АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ АЧИМОВСКОГО НГК КОМПЛЕКСА УРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Введение

Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение – крупнейшее месторождение по запасам газа в Российской федерации – многие годы является одним из базовых в формировании баланса отечественной добычи газа. В пределах Уренгойского месторождения запасы углеводородного сырья выявлены в четырех продуктивных комплексах сеноманский, неокомский (валанжин), ачимовский, среднеюрский.

Ачимовский продуктивный комплекс Уренгойского месторождения лишь частично совпадает с вышележащими сеноманским и неокомским и распространяется на ряд смежных лицензионных участков, принадлежащих различным недропользователям: Северо-Самбургский, Восточно-Уренгойский, Ново-Уренгойский, Самбургский, Ево-Яхинский и др

Утвержденные извлекаемые запасы ачимовских залежей Уренгойского и Северо-Самбургского месторождений составляют:

• по нефти: С1 – 56181 тыс.т, С2 – 488466 тыс.т;
• по конденсату: BС1 – 315960 тыс.т, С2 – 160702 тыс.т.
• по сухому газу: BС1 – 1975339 млн.м3, С2 – 986198 млн.м3.

Резведанность пластов ачимовских отложений Уренгойского месторождения по газу сильно различается, если основные по запасам пласты Ач3-4 и Ач5^2-3 подготовлены к промышленной разработке, то нижележащие пласты Ач6⁰² и Ач6¹ подлежат дополнительному изучению. Резведанность по нефти всех пластов ачимовских отложений Уренгойского месторождения очень низкая.

Основная часть

Ачимовский НГК выделяется в объеме одноименной толщи, залегающей в основании сортымской свиты. Ачимовские пласты по данным сейсморазведочных работ и поисково-разведочного бурения имеют линзовидно-прерывистое распространение, образовались в условиях лавинной седиментации и представляют собой фондоформные части валанжинских клиноформных комплексов Ач6-БУ2₀, Ач6₀-БУ1₉, Ач5 – БУ1₈, Ач3-4 – БУ1₇, Ач1-2 – БУ1₆.

Фильтрационно-емкостные свойства ачимовских коллекторов часто низкие, проницаемость составляет от 1-5 до 10 10-15м2, открытая пористость – от 16 % до 20 %, цемент коллекторов глинисто-карбонатный, по керну и данным испытания (дебиты газа >300 тыс.м3/сут, дебиты конденсата >100 м3/сут) присутствует и трещинный тип коллекторов и смешанный порово-трещинный.

Эксплуатационный участок 1А Уренгойского ЛУ введен в опытно-промышленную эксплуатацию с 2008 г. Эксплуатационный участок 2А введен в опытно-промышленную эксплуатацию с октября 2009 г. Значительное отставание от проектных решений вызвано фактическим вводом участка в разработку в конце года. По причине незначительной величины периода эксплуатации, дренируемые запасы по методу материального баланса не определялись.

Таблица 1.

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки эксплуатационного участка 1А Уренгойского лицензионного участка

Рисунок 1. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки эксплуатационного участка 1А Уренгойского ЛУ

Таблица 2.

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки эксплуатационного участка 2А Уренгойского ЛУ

Рисунок 2. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки эксплуатационного участка 2А Уренгойского ЛУ

По результатам длительной эксплуатации скважин проведена оценка дренируемых запасов по скважинам эксплуатационного фонда по методу материального баланса. Суммарные дренируемые запасы по скважинам Ново-Уренгойского участка составили 35,3 млрд.м³ или 22,8 % от начальных запасов газа, по Восточно-Уренгойскому участку соответственно 41,2 млрд.м³ или 10,4 %. Средние значения дренируемых запасов по скважинам Ново-Уренгойского и Восточно-Уренгойского составили соответственно 1,31 и 2,17 млрд.м³. Таким образом, отмечается недостаточное вовлечение запасов в разработку, что в принципе объясняется стадийностью разработки, находящейся на начальном этапе. Следует отметить, что пластовое давление, используемое при определении дренируемых запасов имеет достаточно условный характер в силу приблизительности его определения из-за «недовостановленности» КВД. Кроме того, данные о накопленной добыче газа по скважинам построены на основе данных МЭР, в которых распределение добычи между скважинами определяется расчетным путем. Таким образом, подобная оценка дренируемых запасов в ачимовских отложения так же имеет достаточно условный характер и должна проводиться по иным методикам, предусматривающим применение средств моделирования для оценки вовлечения запасов в разработку.

Таким образом, для равномерного охвата разработкой при выборе расчетных вариантов необходимо предусмотреть ряд мероприятий, направленных на снижение величины перетоков и равномерного дренирования залежи по всему объему объектов.

Для оценки изменения газоконденсатной характеристики добываемых систем в процессе разработки проведен краткий анализ данных о динамике добычи газа и конденсата. Распределение добычи по скважинам осуществляется расчетным путем исходя из методик, определяемых недропользователем, и фактически имеет низкую степень достоверности. Исключением могут служить представление отчетной информации по добыче на скважинах, полученное на участке 1А ООО «Газпром добыча Уренгой» и основанное на результатах измерения дебита скважин замерными устройствами. Несмотря на это, указанные диафрагменные измерители так же имеют погрешность, поскольку предназначены для определения расхода однофазного газового потока. Поэтому детальный анализ изменения содержания конденсата в газе по скважинам не имеет практического смысла и будет производиться на основе данных о суммарной добыче на коммерческих узлах учета товарной продукции. Анализ изменения динамики выхода продукции проводился с использованием данных месячных эксплуатационных рапортов. Для сопоставления текущих результатов разработки использовались данные о добыче газа сепарации и стабильного конденсата. Соответственно, величина конденсатогазового фактора (КГФ) по всем участкам была определена как отношение добычи стабильного конденсата к добыче газа сепарации.

Результаты совместной эксплуатации залежей пластов Ач_3-4 и Ач₅ в пределах участка 1А Уренгойского ЛУ показывают, что КГФ изменялся в пределах от 329,5 до 407,2 г/м³ при текущем интегральном значении, равном 352 г/м³. Анализ изменения КГФ показывает закономерный характер снижения со временем, однако наблюдается периодическое увеличение, связанное, прежде всего, со вводом в эксплуатацию новых скважин, вскрывающих залежи с пластовым давлением, близким к начальному.

Анализ изменения КГФ пластовой смеси, добываемой из залежей пластов Ач_3-4 Ново-Уренгойского ЛУ показывает, что значение КГФ изменяется в пределах от 471,8 до 162,5 г/м³ при текущем интегральном КГФ, равном 203,1 г/м³. Анализ динамики показывает снижение КГФ во времени с периодическими увеличениями значения. Следует отметить интенсивное снижение КГФ в начальный период эксплуатации с 450 до 250 г/м³ (январь-октябрь 1997) с последующим ростом до 385 и повторным уменьшением до 245 г/м³ (июнь 1998–июнь 1999) с дальнейшим выполаживанием темпов снижения КГФ. Подобное изменение можно объяснить вводом в эксплуатацию новых скважин, вскрывающих залежь с пластовой системой, значение потенциального содержания которой близко начальному. Кроме этого, повышение КГФ возможно при выносе жидкой фазы из призабойной зоны пласта или забоя скважины.

Подобный характер изменения КГФ наблюдается при эксплуатации пласта Ач₅^2-3 на Восточно-Уренгойском ЛУ. За период эксплуатации значение КГФ изменялось от 225,4 до 1035,0 г/м³. Естественно, такой диапазон значений вряд ли может быть объяснен исключительно фазовым поведением пластовой смеси и требует проведения дополнительного анализа. Как показали результаты обобщения газоконденсатных исследований, значения потенциального содержания конденсата в добываемом газе или конденсатогазовый фактор зависит от значительного количества факторов, среди которых можно выделить основные:

• пластовое давление;
• технологический режим работы скважин;
• способ вскрытия продуктивных отложений;
• условия подготовки продукции на УКПГ.

К сожалению, детально оценить влияние снижения пластового давления на КГФ в данном случае невозможно, поскольку данных о достоверном распределении добычи по скважинам нет. Кроме того, оценка пластового давления в районе скважины возможна лишь по результатам выполненных гидродинамических исследований, которые слабо характеризуют динамику его изменения. В этой связи проведена попытка оценки влияния на КГФ накопленной добычи газа, являющейся независимой переменной пластового давления, следующей из принципа материального баланса в залежи. При этом проводилось сопоставление КГФ и накопленной добычи «средней» скважины, полученные с учетом действующего фонда скважин и позволяющее получить нормировку функции простым обобщением.

Динамика изменения КГФ по эксплуатируемым участкам показывает, что в начальный период эксплуатации (до значения средней накопленной добычи газа на скважину 200-225 млн.м³) по обоим лицензионным участкам ЗАО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ» происходит интенсивное снижение КГФ: по Восточно-Уренгойскому ЛУ с 525 до 315 г/м³, по Ново-Уренгойскому ЛУ с 460 до 245 г/м³. Исключением являются аномально высокие значения КГФ (до 1000 г/м³), связанные, вероятнее всего, с некорректным учетом газа и не принятые к анализу. После этого происходит выполаживание зависимостей с дальнейшими незначительными колебаниями по удельному среднегодовому КГФ, связанными, скорее всего, с периодическими остановками промысла по причине ограничений допуска в газотранспортную сеть ОАО «Газпром». Анализируя динамику изменения КГФ «средней» скважины эксплуатационного участка 1А ООО «Газпром добыча Уренгой», наблюдается противоположный характер тренда – колебания в начальный период эксплуатации, связанные, прежде всего, с проведением исследовательских работ и периодических отключениях скважины с последующей стабилизацией КГФ и плавном снижении с 369 до 350 г/м³. При этом динамика изменения удельных среднегодовых значений показывает закономерное и плавное снижение КГФ. Необходимо отметить, что скважины эксплуатационного участка 1А осуществляют совместную эксплуатацию залежей пластов Ач_3-4 и Ач₅^2-3, а скважины Ново- и Восточно-Уренгойского участков - раздельную эксплуатацию залежей пластов Ач_3-4 и Ач₅^2-3 соответственно. Таким образом, зависимость изменения КГФ по скважинам эксплуатационного участка 1А должна располагаться между трендами, построенными по участкам ЗАО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ». Более того, как показывает анализ отработки запасов по залежам в пределах эксплуатационного участка 1А, преобладающий объем газа добывается из пласта Ач_3-4.

Рисунок 3. Динамика изменения КГФ в зависимости от накопленной добычи «средней» скважины по лицензионным участкам

В результате, зависимость КГФ по скважинам эксплуатационного участка 1А должна быть ближе к зависимости по Ново-Уренгойскому участку, однако она фактически выше максимальных значений КГФ пластовой системы Восточно-Уренгойского ЛУ. Из этого следует вывод, что в начальный период эксплуатации (до 2004-2005 гг.) в залежах Ач3-4 и Ач5^2-3 в пределах лицензионной территории ЗАО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ» произошли изменения, связанные с выпадением конденсата и повлекшие за собой интенсивное снижение его выхода в составе продукции скважин. Очевидно, что эти изменения обуслов­лены технологическим режимом эксплуатации скважин ЗАО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ» при устьевых давлениях, порой составляющих 10-12 МПа и, следовательно, забойными давлениями, значительно ниже, чем давление начала конденсации. Такой способ эксплуатации спровоцировал резкое снижение пластового давления в зоне отбора и выпадение в процессе ретроградной конденсации жидкой фазы в пласте.

Косвенный и приблизительный анализ влияния технологического режима работы скважин на различных лицензионных участках и попытка прогноза его влияния возможны при сопоставлении добычи газа сепарации и стабильного конденсата при ранее использованной нормировке на действующий фонд скважин. Естественно, подобное сопоставление возможно при состоянии пластовых систем, близкому к начальному. При данных условиях выход конденсата, а, следовательно, и значение его добычи будет максимальным. В данной связи аппроксимирующие зависимости проведены по верхним ограничивающим точкам массивов данных о добыче на лицензионных территориях. Предполагается, что именно указанные значения соответствуют данным о добыче пластовой системы, близкой по составу и свойствам начальной.

Рисунок 4. Оценка влияния технологического режима работы «средней» скважины на выход стабильного конденсата

Анализ динамики полученных зависимостей показывает, что изменение выхода конденсата от дебита скважины на эксплуатационных участках 1А и 2А фактически имеет линейный характер. Причиной такого поведения является фактически начальные условия существования состояние залежей и пластовых систем, а так же минимальное влияние многофазной фильтрации на характеристику фильтрации. При этом аппроксимирующие тренды по эксплуатируемым ЗАО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ» залежам показывают снижение выхода конденсата при увеличении дебита, обеспеченного снижением устьевого давления. Таким образом, можно сделать вывод о критичном влиянии технологического режима работы скважины при минимальных устьевых давлениях на выход конденсата. Кроме того, по существующим эксплуатационным скважинам вряд ли может быть получен схожий результат по выходу конденсата при существующей технологии добычи.

Анализ исходных данных к проектированию разработки уникальных по запасам ачимовских отложений Уренгойского НГКМ показал. что объект изучения характеризуется сложным геологическим строением и горно-геологическими условиями существования. Несмотря на то, что за период проведения разведочных работ и опытно-промышленной эксплуатации выполнен большой объем исследовательских работ. требуется проведение дальнейшего изучения с использованием системного подхода к выполнению анализа и обобщений. Продуктивные отложения расположены на значительной глубине (до 4100 метров) и имеют аномально-высокое пластовое давление, что значительно осложняет апробацию современных методов первичного вскрытия пластов и существенно увеличивает стоимость применения инновационных методов интенсификации и осуществления контроля разработки. Кроме того, насыщающие пластовые системы характеризуются сложностью состава и свойств, а порой и значительной неопределенностью начального фазового состояния. Указанные проблемы кратно усугубляются неоднозначностью, низким качеством значительного количества исходной информации, а так же неравномерностью изученности в объеме месторождения. Поэтому проведение разработки неизбежно сопряжено с рисками, которые необходимо учитывать уже на начальном этапе освоения и предусмотреть комплекс мероприятий для минимизации их влияния.

Анализ результатов проведения эксплуатации залежей ачимовских отложений и комплекса исследовательских работ. выполненных ходе ее проведения, не позволяет однозначно судить о составе и свойствах насыщающих пластовых систем. В ходе выполнения анализа результатов газоконденсатных исследований, длительной эксплуатации, а так же адаптации гидродинамических моделей в пределах территории ООО «Газпром добыча Уренгой» не удалось объяснить более высокое значение получаемого выхода конденсата в рамках принятой ГКЗ модели пластовой системы. В связи с недонасыщенным характером газоконденсатных систем, фактически, еще имеется уникальная возможность установления достоверной начальной характеристики пластовых систем и закономерностей изменения ее состава и свойств, как в объеме месторождения, так и в зависимости от изменения термобарических условий. Для этого необходимо проведение комплексных исследований по изучению пластовых систем вне областей, охваченных разработкой при начальных пластовых условиях. Поэтому особое внимание необходимо уделить исследовательским работам в ходе проведения доразведки, которая должна выполняться при строгом соответствии требований программ исследовательских работ настоящего документа и применении единых методик и оборудования при их реализации. Пренебрежение указанными требованиями не позволит получить качественные результаты и, как следствие, будет утеряна возможность выработки обоснованного, рационального и эффективного сценария освоения нефтегазоносного комплекса. Особое внимание следует уделить получению фактически отсутствующим достоверным данным о составе и свойствах пластовой нефти и растворенного в ней газа.

Необходимо продолжать работы по уточнению модели осадконакопления, Особенно это актуально в блоках, где поведение межфлюидных контактов в настоящее время объясняется сложной тектонической картиной с достаточной степенью условности.

Следует считать незавершенными любые модели строения ачимовской толщи, не включающие в себя обоснованное объяснение механизма их заполнения углеводородами, Требует обязательного анализа точка зрения на вертикальную миграцию пластовых флюидов из юрских отложений в неокомские пласты через промежуточный ачимовский комплекс. Этот путь миграции, по мнению разных авторов, может осуществляться через вертикальные тектонические нарушения, либо в латеральном направлении вдоль палеоповерхностей напластования.

Последний вариант активного флюидодинамического режима ачимовской толщи может оказаться перспективным, поскольку объясняет некоторые особенности ее строения и строения изохронных шельфовых пластов (выявленные на многих месторождениях), которые необъяснимы с позиции статического равновесия пластовых давлений внутри отдельных изолированных резервуаров и отсутствия флюидообмена между ними.

Для решения указанных задач и корректировки модели необходимо проведение детального анализа результатов бурения скважин, предложенных в разделе 5.4, в ходе последующих работ по пересчету запасов углеводородов.

Заключение

Ачимовский продуктивный комплекс лишь частично совпадает в плане с вышележащими – сеноманским и неокомским комплексами, на которых создана развитая инфраструктура для добычи газа, конденсата и нефти. Площадь созданной геологической модели ачимовских отложений Уренгойского месторождения – 9137 км². Ачимовские отложения Уренгойского месторождения распространены на ряде месторождений-сателлитов (Восточно-Уренгойское, Ново-Уренгойское, Самбургское).

Разрез ачимовских отложений Уренгойского месторождения характеризуется следующими особенностями:

• аномально высокое начальное пластовое давление – 59-61 МПа;
• высокая пластовая температура – 105-115 °С;
• низкая проницаемость пород – 0,1-10,0 мД;
• высокое содержание конденсата в газе – 275-320 г/м³;
• одновременное залегание в пластах конденсат содержащего газа и нефти;
• тектоническая разобщенность отдельных участков залежей.

Список литературы:

1. Авторское сопровождение технологической схемы разработки залежей пластов Ач52-3 и БУ161-4 Восточно-Уренгойского и пласта Ач3-4 Ново-Уренгойского лицензионных участков ЗАО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ» - ООО «Тюменский Нефтяной Научный Центр». Тюмень, 2009 г.
2. Вендельштейн Б.Ю., Пономарев В.А., Беляков М.А., Яценко Г.Г. и др. Методические рекомендации по использованию материалов ГИС, данных анализа керна и результатов испытаний для подсчета запасов газа и нефти в продуктивных отложениях ачимовской толщи УГКМ. ОАО «ГАЗПРОМ», Государственный Университет нефти и газа им. Губкина И.М. – М.: 1998 г.
3. Михайлова Н.А., Жидков А.В., Гришаев Д.С. и др. Подсчет запасов нефти, газа и конденсата ачимовских отложений, залежей неокома. (БУ16, БУ17, БУ18), юры (пласты ЮГ2, ЮГ3, ЮГ4) Уренгойской группы месторождений – Тюмень, 2003 г.
4. Моисеев В.Д., Соломатин Е.Н., Фадеев А.М. и др. Обобщение и анализ данных исследования образцов керна ачимовских отложений Уренгойского и Северо-Самбургского месторождений. Отчет ООО ТюменНИИгипрогаз – Тюмень, 2001 г.
5. Подсчет запасов нефти, газа и конденсата ачимовских отложений, залежей неокома (БУ16, БУ17, БУ18), юры (пласты ЮГ2, ЮГ3, ЮГ4) Уренгойской группы месторождений: Отчет о НИР / ОАО «СибНАЦ»; Руководитель Дещеня Н.П. – Тюмень, 2003 г.
6. Проект разработки ачимовских залежей Уренгойского месторождения, 2000 г.
7. Проект опытно-промышленной эксплуатации второго опытного участка ачимовских отложений Уренгойского месторождения.
8. Технологическая схема разработки залежей пластов Ач52-3 и БУ161-4 Восточно-Уренгойского и пласта Ач3-4 Ново-Уренгойского лицензионных участков ЗАО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ» - ЗАО «Петролеум Технолоджис». Москва, 2005 г.