VIP Studio ИНФО Особенности геологического строения и разработки нижнетриасовых залежей Средневилюйского газоконденсатного месторождения на востоке Сибирской платформы
levitra bitcoin

+7(495) 725-8986  г. Москва

Журналы

  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Серия


    Серия "Гуманитарные
    науки"

  • Серия


    Серия
    "Экономика
    и Право"

  • Серия


    Серия
    "Естественные и
    Технические науки"

  • Серия


    Серия
    "Познание"

  • Журнал


    Журнал
    "Минеральные
    ресурсы России"

  • Журнал


    Журнал
    "Геология
    Нефти и Газа"

  • Журнал


    Журнал
    "Маркшейдерия и
    Недропользование"

  • Журнал


    Журнал
    "Земля Сибирь"

А.В. Погодаев,  (ОАО “Якутгазпром”)

В.С. Ситников,  (Госкомгеологии Республики Саха (Якутия)

Журнал «Геология Нефти и Газа» # 2008-4
 

 

В  пределах Дальневосточного федерального округа УВ-потенциал Республики Саха (Якутия) по суммарной величине прогнозных ресурсов и установленных запасов нефти и газа различных категорий играет определяющую роль. В связи с небольшими внутренними потребностями республики в газовом сырье, из 30 месторождений, числящихся в настоящее время на государственном балансе, лишь единичные в разные годы в той или иной степени были вовлечены здесь в промышленную разработку. Из них по объему накопленной добычи и соответствующей геолого-промысловой информации ведущее место занимает Средневилюйское газоконденсатное месторождение. По комплексу показателей, включающих экстремальные горно-геологические условия освоения газовых залежей, сложность строения и относительно высокую степень их изученности, это месторождение в определенной мере может служить эталоном для слабоизученных территорий Восточной Сибири и Дальнего Востока.

Средневилюйское газоконденсатное месторождение расположено в центральной части Республики Саха (Якутия), в 560 км северо-западнее Якутска (рис. 1).

 

Рис. 1. ОБЗОРНАЯ СХЕМА ЦЕНТРАЛЬНОЙ ЧАСТИ ЯКУТИИ
1 – газоконденсатные месторождения; 2 – автодороги круглогодичные; 3 – газопроводы;
4 – установка по переработке газоконденсата; 5 – газоперерабатывающий завод; 6 – объект исследований

 

В нефтегазогеологическом плане месторождение находится в пределах Хапчагайского газоносного района, выделяемого в составе Вилюйской нефтегазоносной области, которая, в свою очередь, является составной частью обширной Хатанго-Вилюйской нефтегазоносной провинции, охватывающей практически все мезозойские краевые депрессии Сибирской платформы.

В настоящее время Средневилюйское газоконденсатное месторождение является основным объектом эксплуатации, обеспечивающим потребности в газе и продуктах его переработки центрального промышленного района Якутии и Якутска. По величине начальных запасов УВ-сырья оно относится к крупным. По сложности геологического строения, условиям залегания и степени выдержанности коллекторов продуктивных пластов является сложным. По содержанию стабильного конденсата относится ко второй группе газоконденсатных месторождений с малым содержанием конденсатов в пластовом газе. По характеру строения ловушки, контролирующей месторождение, характеризуется как пластовое, сводовое, по числу продуктивных горизонтов является многопластовым.

В тектоническом отношении месторождение приурочено к одноименной брахиантиклинальной складке, осложняющей западную присводовую часть крупного Хапчагайского мегавала, расположенного в пределах Вилюйской синеклизы. По замкнутой изогипсе -3200 м отражающего сейсмического горизонта ТП размеры структуры составляют 22х50 км, амплитуда – 350 м. Структурные планы по разрезу месторождения в основном совпадают [1].

Разрез осадочных отложений изучен бурением до глубины 6519 м (скв. 27). Вскрытая его часть снизу-вверх представлена верхнепалеозойскими (каменноугольные, пермские), мезозойскими (триасовые, юрские, меловые) и четвертичными отложениями.

В разрезе выделяются верхнепермский, нижнетриасовый, среднетриасовый, нижнеюрский и среднеюрско-меловой газогидродинамические комплексы, которые разделены региональными флюидоупорами, представленными соответственно неджелинской, мономской и сунтарской свитами преимущественно глинистого состава. Застойный характер пластовых вод обусловил хорошую сохранность газовых залежей и горизонтальное положение газоводяных контактов (ГВК).

Характерно весьма сложное распределение пластовых давлений по разрезу месторождения – от аномально высоких в верхней перми через нормальные гидростатические в нижнем триасе к аномально низким в верхней части разреза (верхняя юра, нижний мел).

Разрез Средневилюйского месторождения характеризуется большим этажом газоносности. Промышленные притоки газа и газа с конденсатом получены из юрских, триасовых и пермских отложений в интервале глубин от 950 до 2950 м. Газовые залежи разных размеров связаны с продуктивными горизонтами J3-I, J3-II, J1б, Т1-I, Т1-II, Т1-III, Р2-I. Наибольшими по размерам и запасам газа являются залежи горизонтов Т1-II, Т1-III, приуроченные к отложениям нижнего триаса, с которыми связаны 97 % запасов газа и конденсата всего месторождения (рис. 2).

 

Рис. 2. СТРУКТУРНАЯ КАРТА ПО КРОВЛЕ ГОРИЗОНТА Т1-III (А)
И ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ ОСНОВНЫХ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ (Б)
1 – изогипсы кровли продуктивного горизонта Т1-III, м; контур газоносности: 2 – внешний, 3 – внутренний;
4 – линия геологического разреза; скважины: 5 – разведочные, 6 –эксплуатационные,
7 –поисковые, 8 – наблюдательные; 9 – ГВК; 10 – газ; 11 – вода; 12 – зона ГВК

 

Продуктивный горизонт Т1-II приурочен к нижней части мономской свиты нижнего триаса, выполняющей роль экрана. Он перекрывается и подстилается аргиллитами. Горизонт представлен несколькими песчаными пластами, которые не выдержаны по простиранию. В сводовой части структуры коллекторы горизонта отсутствуют, замещаются глинистыми разностями, создавая видимость “лысого свода”. В настоящее время горизонт Т1-II эксплуатируется 8 скважинами, накопленный отбор газа за весь период эксплуатации составляет 4361 млн м3, или 12,7 % начальных запасов.

Залежь горизонта Т1-II вскрыта в интервале глубин 2417-2546 м. Продуктивный горизонт характеризуется общей мощностью коллектора от 0 до 40 м. Открытая пористость пород колеблется в довольно широких пределах (до 25 %), проницаемость достигает 0,633 мкм2. Начальное пластовое давление составляло 25,5 МПа, температура около 53 оС. Газоводяной контакт принят условно на абсолютной отметке -2422 м. Залежь относится к типу пластово-сводовых с элементами литологического экранирования.

Залежь горизонта Т1-III является основной по запасам газа, она находится в интервале глубин 2430-2590 м. Содержащий ее продуктивный горизонт представлен в основном песчаниками с подчиненными прослоями аргиллитов и алевролитов, количество которых в общем объеме увеличивается в восточной и юго-восточной частях структуры. Этот горизонт стратиграфически приурочен к верхам таганджинской свиты нижнего триаса. Залежь Т1-III является пластовой, сводовой, с краевыми предельно насыщенными водами хлоркальциевого состава. В пределах установленных границ залежи общая толщина горизонта Т1-III меняется незначительно от 57 до 80 м и в разрезах большинства скважин составляет 60-70 м. При этом общие эффективные толщины коллекторов горизонта в своде структуры и в целом на преобладающей части площади залежи составляют 40-50 м. В восточной и юго-восточной частях структуры наблюдается уменьшение эффективных толщин до 20 м. В этом направлении в разрезе горизонта Т1-III ухудшаются также и коллекторские свойства.

Открытая пористость газонасыщенных коллекторов горизонта Т1-III изменяется от 14 до 23 % (в большинстве скважин 20 %). Проницаемость коллекторов по данным керна колеблется от 0,001 до 0,450 мкм2 и более (в большинстве 0,05-0,10 мкм2). Остаточная водонасыщенность газоносных коллекторов по керну составляет от 15 до 50 % (50 %, т.е. критическое значение, фиксируется на контакте газ – вода). Начальное пластовое давление 25,6 МПа, температура 55 оС, содержание стабильного конденсата 63 г/м3.

Дебиты газа для большинства скважин при депрессиях до 300 МПа достигают 300-500 тыс. м3/сут. Значительное уменьшение дебитов (до 50-100 тыс. м3/сут при максимальных депрессиях) отмечается в юго-восточной части залежи Т1-III, в зоне ухудшения коллекторов.

Первоначальное положение ГВК соответствует абсолютной отметке -2437 м, высота залежи составляет 99 м, площадь газоносности – 114,7 км2. Накопленный отбор газа превышает 17390 млн м3, что составляет 15,8 % начальных запасов.

Актуальная необходимость детального анализа данных по разработке нижнетриасовых газовых залежей Средневилюйского газоконденсатного месторождения обусловлена сочетанием целого ряда геолого-промысловых ситуаций и структурно-тектонических особенностей строения ловушки, требующих дополнительного изучения для оптимизации недропользования как в рамках этого месторождения, так и в пределах всей Вилюйской газоносной области. В частности, при крупных размерах нижнетриасовых залежей, содержащих суммарные запасы газа > 140 млрд м3, и наличии значительного фонда добывающих и резервных скважин, подготовленных к эксплуатации, реальные внутренние потребности центральных районов республики в газе Средневилюйского месторождения относительно невелики (~ 1,5 млрд м3/год). В целях рациональной разработки газовых залежей необходимо всесторонне и в полной мере учитывать немалый геолого-промысловый опыт, накопленный за 20 лет разработки и отражающий как особенности строения залежей, так и специфику их разработки. Это позволит более рационально и эффективно освоить разведанные запасы газа на основе обоснованного регулирования ежесуточной интенсивности отбора газа и оперативного решения вопросов о целесообразности вовлечения в эксплуатацию строго определенных скважин в той или иной части месторождения.

В теории и практике разработки газовых и газоконденсатных месторождений большое внимание уделяется определению режима разработки залежей и изучению факторов, формирующих его в течение всего периода эксплуатации. Контроль за установлением режимов разработки и, в частности, наблюдение за продвижением законтурных вод являются важнейшими задачами добывающих организаций, решение которых предопределяет наличие целой системы геолого-промысловых исследований, составляющих основу анализа состояния разработки месторождения. Принято считать, что основными факторами, формирующими режим разработки и подлежащими первоочередному изучению и контролю, являются [3]:

  • параметры водонапорного бассейна (гидростатические напоры, состав вод, направления их движения) и динамика изменения их во времени;
  • проницаемость пород, мощность и степень однородности пластов-коллекторов в пределах залежи и водоносного бассейна;
  • динамика интенсивности и характера внедрения пластовых вод в газовые залежи и влияние этих процессов на изменение пластового давления;
  • характеристика зоны ГВК, включая показатели газоводяной смеси и двухфазной фильтрации, ее изменение по мере снижения пластового давления и влияние этого изменения на темп внедрения вод;
  • внутрипластовые и межпластовые перетоки газа и их динамика в процессе разработки залежи.
  • Оценка будущего режима на стадии проектирования разработки о месторождения предполагала преимущественно газовый режим эксплуатации и носила скорее экспертный характер, поскольку базировалась на ограниченном геологическом материале.

К настоящему времени накоплен и систематизирован большой фактический материал, позволяющий на качественно новом уровне оценивать текущее состояние разработки, осуществлять прогноз поведения гидродинамической системы на перспективу и производить регулирование отборов газа в конкретных скважинах по площади месторождения.

Средневилюйское газоконденсатное месторождение введено в промышленную разработку в 1986 г. для покрытия дефицита в газе, связанного со снижением объемов добычи на ранее введенном в эксплуатацию Мастахском газоконденсатном месторождении, перешедшем в стадию довыработки.

Значительная часть площади рассматриваемого месторождения, расположенная преимущественно в своде антиклинальной ловушки, контролирующей газовые залежи, находится в пределах поймы р.Вилюй. Русло реки делит территорию месторождения на левобережную и правобережную части. Это значительно осложнило промышленное освоение месторождения и ограничило размещение эксплуатационных скважин в затопляемых и водоохранных зонах, что явилось основным сдерживающим фактором выполнения проектных решений на начальном этапе разработки и обустройства месторождения, когда его эксплуатация велась ограниченным фондом правобережных скважин. В итоге из-за ограничений гидрографического и экологического характера не были полностью выполнены технические решения по размещению скважин в сводовой части месторождения, в плане совпадающей с поймой р.Вилюй. Часть эксплуатационных скважин вынужденно перенесена на коренной берег.

В настоящее время залежь горизонта Т1-III эксплуатируется 20 скважинами, 7 из которых по отношению к р.Вилюй находятся в левобережной части месторождения. Кроме этого, 5 скважин, расположенных в пределах поймы реки, ожидают подключения к газосборным сетям.

Как следует из анализа текущего состояния остаточных запасов газа по залежи горизонта Т1-III, неравномерный отбор газа по площади месторождения, имевший место в 90-е гг., компенсируется здесь внутрипластовым перераспределением запасов УВ-газов. Замеры пластовых давлений по вновь вводимым скважинам, расположенным в левобережной части месторождения, свидетельствуют об их хорошей газодинамической связи с зоной многолетнего отбора газа. На карте изобар, построенной на основе последних замеров пластовых давлений, достаточно наглядно видно, как идет процесс формирования депрессионной зоны за счет внутрипластовых перетоков газа из периферийных зон в центральную часть залежи под влиянием существующего перепада давлений и отбора из левобережных скважин, подключаемых в последние годы (рис. 3).

 

Рис. 3. СХЕМАТИЧЕСКАЯ КАРТА ИЗОБАР ДЛЯ ЗАЛЕЖИ Т1-III (А) (по состоянию на 01.01.2007 г.)
СРЕДНЕВИЛЮЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ГРАФИК ЗАВИСИМОСТИ Р/Z (Б)
1 – изобары; контур газоносности: 2 – внешний, 3 – внутренний; скважины: 4 – эксплуатационные, 5 – разведочные,
6 – наблюдательные; 7 – скважина (числитель – номер, знаменатель – текущее пластовое давление, МПа); 8 – объем накопленной добычи

 

Вид графика зависимости изменения приведенного пластового давления от количества извлеченного газа (Р/Z) свидетельствует о том, что режим разработки месторождения по-прежнему характеризуется как газовый. Вместе с тем имеющиеся данные дают основание считать, что на месторождении, по всей видимости, начинается переход от условий эксплуатации при газовом режиме к разработке залежей с проявлением водонапорного режима. В настоящее время элементы водонапорного режима, определяемые по усредненной зависимости Р/Z, в явной форме еще не проявились. Однако факт снижения пластового давления в пьезометрической скв. 28, где, по сравнению с начальным, текущее давление снизилось на 30 МПа, а также отмечаемый подъем ГВК в северной части месторождения, который фиксируется по изменению газонасыщенности и формированию выше первоначального уровня контакта переходной зоны газ + вода мощностью до 6 м с газонасыщенностью 43 %, свидетельствуют в целом о правомерности указанного предположения.

Нижнетриасовому водоносному комплексу, как, впрочем, и всей гидродинамической системе Хапчагайского газоносного района, свойственна низкая региональная активность пластовых вод. Пьезометрические поверхности водоносных комплексов характеризуются как практически горизонтальные, что свидетельствует о закрытости недр, связанной с наличием достаточно надежного мономского флюидоупора и повсеместным распространением мощной толщи многолетнемерзлых горных пород (до 600 м).

Приведенные напоры нижнетриасового водоносного комплекса составляют 120, 140 м. Значение градиентов горизонтальных напоров составляет < 0,0002 м/м [2]. Якутский артезианский бассейн в целом отличается элизионным характером развития водонапорной системы. Потенциальными областями создания напоров являются наиболее погруженные части крупных впадин Вилюйской синеклизы (Линденская и др.) и прилегающие территории Предверхоянского прогиба с глубоким залеганием нижнетриасовых толщ. Региональное движение подземных вод происходит в основном в направлении к бортам синеклизы, где и осуществляется их разгрузка.

Минерализация вод основных продуктивных горизонтов Средневилюйского газоконденсатного месторождения находится в пределах 40-43 г/л. Состав вод хлоркальциевый. Воды практически не содержат сульфатов, в них отмечено содержание брома, йода, аммония, нафтеновых кислот и высоких концентраций водорастворенных газов.

Краевые и подошвенные воды залежи газонасыщены до предела, давление насыщения (Рн) равно пластовому (Рп). Для приконтактной зоны характерно двухфазное насыщение (вода + газ), при этом газонасыщенность переходной зоны достаточно высока (до 30-40 %). При удалении от залежей газонасыщенность снижается, мощность переходной зоны порой превышает 100 м.

Оценка поведения водонапорной системы и прогноз возможных путей внедрения законтурных вод в залежь горизонта Т1-III выполнены авторами на основе анализа фильтрационно-емкостных характеристик пласта в законтурной области и его продуктивной части, а также по характеру изменения пластового давления по площади месторождения и фиксируемому методами ГИС началу подъема ГВК.

Параметры водонапорной системы установлены по данным бурения законтурных скв. 2, 4, 6, 10, 11, 12, 13, 14, 17, 23, 25, 28, 29, 30, 89, 91, 92, 93 (таблица). При этом средняя эффективная водонасыщенная толщина пород-коллекторов составляет 35 м. Минимальные мощности характерны для юго-восточной зоны.

Таблица.

Параметры водонапорного горизонта Т1-III Средневилюйского газоконденсатного месторождения.

Номер
сква-
жи
ны


Интервал залегания водонасы-
щенного горизонта, м

Общая водонасы-щенная толщина,
м

Эффек-тивная водонасы-щенная толщина, м

Число прослоев

Толщина прослоев, м

Открытая пористость, %

Линей-
ная плот-
ность
L = mhэф*

Песча-
нистость горизонта
aп =hэф/hобщ

Условный водо-
напорный потенциал

кровля

подошва

по керну

по ГИС

aпhэф

aпL

Северная зона

4

2539,6

2619,8

80,2

53,0

7

1,0-12,8

20,5

20,4

10,81

0,66

35,02

7,15

28

2709,6

2760,8

51,2

41,4

3

12,4-15,0

25,0

10,35

0,81

33,48

8,37

93

2660,4

2723,2

62,8

39,8

4

0,8-10,0

19,8

7,88

0,63

25,22

4,99

29

2660,0

2710,0

50,0

34,6

3

4,2-15,0

22,0

7,61

0,69

23,94

5,27

14

2852,6

2920,0

67,4

> 36,4

2

11,4-25,0

20,9

24,6

8,95

0,54

19,66

4,84

Среднее значение

62,3

41,0

20,7

22,4

0,7

27,5

6,1

Юго-западная зона

13

2608,2

2673,0

64,8

43,9

7

3,8-14,6

20,6

20,2

8,87

0,68

29,74

6,01

92

2583,6

2644,8

61,2

38,6

9

2,4-6,4

19,2

7,41

0,63

24,35

4,67

17

2724,4

2780,0

> 55,6

> 27,0

7

1,0-6,8

14,8

22,7

6,13

0,49

13,11

2,98

25

2618,6

2678,4

59,8

40,0

12

0,8-7,0

16,8

6,72

0,67

26,76

4,49

10

2605,4

2676,0

70,6

45,2

8

1,6-9,0

18,1

18,4

8,32

0,64

28,94

5,32

91

2593,8

2626,0

> 32,3

> 18,4

3

1,6-8,0

16,3

3,00

0,57

10,48

1,71

12

2576,0

2648,3

72,5

45,1

16

0,8-7,4

19,9

21,3

9,61

0,62

28,06

5,98

6

2574,0

2646,3

72,3

43,6

7

0,8-16,8

17,4

17,8

7,76

0,60

26,29

4,68

2

2765,8

2828,0

62,2

39,5

12

1,0-8,3

21,1

20,0

7,90

0,64

25,08

5,02

Среднее значение

61,3

37,9

18,6

19,2

0,6

23,6

4,5

Юго-восточная зона

23

2659,0

2719,0

60,0

26,9

8

1,0-6,2

15,0

4,04

0,45

12,06

1,81

30

2599,2

2660,0

60,8

24,8

5

0,8-13,0

16,5

4,09

0,41

10,12

1,67

11

2715,8

2777,0

61,2

11,5

5

1,6-3,2

18,7

16,5

1,90

0,19

2,16

0,36

89

2540,0

2600,0

60,0

27,2

11

1,6-4,0

17,6

4,79

0,45

12,33

2,17

Среднее значение

60,5

22,6

18,7

16,4

0,4

9,2

1,5

* При подсчете линейной плотности пористость принята по данным ГИС в долях ед. как коэффициент пористости.

Для прогноза поведения водонапорной системы рассчитаны коэффициенты песчанистости (aп ) горизонта, определяемые как отношение эффективной водонасыщенной толщины к общей толщине, а также комплексные параметры aпhэф и aпhэфm, позволяющие дать сравнительную оценку качества коллектора и, следовательно, охарактеризовать “условный водонапорный потенциал”, а затем на основании этих данных наметить наиболее вероятные пути внедрения пластовых вод в залежь.

Максимальные эффективные водонасыщенные толщины отмечаются в северной и юго-западной законтурных частях нижнетриасовых газовых залежей (рис. 4).

 

Рис. 4. КАРТЫ ЭФФЕКТИВНЫХ МОЩНОСТЕЙ (А) И ОТКРЫТОЙ ПОРИСТОСТИ (Б) ГАЗОНАСЫЩЕННОЙ ЧАСТИ ГОРИЗОНТА Т1-III
СРЕДНЕВИЛЮЙСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Изолинии: 1 – равных мощностей, 2 – открытой пористости; контур газоносности: 3 – внешний,
4 – внутренний; скважины: 5 – разведочные и эксплуатационные, 6 – поисковые,
7 – наблюдательные; 8 – скважина (числитель – номер, знаменатель – эффективная мощность);
9 – скважина (числитель – номер, знаменатель – значение открытой пористости, %); направления внедрения вод:
10 – наиболее вероятные, 11 – менее вероятные; 12 – зоны повышенной расчлененности разреза горизонта Т1-III

 

Однако активность водонапорной системы будет зависеть, очевидно, не только от суммарных водонасыщенных толщин эффективных прослоев, но и от степени расчлененности разреза и его песчанистости. Параметры горизонта Т1-III свидетельствуют о преобладающей расчлененности разреза преимущественно в юго-западной периклинальной части структуры (скв. 2, 6, 10, 12, 13, 17, 25, 91, 92) (см. таблицу). В целом же этот горизонт характеризуется достаточно высокой песчанистостью по всей площади месторождения, за исключением его юго-восточной части (скв. 11, 23, 30, 89).

Следовательно, исходя из приведенных данных, наиболее высокую активность законтурных вод по условному водонапорному потенциалу следует ожидать в северной части месторождения. Такое заключение подтверждается также характером изменения пористости по газонасыщенной части месторождения. По этому показателю северная часть месторождения более благоприятна для преимущественного внедрения пластовых вод, по сравнению с юго-западным и юго-восточным направлениями.

Данный прогноз согласуется с результатами наблюдений за изменением начального положения ГВК в эксплуатационных скважинах геофизическими методами контроля. Практически во всех скважинах, пробуренных в северной части месторождения после вступления месторождения в разработку (скв. 65, 66, 67, 68), фиксируется подъем контакта относительно первоначального уровня от 4 до 6 м, который сопровождается изменением текущей газонасыщенности коллектора (до 43 %), по сравнению с первоначальной свыше (55 %).

Гидродинамическая система в законтурной части месторождения также среагировала на отборы газа из залежи. В пьезометрической скв. 28, находящейся в северной части месторождения в законтурной зоне (в 2 км от внешнего контура ГВК), зафиксировано начало снижения пластового давления в 1996 г. после отбора из залежи ~ 9 млрд м3 газа (8,2 %). Текущее значение приведенного пластового давления к уровню ГВК (2006) после отбора 15 % начальных запасов газа снизилось на 0,3 МПа. Возмущение от приведенного отбора газа распространяется за пределы газовой залежи. Вместе с тем в пьезометрической скв. 30, находящейся в юго-восточной части структуры, контролирующей месторождений, подобного изменения пластового давления не отмечено.

Снижение пластового давления в законтурной области месторождения, на взгляд авторов, является достаточно достоверным свидетельством начала продвижения пластовых вод в залежь. Однако оценить темпы продвижения и объем внедрившейся воды достаточно сложно. В данном случае оценка количества внедрившейся воды выполнена на основе карты подъема ГВК, построенной авторами статьи по наблюдениям в скважинах.

В северо-западной части месторождения фиксируемый подъем контакта составляет 4-6 м по данным скв. 65, 66, 67, 68, 82. В юго-восточной части месторождения (скв. 20, 50) подъем ГВК не зарегистрирован и находится, видимо, на первоначальном уровне.

Карта подъема ГВК носит сугубо предварительный характер и выполнена в основном для расчета количества внедрившейся воды объемным методом (рис. 5):

VВ = ShэфКп (КгН - КгТ).

Определение площади газоводяной зоны (S) произведено по структурным картам горизонта Т1-III масштаба 1:50 000 в виде разницы между площадями, ограниченными внешним и внутренним контурами газоносности. В качестве расчетного значения приняты 77,7 км2 площади.

 

Рис. 5. КАРТА ПОДЪЕМА ГВК ЗАЛЕЖИ ГОРИЗОНТА Т1-III
СРЕДНЕВИЛЮЙСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
1 – изолинии подъема ГВК; контур газоносности: 2 – внешний, 3 – внутренний; скважины:
4 – разведочные и эксплуатационные, 5 – поисковые, 6 – наблюдательные; направления внедрения вод:
7 – наиболее вероятные, 8 – менее вероятные

 

Значение эффективной толщины коллектора (hэф) в интервале подъема ГВК определено как среднее значение эффективных толщин, выделенных по материалам ГИС в скважинах, где зафиксирован подъем контакта. Это значение принято равным 2,1 м. Значение коэффициента открытой пористости (Кп) взято из формулы подсчета запасов и достигает 0,2.

Коэффициент начальной газонасыщенности (КгН ) определен как среднее значение для приконтактных интервалов разреза и составляет 0,55. Коэффициент текущей газонасыщенности (КгТ) принят по данным ГИС в интервалах подъема контакта по скв. 66, 67 и равен 0,43. Это значение достаточно высокое и характеризует зону в интервале подъема ГВК как переходную с насыщением газ + вода. При этом следует учитывать, во-первых, что этот газ нельзя в полной мере относить к микрозащемленному газу, а во-вторых, это значение не следует, очевидно, принимать за основу при расчетах коэффициента извлечения газа. Вероятнее всего, такая насыщенность будет характерна только для переходной зоны.

Расчетный объем внедрившейся в залежь воды составляет:

VВ = 77,7´2,1´0,2(0,55 – 0,43) = 3,9 млн м3.

В коррективах проекта разработки Средневилюйского газоконденсатного месторождения, составленных в 1989г. сотрудниками ВНИИгаза Н.Н.Жильцовым и Ю.И.Яковлевым, активность водонапорной системы оценена в размере 5 % объема отобранного из залежи газа, отнесенного к пластовым условиям. По этой оценке в залежь Т1-III могло внедриться » 3,3 млн м3 пластовой воды.

Следует отметить, что Средневилюйское месторождение характеризуется относительно невысокими значениями газонасыщенности (от 0,50 до 0,75), при подсчетах запасов газа в 1971 и 2000 гг. принято среднее значение 0,65. Наличие значительного объема поровой воды (от 25 до 50 %) предполагает, что она является связанной лишь частично и вполне может выноситься в составе продукции. Присутствие воды в добываемом газе в небольших количествах наблюдается буквально с начала разработки месторождения.

Контроль за наличием пластовой воды в продукции скважин осуществляется на установках комплексной подготовки газа, которые имеют закрытую систему сбора и подготовки газа. Учет добываемой воды производится суммарно по всем объектам эксплуатации по разнице объемов закаченного в скважины метанола и полученной метанольной воды. В 2006 г. объем добытой воды достигал 4295 м3, среднее содержание конденсационной воды – 3,3 м33, минерализация не превышала 1 г/л.

Динамика развития создавшейся в начале 90-х гг. депрессионной зоны при анализе за весь период разработки залежи горизонта Т1-III указывает на хорошую гидродинамическую связь зоны отбора с периферийными участками залежи. Влияние отбора газа в некоторой степени распространилось за пределы контура газоносности (пьезометрическая скв. 28).

Результаты анализа серии карт изобар, составленных авторами статьи по этапам разработки с акцентом на данные замеров пластовых давлений, и графики зависимости изменения давлений от отборов газа индивидуально по каждой скважине достаточно адекватно отображают текущую газодинамическую ситуацию и динамику ее изменения во времени. Они свидетельствуют, прежде всего, о том, что залежь горизонта Т1-III в полном объеме вовлечена в процесс разработки.

Анализ характера изменения текущих запасов газа показывает, что в залежи, наряду с промышленным отбором газа, активно идут процессы перераспределения объемов газа между зонами. Юго-западная зона, на которую приходится основной объем добываемого газа, пополняется за счет перераспределения газа, поступающего из северной, центральной и восточной зон. Общий объем перераспределенного газа составляет ~ 8 млрд м3. Наименьший коэффициент отработанности характерен для восточной зоны, где из-за низких коллекторских свойств конечный коэффициент газоотдачи на общем фоне будет, очевидно, не очень высоким.

ВЫВОДЫ
  1. Многолетняя эксплуатация газовой залежи горизонта Т1-III и, в частности, характер изменения пластовых давлений в различных частях залежи свидетельствуют о значительной достоверности принятой геологической модели месторождения и ее определенной адекватности имеющимся данным по состоянию разработки (Ситников В.С., Аржаков Н.А., Погодаев А.В., 2002; Шабалин В.П., 2000).
    Существующим фондом действующих эксплуатационных скважин залежь горизонта Т1-III вовлечена в процесс разработки в полном объеме. Правобережные скважины, расположенные в чисто газовой зоне, находятся в более благоприятных условиях для возможного увеличения объемов добычи газа.
  2. Действующий режим отработки залежи Т1-III Средневилюйского газоконденсатного месторождения после отбора более 15 % начальных запасов газа продолжает оставаться преимущественно газовым. Учитывая хорошую гидродинамическую закрытость недр, а также значительную удаленность месторождения от областей питания и разгрузки пластовых вод, можно прогнозировать достаточно длительный период сохранения и доминирования газового режима над водонапорным.
  3. Высокая газонасыщенность подошвенных вод и наличие мощной переходной зоны газ + вода могут оказать существенное противостоящее воздействие на поступление пластовых вод в залежь.
  4. Водонапорная система в определенной степени среагировала на произведенный отбор газа из залежи горизонта Т1-III, о чем свидетельствует снижение пластового давления в пьезометрической скв. 28. На данном этапе разработки месторождения она проявляет себя как закрытая гидродинамическая система.
    Возможное внедрение пластовых вод при проявлении водонапорного режима следует ожидать преимущественно в северной части месторождения, что, естественно, вносит определенные ограничения на темпы отбора газа из скважин северной зоны.
  5. Анализ особенностей разработки Средневилюйского газоконденсатного месторождения в различные периоды времени показывает, что процесс полного вовлечения залежи горизонта Т1-III в разработку и формирование зоны дренирования, связанной с отбором газа исключительно в правобережной части месторождения, завершились к 1997 г., когда из залежи было отобрано около 10 % начальных запасов газа. В этот период газодинамическое возмущение распространялось только в пределах самой залежи. В дальнейшем энергетическое влияние отбора газа в некоторой степени распространилось и за пределы залежи.
  6. В перспективе при изучении Средневилюйского газоконденсатного месторождения в процессе его разработки для оптимизации недропользования следует уделить особое внимание выявлению и трассированию прогнозируемых здесь малоамплитудных разрывных нарушений и сопровождающих их зон повышенной трещиноватости коллекторов как возможных направлений потенциального "языкового" обводнения.

Для реализации этих мер необходимо предусмотреть проведение на месторождении высокоточной сейсморазведки МОГТ – 3D, специальных тематических исследований по выявлению палеогеоморфологических условий формирования коллекторов, а также геолого-промысловых наблюдений по прогнозу максимально допустимых дебитов скважин и интенсивности возможных межпластовых перетоков в каждой конкретной эксплуатационной или наблюдательной скважине в зависимости от фильтрационно-емкостных свойств газонасыщенных коллекторов, с одной стороны, и целенаправленному изучению динамики изменения положения газожидкостных контактов и переходной водно-газовой зоны структурной ловушки, с другой.

Рекомендуются также разработка, освоение и внедрение специализированной системы оперативного контроля и мониторинга за всеми основными геолого-промысловыми показателями по каждой залежи и состоянием разработки с применением современных ГИС-технологий.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Анциферов А.С. Геология нефти и газа Сибирской платформы / А.С.Анциферов, В.Е.Бакин, И.П.Варламов и др. / Под ред. А.Э.Конторовича, В.С.Суркова, А.А.Трофимука. – М.: Недра, 1981.
2. Грубов Л.А. Сравнительная оценка гидродинамических условий различных районов Якутского артезианского бассейна в связи с нефтегазоносностью. Гидрогеологические исследования в нефтегазоносных районах / Л.А.Грубов, В.И.Славин. – Л.: Изд-во ВНИГРИ, 1971.
3. Рассохин Г.В. Контроль за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений / Г.В.Рассохин, И.А.Леонтьев, В.И.Петренко и др. – М.: Недра, 1979.


©  А.В. Погодаев, В.С. Ситников, Журнал "Геология Нефти и Газа" - 2008-4.
 

 

 

SCROLL TO TOP
viagra bitcoin buy

������ ����������� �������@Mail.ru