112-119.
4. Гереш Г.М. Особенности оценки дренируемых запасов газа месторождений на поздней стадии их разработки: тезисы / Г.М. Гереш, Ю.Е. Дорошенко, Л.Н. Евликова // Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения:
мат. 2-й Межд. науч.-практ. конф. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2010.
References
1. Tsybulsky P.G. On the problem ofjustification of rates of recovery from undeveloped areas of cenoman deposits in the north of the Tyumen region / P.G. Tsybulsky, A.N. Ponomarev, L.N. Evlikova et al. // Improvement of the efficiency of natural gas field development: scientific and technical collection. - Moscow: VNIIGAZ, 2001. - P. 8-12.
2. Evlikova L.N. Peculiar features of gas reserves estimation on the basis of the data of development of the Bolshoy Urengoy Cenoman deposit /
L.N. Evlikova, M.A. Stavitskaya, P.G. Tsybulsky et al. // Current condition and prospects of improvement of gas reserves estimation methods on the basis of development history data: proceedings of the Scientific-technical council of Gazprom JSC. - Moscow: IRTs Gazprom, 2000. - P. 34-37.
3. Geresh G.M. Evaluation of water impact 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: proceedings of the Scientific-technical council of Gazprom JSC. - Moscow: IRTs Gazprom, 2000. -P. 112-119.
4. Geresh G.M. Peculiar features of drained gas reserves estimation for fields at the latest development stage: theses / G.M. Geresh, Yu.E. Doroshenko, L.N. Evlikova // World gas resources and reserves and their potential development technologies: proceedings of the 2nd International scientific-practical conference. -Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2010.
