WWW.DISUS.RU

БЕСПЛАТНАЯ НАУЧНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

 

Разработка и исследование методов и технологий освоения трудноизвлекаемых запасов газа

На правах рукописи

ЯКИМОВ ИГОРЬ ЕВГЕНЬЕВИЧ

РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ МЕТОДОВ И ТЕХНОЛОГИЙ ОСВОЕНИЯ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ ГАЗА

Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений.

Автореферат диссертации

на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень – 2008

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий» (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Научный руководитель - доктор геолого-минералогических наук

Лапердин Алексей Николаевич

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Нанивский Евстахий Михайлович

- кандидат технических наук, доцент

Безносиков Анатолий Федорович

Ведущая организация - Тюменское отделение Сургутского научно-

исследовательского и проектного института

нефти Открытого акционерного общества

«Сургутнефтегаз» (ТО «СургутНИПИнефть»)

Защита состоится 24 октября 2008 года в 16-00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при Тюменском государственном нефтегазовом университете (ТюмГНГУ) по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72-а, каб. 32.

Автореферат разослан 24 сентября 2008 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 212.273.01,

доктор технических наук, профессор Г.П. Зозуля

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Запасы газа уникальных и крупных месторождений севера Западной Сибири выработаны уже более чем на 50 %. В этих условиях все большую роль приобретает освоение залежей с трудноизвлекаемыми запасами. К трудноизвлекаемым относятся запасы углеводородного сырья, которые не могут эффективно отбираться с применением традиционных методов разработки по геологическим и технологическим причинам. К такой категории можно отнести запасы туронских газовых залежей месторождений севера Западной Сибири.

По данным многих исследователей туронские продуктивные отложения имеют региональное распространение, однако их изучению уделялось недостаточно много внимания. К наиболее изученным из них относятся газовые залежи газсалинской пачки Южно-Русского, Заполярного, Харампурского, Новочасельского, Тэрельского и Ленского месторождений.

Ресурсная база рассматриваемых залежей достаточно высока. Начальные запасы газа по категориям C1+C2 превышают 1,3 трлн.м3, что позволяет рассматривать их как потенциальные источники промышленной добычи углеводородного сырья.

Учитывая сложность геологического строения туронских газовых залежей, недостаточный объем геолого-промысловой информации, ухудшенные фильтрационные и емкостные свойства, требуется научное обоснование и разработка современных подходов к их освоению, что и определяет актуальность цели исследований.

Цель работы

Повышение эффективности разработки туронских газовых залежей месторождений севера Западной Сибири с ухудшенными фильтрационными и емкостными характеристиками на основе разработки новых методов и технологий для их освоения.

Основные задачи исследований

1. Анализ существующих методов и технологий освоения и разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородного сырья (неопределенность информации, геолого-промысловые особенности разработки, низкая продуктивность, сложные термобарические условия).

2. Исследование влияния геолого-промысловых характеристик туронских газовых залежей севера Западной Сибири (степень геологической неоднородности, режим работы залежи, низкая пористость, высокая водонасыщенность, аномально высокое пластовое давление) на эффективность их разработки.

3. Создание новых научно-технических и технологических решений по освоению и эксплуатации туронских залежей в неблагоприятных геологических за счет совершенствования схемы размещения многозабойных скважин (одиночное расположение, больших отклонений забоев скважин от вертикали).

4. Обоснование оптимальной системы разработки туронских газовых залежей на основе современных методов геолого-технологического моделирования.

5. Технико-экономическая оценка эффективности предложенных решений по разработке газовых залежей с трудноизвлекаемыми запасами.

Научная новизна выполненной работы

1. На базе системного подхода, в условиях дефицита геолого-промысловой и технологической информации, разработаны принципы подготовки исходных данных для построения геолого-технологических моделей туронских газовых залежей при проектировании разработки.

2. Предложены новые методы обоснования темпов отбора газа и определения продуктивных характеристик скважин для моделирования разработки специфических залежей газа в туронских отложениях месторождений севера Западной Сибири, характеризующихся низкими коллекторскими свойствами и сравнительно большими запасами углеводородов.



3. Разработаны новые научно-технические решения, позволяющие значительно повысить эффективность разработки туронских газовых залежей за счет бурения и эксплуатации многозабойных скважин. Доказана экономическая эффективность и технологическая целесообразность их разработки.

Практическая ценность и реализация

1. Выявлены особенности геологического строения и уточнены промысловые характеристики туронских газовых залежей месторождений севера Западной Сибири, сформулированы основные проблемы, стоящие перед исследователями, заключающиеся в низкой степени геологической изученности, значительной неоднородности коллекторских, фильтрационно-емкостных свойств пластов и продуктивных характеристик скважин.

2. Выполнен прогноз добычи газа по туронским залежам на ближайшую и отдаленную перспективу и обоснована стадийность ввода месторождений в промышленную эксплуатацию.

3. В 2005-2007гг. с участием автора выпущены два проектных документа «Проект разработки сеноманской (ПК1) и сенонских (Т1, Т2) залежей Южно-Русского нефтегазового месторождения» (протокол ТО ЦКР по ЯНАО № 41-Г/2005 от 15.08.2005г.) и «Проект опытно-промышленной разработки туронских газовых залежей Южно-Русского нефтегазового месторождения» (протокол № 41-р/2007 от 20.07.2007г.), реализация которых уже началась на Южно-Русском месторождении.

4. В 2008 г. заканчивается выполнение проекта на строительство экспериментальной трехзабойной скважины, рекомендованной автором, для освоения туронских газовых залежей Южно-Русского месторождения.

Экономический эффект от внедрения разработок автора оценивается в 82 млн. руб.

Апробация результатов исследований

Результаты исследований докладывались и обсуждались на: Международной научно-технической выставке «НЕФТЕГАЗ-92» (г. Москва, 1992 г.); IV и V Международных научно-практических конференциях «Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти» (г. Кисловодск, 2006 г., 2007 г.); заседаниях Комиссий по разработке газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений по рассмотрению проектных документов и авторскому сопровождению разработки месторождений ОАО «Газпром», ФА «Роснедра», Администрации ЯНАО (2003-2007 гг.); научно-технических советах ООО «ТюменНИИгипрогаз», ООО «Газпром добыча Ноябрьск», ООО «Газпром добыча Надым», ООО «Газпром добыча Ямбург», ОАО «Севернефтегазпром», ОАО «ЛУКОЙЛ».

Публикации

По теме диссертационной работы опубликовано 15 печатных работ, в том числе три тематических научно-технических обзора и 12 статей. Две работы помещены в изданиях рекомендованных ВАК РФ для публикации материалов кандидатских диссертаций.

Объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти разделов, заключения, списка использованных источников, включающих 117 наименований. Работа изложена на 175 страницах машинописного текста, содержит 42 рисунка и 29 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении сформулированы проблемы геологического изучения и разработки трудноизвлекаемых запасов газа туронских залежей, показана важность и актуальность достижения поставленной цели, сформулированы задачи исследований, их научная новизна и практическая ценность. Доказано, что одним из реальных путей реализации энергетической стратегии России на ближайшую и отдаленную перспективу является вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов газа.

В первом разделе приведен обзор научных исследований в области разработки газовых месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, выявлены основные направления совершенствования разработки и способы повышения эффективности освоения месторождений.

В разные годы, проблемами повышения эффективности разработки месторождений нефти и газа, занимались такие крупные ученые, как З.С. Алиев, К.С. Басниев, А.Н. Дмитриевский, О.М. Ермилов, С.Н. Закиров, Г.А. Зотов, Ю.П. Коротаев, Р.И. Медведский, Е.М. Нанивский, М.М. Сатаров, А.П. Телков, Р.М. Тер-Саркисов, П.Т. Шмыгля, В.Н. Щелкачев.

Применительно к Западной Сибири проблемами геологического обоснования разработки занимались многие исследователи. Анализу особенностей геологического строения газовых залежей посвящены научные исследования В.И. Ермакова, А.Э. Конторовича, А.Н. Лапердина, В.Н. Маслова, А.А. Плотникова, В.А. Скоробогатова, Н.А. Туренкова и др.

В последнее время самое широкое распространение получили комплексы численного математического моделирования, позволяющие наиболее полно учитывать имеющийся объем геолого-промысловой и технологической информации. Решению этих вопросов в Западной Сибири посвящены работы Ю.Е. Батурина, А.С. Гацолаева, Л.Ф. Дементьева, А.Н. Кирсанова, С.В. Колбикова.

Рост добычи газа на месторождениях севера Западной Сибири требует ввода в эксплуатацию залежей с низкими фильтрационными и емкостными характеристиками. Существующие системы разработки, схемы вскрытия пластов уже не могут удовлетворять все возрастающим технико-экономическим, технологическим и экологическим требованиям. Повышение эффективности разработки может достигаться за счет гидроразрыва пласта (ГРП), бурения горизонтальных (ГС), субгоризонтальных (СГС) и многозабойных скважин (МЗС). Теоретические основы бурения горизонтальных и многозабойных в скважин в России были заложены А.М. Григоряном, В.А. Брагиным, К.А. Царевичем. В качестве положительного опыта извлечения трудноизвлекаемых запасов можно привести Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение. Сегодня здесь широко применяются технологии многоствольного бурения, позволяющие значительно повысить выработку запасов. Вопросами технологии проводки таких скважин применительно к Западной Сибири занимались С.И. Грачев, Н.Н. Закиров, Г.П. Зозуля, А.Г. Калинин, В.В. Кульчинский, Я.М. Курбанов, В.П. Овчинников, В.М. Шембергер и др.

Во втором разделе автором проанализированы и обобщены геолого-промысловые особенности туронских газовых залежей севера Западной Сибири. К ним относятся газовые залежи Южно-Русского, Заполярного, Харампурского, Новочасельского, Тэрельского и Ленского месторождений, находящихся в северных районах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.





Общая величина начальных запасов газа по рассматриваемым залежам составляющая по сумме категорий С1+C2 более 1,3 трлн. м3, позволяет оценивать потенциальную добычу газа до 35 млрд. м3 в год, что делает их достаточно привлекательными для вовлечения в разработку. Фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов сравнительно низкие, так коэффициент пористости по месторождениям изменяется от 25 до 29 %, коэффициент газонасыщенности - от 47 до 61 %, а коэффициент проницаемости не превышает 40·10-15м2. Такие коллекторские и фильтрационные свойства предопределяют ухудшенную примерно на порядок продуктивность туронских залежей по сравнению с сеноманскими, залегающими ниже. Результаты испытания разведочных скважин на туронские залежи показывают, что максимальные рабочие дебиты газа изменяются от 64 тыс.м3/сут на Заполярном месторождении до 216 тыс.м3/сут на Южно-Русском.

Анализ степени геологической изученности залежей свидетельствует о необходимости постановки дополнительных разведочных и опытно-промышленных работ, направленных на уточнение величины начальных запасов газа, коллекторских свойств и продуктивных характеристик, и аналитических исследований в области совершенствования разработки.

На основе анализа и обобщения геолого-промысловых характеристик туронских залежей автором проведено их ранжирование по степени изученности и очередности ввода в разработку (таблица 1).

Таблица 1 – Ранжирование туронских газовых залежей по степени

подготовленности и возможности ввода в эксплуатацию

Месторож-дение   Величина запасов газа Степень подготовленности запасов Проду-ктивность залежи Наличие инфраст-руктуры Наличие свободных производст-венных мощностей Суммарный рейтинг-фактор Очеред-ность освоения
Рейтинг-фактор
Харампурское 1 1 3 3 3 11 3
Южно-Русское 2 3 1 1 2 9 1
Заполярное 3 2 5 2 1 13 2
Новочасельское 5 4 2 5 5 21 5
Тэрельское 4 5 4 4 4 21 4
Ленское 6 6 6 6 6 30 6

Итоги исследования показали, что наиболее перспективными для первоочередного освоения являются туронские газовые залежи Южно-Русского и Заполярного месторождений. В качестве первоочередного объекта для опытно-промышленной разработки и апробации новых технологий при освоении и эксплуатации туронских газовых залежей автор предлагает Южно-Русское месторождение, на котором продуктивность залежей в 2-3 раза выше по сравнению с другими рассматриваемыми месторождениями. Кроме того, туронские залежи изучены не только материалами поисково-разведочного бурения, но и проводкой эксплуатационных скважин на сеноманскую газовую залежь.

В третьем разделе автором предложены новые технические и технологические решения по освоению туронских залежей, включающие создание геолого-технологических моделей разработки, обоснование методов определения продуктивности и оптимальной конструкции эксплуатационных скважин.

Применение современных методов моделирования дает возможность совместно решать основные текущие и перспективные задачи разработки газовых залежей, прогнозировать и регулировать темпы падения пластового давления, пути и интенсивность обводнения продуктивных пластов залежи путем перераспределения объемов добычи газа по площади и разрезу. Сеточные математические модели позволяют охватить и учесть множество факторов, влияющих на разработку, и решать проблемы оптимизации, регулирования и управления разработкой месторождения.

Для обоснования проектной продуктивности эксплуатационных скважин туронских залежей, первичные данные, полученные в процессе поисково-разведочных работ на других газовых залежах, могут быть использованы с определенной долей условности. Это связано с малым объемом исследований и низким качеством исходной информации, а также значительной изменчивостью фильтрационных и емкостных характеристик залежей и рядом других причин.

В связи с этим автором, проведены аналитические исследования, направленные на обоснование методов оценки продуктивности скважин, пробуренных на туронские продуктивные горизонты с учетом их возможных конструкций (вертикальные и наклонно-направленные скважины, скважины с горизонтальными окончаниями) на примере Южно-Русского месторождения.

Согласно формуле притока газа к забоям скважин

(1)

коэффициенты фильтрационных сопротивлений и определяются либо по данным газодинамических исследований по имеющемуся фонду разведочных скважин, либо рассчитываются по теоретическим формулам

, , (2)

где - коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров призабойной зоны пласта и конструкции забоя скважины, соответственно (МПа·10-2)2·сут/тыс.м3 и (МПа·10-2·сут/тыс.м3)2; - соответственно пластовое и забойное давление, МПа·10-1; – дебит газа при и Тпл, тыс.м3/сут; – проницаемость пласта, м2·10-12; h – работающая эффективная газонасыщенная толщина, м; - относительная плотность газа по воздуху при и Тст, д.ед.; µ - вязкость газа, мПа·с; z – коэффициент сжимаемости газа, д.ед.; – коэффициент макрошероховатости, д.ед.; Rк, Rc – соответственно радиус контура питания и радиус скважины, м.

Обозначив через и , и упростив формулу (2) с учетом значений геолого-физических параметров туронской залежи Южно-Русского месторождения, были получены следующие соотношения

, (3)

по которым были определены средние величины Fср и Gср на основе статистической обработки результатов испытаний разведочных скважин.

Полученные значения Fср=19,41 и Gср=0.0006657 были использованы для расчета фильтрационных коэффициентов для проектных вертикальных и горизонтальных скважин. Для скважин с горизонтальным окончанием формула (3) приобретает вид

, (4)

где ; Lгс – длина горизонтального участка, м; С – интегральный коэффициент, учитывающий вертикальную анизотропию, степень перфорации горизонтального участка и песчанистость, д.ед.

Используя полученные зависимости для условий туронской газовой залежи Южно-Русского месторождения и результаты испытаний разведочных скважин, рассчитанные рабочие дебиты субгоризонтальных скважин составят 200-250 тыс.м3/сут при соответствующих дебитах разведочных вертикальных скважин 40-60 тыс.м3/сут. При этом средняя эффективная толщина вертикального разреза принята h=7,2 м, а средняя длина горизонтального участка принята на основе модельных расчетов обоснована Lгс=400-500 м.

Выбор оптимальной конструкции скважин проводился на основе многовариантных расчетов прогнозных технологических показателей разработки туронских газовых залежей Южно-Русского месторождения и их технико-экономической оценки (таблицы 2 и 3).

По результатам анализа технологических и технико-экономических показателей, оптимальной конструкцией для освоения туронских залежей является многозабойная скважина с трехзабойным субгоризонтальным окончанием стволов разветвленной архитектуры, конструкция которой проиллюстрирована на рисунке 1.

Таблица 2 – Конструкции скважин для вариантов разработки туронских

залежей Южно-Русского месторождения

Варианты разработки
0-р, 1-р 2-р 3-р 4-р
Фонд скважин 35 12 18 18
Конструкция скважин Субгоризон-тальные с пологим окончанием по стволу длиной 420 м; 500 м Трехзабойные, разветвленной архитектуры с разводкой стволов на 1200 и протяженностью субгоризонтального участка до 420 м каждый Двухзабойные с ярусным расположением стволов протяженностью субгоризонтального участка до 420 м каждый Двухзабойные, разветвленной архитектуры с разводкой стволов на 1800 протяженностью субгоризонтального участка до 420 м каждый

Таблица 3 – Сопоставление прогнозных технологических и технико-

экономических показателей разработки туронских залежей

Южно-Русского месторождения

 Конструкция трехзабойной скважины Таким образом, учитывая-21

 Конструкция трехзабойной скважины Таким образом, учитывая-22

Рисунок 1 – Конструкция трехзабойной скважины

Таким образом, учитывая низкие геолого-промысловые характеристики рассматриваемых залежей, автор рекомендует использование многозабойных скважин как способ повышения эффективности разработки.

Четвертый раздел посвящен выбору оптимальной системы разработки и выработке концепции освоения туронских газовых залежей, которая заключается в обосновании темпа отбора газа в условиях проявления преимущественно газового режима работы и очередности ввода месторождений в промышленную эксплуатацию.

Проведенный анализ геолого-промысловых особенностей туронских залежей, их степени подготовленности к освоению, позволил оценить сроки ввода месторождений в эксплуатацию, а также определить уровни максимальной годовой добычи газа.

В основу обоснования выбора темпа отбора и, как следствие, максимальных уровней годовой добычи газа были положены начальные запасы газа туронских залежей по сумме категорий С1+С2, продуктивные характеристики и режим работы залежей.

Для обоснования оптимального темпа отбора газа из туронских залежей автором был проведен статистический анализ имеющейся информации по истории разработки сеноманских и валанжинских газовых залежей.

На рисунке 2 приведена эмпирическая зависимость темпа отбора от величины начальных запасов газа на разрабатываемых сеноманских залежах, которая описывается эмпирическим уравнением с корреляционным отношением 0,62

y = 8,4464·x-0,1134, (5)

где у – темп отбора, %; х – величина начальных запасов, млрд.м3.

Однако использование полученной зависимости для туронских залежей некорректно, т.к. степень дренирования запасов в этих случаях будет различна даже не смотря на бурение горизонтальных и многозабойных скважин, что связано с различными геолого-физическими характеристиками залежей. Как показали результаты геолого-технологического моделирования, степень уменьшения дренируемых запасов, а следовательно и возможных уровней годовой добычи газа из туронских залежей по сравнению с сеноманскими составит 1,25-2,0. При этом более крупные залежи характеризуются достаточно большой степенью дренирования, а на сравнительно небольших необходимо значительно увеличивать темп отбора.

 Зависимость темпа отбора газа от начальных запасов по -23

Рисунок 2 – Зависимость темпа отбора газа от начальных запасов по

сеноманским залежам

В первую очередь это определяется продуктивностью скважин, которая кроме всего прочего зависит от эффективной газонасыщенной толщины величины этажа газоносности и плотности сетки скважин. Поэтому при плотной сетке можно увеличивать степень дренируемости запасов за счет форсированного отбора газа из малых залежей. Для обеспечения эффективной разработки малых залежей можно быстро пробурить несколько скважин, а на больших требуется очередность разбуривания, которая может длиться несколько лет.

Для дополнительного обоснования уровней добычи газа из туронских залежей автором получена зависимость темпа отбора газа от начальных запасов по валанжинским газоконденсатным залежам месторождений севера Западной Сибири, которые обладают достаточно близкими коллекторскими свойствами (рисунок 3).

 Зависимость темпа отбора газа от начальных запасов по -24

Рисунок 3 – Зависимость темпа отбора газа от начальных запасов по

валанжинским и туронским залежам (валанжинские залежи:

1– Западно-Таркосалинское, 2 – Южно-Мессояхское, 3 – Северо-Уренгойское, 4 – Ен-Яхинское, 5 – Хальмерпаютинское, 6 – Ямбургское, 7 – Уренгойское; туронские залежи: 8 – Ленское, 9 – Новочасельское, 10 – Тэрельское, 11 – Заполярное, 12 – Южно-Русское, 13 – Харампурское)

Анализ полученных зависимостей показывает достаточно хорошую сходимость между темпами отбора газа из валанжинских и туронских залежей.

С учетом эмпирических зависимостей на основе многовариантных расчетов прогнозных технологических показателей разработки, автором обоснованы темпы отбора и уровни максимальной годовой добычи газа из туронских залежей, приведенные в таблице 4. Сроки ввода месторождений в эксплуатацию определялись с учетом проведенного во втором разделе ранжирования, включающего возможность реализации продукции и загрузку существующей газотранспортной системы.

Таблица 4 – Темпы отбора, годовая добыча газа и сроки ввода залежей в

разработку

Месторождения Год ввода в разработку Темп отбора от начальных запасов газа, % Максимальная годовая добыча газа, млрд. м3
Южно-Русское 2011 3,0 8,0
Заполярное 2011 3,7 4,5
Харампурское 2012 2,0 14,0
Тэрельское 2013 3,87 2,7
Новочасельское 2013 3,9 2,1
Ленское 2014 3,92 1,7

На основе прогноза технологических показателей разработки, автором предложена концепция освоения туронских газовых залежей севера Западной Сибири, основные положения которой сводятся к следующему:

1. Сроки ввода месторождений в разработку определяются в первую очередь технико-экономическими соображениями (запасы газа, потенциальная продуктивность скважин, развитость инфраструктуры, наличие свободных производственных мощностей и др.).

2. Темпы отбора газа определяются величиной начальных запасов газа, добывными возможностями скважин, требованиями равномерной отработки залежей по площади и разрезу, пропускной способностью и загрузкой существующих газотранспортных систем.

3. Разработка залежей осуществляется на основе новых технических решений, позволяющих достичь рентабельной добычи газа (бурение скважин сложной архитектуры, методы интенсификации и др.).

4. Наличие преимущественно газового режима работы залежей форсировать работу скважин и осуществлять эффективный и надежный прогноз изменения технологических показателей разработки.

Анализ основных технологических показателей разработки, приведенных в таблице 5, по рассмотренным туронским залежам, показывает, что за расчетный период эксплуатации будут получены положительные результаты, которые характеризуются прогнозными коэффициентами газоотдачи от 51 % до 83 % и достаточно продолжительными периодами постоянной добычи газа (9-14 лет). Максимальный уровень годовой добычи газа по группе месторождений оценивается в объеме 33 млрд. м3, который достигается в 2015 г. и длится по 2022 г., для обеспечения которого необходима эксплуатация 161 многозабойной скважины. Накопленная добыча газа за рассматриваемый период (30 лет) составит 60 % от общих начальных запасов газа по всем залежам.

Таблица 5 – Основные технологические показателей разработки туронских газовых залежей
Показатели Месторождения
Харпам-пурское Южно-Русское Заполяр-ное Новоча-сельское Тэрель-ское Ленское
Год ввода в разработку 2012 2011 2011 2013 2013 2014
Годовая добыча газа, млрд.м3 14 8 4,5 2,1 2,7 1,7
Фонд добывающих скважин, ед. 52 32 34 9 19 15
Накопленная добыча газа, млрд.м3 359 180 99 43 58 35
Газоотдача на 2040 г., % 50,8 66,4 81,4 79,8 82,8 80,6
Период постоянной добычи, лет 14 9 11 9 12 11
Средний дебит скважины, тыс.м3/сут 753 699 370 677 397 317
Средняя депрессия на пласт, МПа 0,98 1,18 0,88 0,98 0,88 0,78
Обводнение залежи на 2040 г., % 5,1 7,1 11,3 12,3 11,6 12,5

Туронские залежи рассмотренных месторождений характеризуются наличием аномально высокого начального пластового давления, что связано с относительной изолированностью от водонапорного бассейна. В связи с этим прогнозируется сравнительно небольшой темп обводнения залежей в процессе разработки – 5,1-12,6 %. Этот факт также способствует повышению эффективности добычи газа, т.к. вероятность выбытия скважин из эксплуатации по причине их обводнения достаточно низка.

В пятом разделе автором выполнена технико-экономическая оценка эффективности разработки туронских залежей, которая показала, что их освоение вполне рентабельно даже при существующей ценовой политике. Так внутренняя норма доходности за рассматриваемый период будет выше 15 % и изменяться в зависимости от продуктивных характеристик и условий реализации газа от 15,2 до 20,2 %.

Согласно расчетам технико-экономических показателей разработки, в освоение туронских газовых залежей потребуется порядка 170 млрд.руб. (включая НДС) капитальных затрат. Максимальный удельный вес в структуре капитальных вложений занимают затраты в обустройство месторождений – 70%. Затраты на бурение скважин и в строительство газопроводов подключения составят соответственно 11 % и 17 %. Средняя себестоимость добычи газа за 1000 м3 составит на Заполярном месторождении 488 руб., Южно-Русском – 484 руб., Новочасельском – 816 руб., Харампурском – 373 руб., Тэрельском – 556 руб. и Ленском – 730 руб.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1.  Туронский газоносный комплекс на севере Западной Сибири содержит доказанные промышленные запасы газа на Харампурском, Южно-Русском, Заполярном, Новочасельском, Тэрельском и Ленском месторождениях. Суммарная величина начальных запасов газа туронских залежей превышает 1,3 трлн.м3, что позволяет прогнозировать промышленную добычу природного газа до 35 млрд.м3 газа в год. По данным некоторых исследователей туронские продуктивные отложения прогнозируются и на других месторождениях (Медвежье, Губкинское, Вынгапуровское и др.), что также является фактором повышения эффективности разработки.

2.  На основе всестороннего изучения свойств туронских залежей, автором предложены новые методы определения продуктивных характеристик залежей и скважин, как основы для принятия эффективных решений по освоению залежей.

3. Наиболее перспективным методом повышения эффективности разработки месторождений с низкими продуктивными характеристиками является использование многозабойных скважин. Такие технологии уменьшают потребность в устьевом оборудовании, позволяют свести к минимуму размеры кустовых площадок, снизить неблагоприятное воздействие на окружающую природную среду. Использование скважин сложной архитектуры облегчает проходку верхней части разреза, что особенно важно в условиях наличия ММП.

4. Для разработки туронских залежей месторождений севера ЯНАО автором рекомендуется применение многозабойных скважин с трехзабойным субгоризонтальным окончанием стволов разветвленной архитектуры.

5. Автором предложена концепция освоения туронских газовых залежей севера Западной Сибири, определяющая очередность ввода месторождений в разработку, темпы отбора газа, способы разбуривания залежей, пути и возможности транспортировки углеводородной продукции. Согласно предложенной концепции максимальный уровень годовой добычи газа из туронских залежей оценивается в объеме 33 млрд.м3.

6. Для снижения затрат по реализации продукции целесообразно и разделение транспортных потоков газа по двум направлениям – северному и южному. Экономическая оценка освоения туронских залежей доказывает высокую эффективность прогнозируемой разработки. Внутренняя норма доходности составит 16 - 20 %.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Кирсанов А.Н. Промыслово-геологический анализ разработки сеноманских залежей газа Тюменской области / А.Н. Кирсанов, Г.И. Облеков, Ю.Г. Тер-Саакян, И.Е. Якимов, Н.Н. Кирсанов, В.И. Кислова // Обзорная информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. – М.: ВНИИЭгазпром, 1991. – 54 с.

2. Якимов И.Е. Системный подход к организации и проведению промыслово-геологического и геофизического контроля за разработкой залежей углеводородов / И.Е. Якимов, С.А. Кравцов, Ю.Г. Тер-Саакян // Методология системного анализа проблем разработки нефтяных и газовых месторождений: Сб. тез. докл. методологического семинара. – Пермь: Пермский политехнический институт, 1991. – C. 17-19.

3. Кирсанов А.Н. Технология подсчета и дифференциации запасов газа / А.Н. Кирсанов, Г.И. Облеков, Ю.Г. Тер-Саакян, И.С. Гутман, А.И. Райкевич, Н.Н. Кирсанов, И.Е. Якимов // Газовая промышленность. – М.: Недра, 1992, № 5. – С. 60-63.

4. Малыхин А.Я. Технология исследования прискважинной области пласта электрическими зондами / А.Я. Малыхин, А.И. Демьяновский, Т.А. Нохрина, И.Н. Головачева, А.Н. Кирсанов, И.Е. Якимов // Газовая промышленность. – М.: Недра, 1992, № 5. – С. 66-67.

5. Масленников В.В. Рекомендации по контролю за разработкой сеноманской газовой залежи Еты-Пуровского месторождения / В.В. Масленников, А.Н. Лапердин, И.Е. Якимов // Обзорная информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. – М.: ИРЦ Газпром, 2000. – 37 с.

6. Лапердин А.Н. Основные принципы разработки многокупольных газовых месторождений (на примере Комсомольского месторождения) / А.Н. Лапердин, А.В. Кононов, В.Н. Маслов, М.И. Галькович, И.Е. Якимов, О.М. Ермилов // Обзорная информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. – М.: ИРЦ Газпром, 2001. – 35 с.

7. Лапердин А.Н. Основные проектные решения по разработке сеноманской газовой залежи Вынгаяхинского месторождения / А.Н. Лапердин, И.Е. Якимов, А.В. Кононов // НТС. Сер. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2001, № 4. – С. 92-97.

8. Лапердин А.Н. Принципиальные решения по разработке сеноманской газовой залежи Еты-Пуровского месторождения / А.Н. Лапердин, А.В. Кононов, И.Е. Якимов // НТС. Сер. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2001, № 5. – С. 41-46.

9. Аршинов М.С. Оптимизация места заложения площадки УКПГ / М.С. Аршинов, А.Н. Лапердин, И.Е. Якимов // НТС. Приложение к журналу «Наука и техника в газовой промышленности. Сер. Газификация. Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004, № 1. – С. 11-13.

10. Маслов В.Н. Рациональное использование энергии пласта как основной принцип управления разработкой месторождения / В.Н. Маслов, А.С. Гацолаев, И.Е. Якимов, С.Г. Кочетов // Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти: Сб. докл. IV междунар. науч.-практич. конф. (Кисловодск, 11-15 сентября 2006г.). – Ставрополь: РИО ОАО «СевКавНИПИгаз», 2006. – С. 78-87.

11. Лесниченко А.Г. Проблемы доразработки Медвежьего газового месторождения / А.Г. Лесниченко, А.Н. Лапердин, А.И. Чепикова, И.Е. Якимов // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. ТюмГНГУ. – Тюмень, 2006, № 2. – С. 291-295.

12. Якимов И.Е. Оценка эффективности разработки месторождений с применением многоствольных скважин / И.Е. Якимов, З.П. Гореликова, Е.А. Брагина // Геолого-промысловое и технико-экономическое обоснование разработки газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири: Сб. науч. тр. – Тюмень: ООО «ТюменНИИгипрогаз»; СПб: Недра. С.-Петерб. отделение, 2007. – С. 126-132.

13. Лапердин А.Н. Проблемы освоения туронских газоносных пластов Южно-Русского месторождения / А.Н. Лапердин, А.С. Гацолаев, И.Е. Якимов, А.И. Мальцев // Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти: Тез. докл. V междунар. науч.-практич. конф. (Кисловодск, 15 - 19 октября 2007г.). – Ставрополь: РИО ОАО «СевКавНИПИгаз», 2007. – С. 100-103.

14. Лапердин А.Н. Использование потенциала Ямсовейского месторождения для регулирования сезонной неравномерности добычи газа / А.Н. Лапердин, А.С. Гацолаев, И.Е. Якимов, А.И. Мальцев, С.Г. Кочетов // Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти: Тез. докл. V междунар. науч.-практич. конф. (Кисловодск, 15-19 октября 2007г.). – Ставрополь: РИО ОАО «СевКавНИПИгаз», 2007. – С. 118-123.

15. Якимов И.Е. Совершенствование методов и технологий освоения трудноизвлекаемых запасов газа туронских залежей севера Западной Сибири // Спец. сб. Сер. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2008, № 1. – С. 63-65.

Соискатель Якимов И.Е.

Подписано в печать 22.09.2008 г.

Формат 60х84/16. Бумага Ballet. Печать Riso.

Усл. печ. л. 1,00. Тираж 100. Заказ 171.

Отпечатано на полиграфическом оборудовании

ООО «ТюменНИИгипрогаз».

Лицензия № 02469 от 27.07.2000г.

625019 г. Тюмень, ул. Воровского, дом. 2



 





<


 
2013 www.disus.ru - «Бесплатная научная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.