Разработка Среднеботуодинского нефтегазконденсатного месторождения Республики Саха

В скважинах Сбт-44 (1903-1908), Сбт-49 (1896-1900) были получены промышленные притоки газа дебитом 141,1 и 153,2 тыс.м³/сут на шайбе 12,7 и 12,74 мм, дебит конденсата соответственно 4,09 и 3,8 м³/сут.

Испытателем пластов в открытом стволе были испытаны три скважины Сбт-27 (1869-1875), Сбт-44 (1891-1905), Сбт-49 (1893-1899), получены притоки газа дебитом 33,4-112,5 тыс.м³/сут на шайбе 8,1-9,25 мм.

В скважине Сбт-160 (1861-1865 и 1889-1899) ботуобинский горизонт испытан совместно с талахским, получен приток газа дебитом 89,2 тыс.м³/сут на шайбе 7,1 мм.

В результате испытания скважины Сбт-5(1817,2-1874,3) в открытом стволе испытателем пластов получен приток фильтрата.

В скважине Сбт-24 (1886,5-1891) получен совместный приток нефти дебитом 0,2 м³/сут и пластовой воды дебитом 2,6 м³/сут при СДУ=1010м.

В двух скважинах Сбт-159(1887-1893) и Сбт-165(1884,5-1889) притока не получено.

В Северном блоке-II горизонт испытан в 2 скважинах (3 объекта и 1 объект совместный с улаханским горизонтом).

При испытании скважины Сбт-48 (1907-1913) получен приток газа дебитом 94,6 тыс.м³/сут на шайбе 7,05 мм.

В скважине Сбт-87(1905-1909) получен приток пластовой воды дебитом 1,7 м³/сут при СДУ=821м. При испытании скважины Сбт-87(1897-1954) испытателем пластов получен совместный приток пластовой воды дебитом 110 м³/сут при СДУ=1081м и слабый выход газа.

Скважина Сбт-163 (1905-1908 и 1917-1925) испытана совместно с улаханским пластом, получен приток газа дебитом 110,9 тыс.м³/сут на шайбе 8,1 мм.

В Восточном блоке-III горизонт испытан в 3 скважинах (4 объекта). В скважине Сбт-88 (1917-1927) получен приток газа дебитом 106,6 тыс.м³/сут на шайбе 7,29 мм.

Испытателем пластов в открытом стволе испытана скважина Сбт-8 (1870-1896) получен приток газа дебитом 589 тыс.м³/сут на штуцере 25,4 мм, а в интервале (1870,8-1905) получен приток газа дебитом 142,3 тыс.м³/сут и конденсата 4,3 м³/сут на шайбе 12,7 мм.

В результате испытания скважины Сбт-99(1902-1920) в открытом стволе испытателем пластов получен слабый приток фильтрата.

Улаханский горизонт испытан только в Северном блоке-II. Всего по пласту испытано 5 скважин в 6 объектах (табл.3.5).

При испытании скважин Сбт-99 (1924-1932), Сбт-156 (1945-1950), Сбт-163 (1917-1925), были получены притоки газа дебитом 34,3-102,1 тыс.м³/сут на шайбе 7,0-8,1 мм.

В скважине Сбт-74 (1938-1944,4) получен совместный приток пластовой воды дебитом 6 м³/сут с газом дебитом 98,5 тыс.м³/сут на шайбе 7,95 мм.

Скважина Сбт-163 (1905-1908 и 1917-1925) испытана совместно с ботуобинским пластом, получен приток газа дебитом 110,9 тыс.м³/сут на шайбе 8,1 мм.

В результате испытания скважины Сбт-87(1920-1927) получен приток фильтрата.

Талахский горизонт испытан только в Северном блоке-I. Всего по пласту испытано 5 скважин в 6 объектах (табл.3.5).

При испытании скважин Сбт-41 (1906-1928), Сбт-159 (1915-1924), Сбт-160 (1889-1899), были получены притоки газа дебитом 40,1-123,6 тыс.м³/сут на шайбе 4,93-8,1 мм.

Скважина Сбт-160 (1861-1865 и 1889-1899) испытана совместно с ботуобинским пластом, получен приток газа дебитом 89,2 тыс.м³/сут на шайбе 7,1 мм.

В скважине Сбт-24 (1913-1917) получен приток пластовой воды дебитом 4,14 м³/сут при СДУ=1840м.

В результате испытания скважины Сбт-44(1928-1934) притока не получено, что по всей видимости связано с неправильной привязкой интервала перфорации.

Результаты графической обработки газодинамических исследований представлены на рис.3.1-3.11 Особое внимание при выборе режимов работы эксплуатационных скважин имеет обоснование коэффициентов фильтрационного сопротивления. Недостаточная освещенность газодинамическими исследованиями разведочных скважин создает проблемы при определении ожидаемых коэффициентов фильтрационного сопротивления и соответственно дебитов для проектируемых скважин. Коэффициенты фильтрационного сопротивления обычно корректируют за несовершенство по вскрытию пласта, используя следующие формулы:

и ,

где: - коэффициент фильтрационного сопротивления, зависящий от параметров призабойной зоны несовершенной скважины;

- коэффициент фильтрационного сопротивления совершенной скважины;

- коэффициент несовершенства по степени вскрытия для коэффициента ;

- коэффициент фильтрационного сопротивления, зависящий конструкции забоя скважины;

- коэффициент фильтрационного сопротивления совершенной скважины;

- коэффициент несовершенства по степени вскрытия для коэффициента ;

- радиус скважины;

- радиус контура питания скважины.

В свою очередь коэффициенты несовершенства по степени вскрытия равны:

;

,

где: - параметр анизотропии;

и - соответственно вертикальная и горизонтальная проницаемости;

- вскрытая газонасыщенная толщина пласта;

- общая газонасыщенная толщина пласта.

Этот подход будет справедлив для сферического притока к скважине, в случае, если фильтрация происходит долговременный промежуток времени и коллектор в скважине не разделен значительными выдержанными перемычками. В противном случае приток к скважине будет плоскорадиальным по проперфорированному продуктивному пропластку. Для всех скважин коэффициенты несовершенства по вскрытию были приняты 0.

;

;

где:

- вязкость газа;

- коэффициент сверхсжимаемости;

- атмосферное давление, кгс/см²;

- пластовая температура, К;

- стандартная температура, К;

- проницаемость пласта, Д;

- эффективная мощность пласта, м;

- коэффициент макрошероховатости мм;

- плотность газа при , , кг/м³.

В табл.3.4 приведены рассчитанные коэффициенты фильтрационного сопротивления А и B, которые используются для выполнения гидродинамических расчетов, расчетов проницаемости по газодинамическим исследованиям и абсолютно свободных дебитов газа.

Таблица 3.4

Результаты обработки газодинамических исследований

Обработка результатов исследования скважин проводилась согласно «Инструкции по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин», Москва «Недра» 1980.

Рис. 3.1 Результаты графической обработки газодинамических исследований по скважине Сбт-27

Рис. 3.2 Результаты графической обработки газодинамических исследований по скважине Сбт-48

Рис. 3.3 Результаты графической обработки газодинамических исследований по скважине Сбт-44

Рис. 3.4 Результаты графической обработки газодинамических исследований по скважине Сбт-41

Рис. 3.5 Результаты графической обработки газодинамических исследований по скважине Сбт-49

Рис. 3.6 Результаты графической обработки газодинамических исследований по скважине Сбт-156

Рис. 3.7 Результаты графической обработки газодинамических исследований по скважине Сбт-159

Рис. 3.8 Результаты графической обработки газодинамических исследований по скважине Сбт-160

Рис. 3.9 Результаты графической обработки газодинамических исследований по скважине Сбт-163

Рис. 3.10 Результаты графической обработки газодинамических исследований по скважине Сбт-88

Рис. 3.11 Результаты графической обработки газодинамических исследований по скважине Сбт-8

3.2 Анализ текущего состояния разработки

В ноябре 1985г. залежь ботуобинского горизонта Северного блока была введена в опытно-промышленную эксплуатацию на основании «Проекта опытно-промышленной эксплуатации Северной части Среднеботуобинского месторождения» (протокол № 24/80 от 4.09.1980г.), в котором предусматривалась эксплуатация 10 скважин, в том числе 5 из фонда разведочных (СБт-8, 27, 45, 49, 54) и 5 проектных (СБт-101, 102, 103, 104, 105). Указанный проект базировался на запасах газа, оцененных по категории С₁, в объёме 6 млр.м³. В 1987г. утверждён «Проект разработки газоконденсатных залежей северного блока Среднеботуобинского месторождения » (протокол № I/87 от 30.01.1987г.). Основанием для создания нового проектного документа являлся выполненный на месторождении «Подсчёт запасов нефти и пересчёт запасов газа Среднеботуобинского месторождения», утверждённый ГКЗ (протокол № 9944 от 26.03.1986г.), в котором было уточнено строение ботуобинского горизонта, по сравнению с 1980г., а также выявлена газовая залежь в улаханском горизонте.

В период с 1980 по 1986г. на северном блоке пробурено 7 скважин (СБт-41, 48, 54, 74, 87, 99, 100). Притоки газа из ботуобинского горизонта получены в скважинах СБт-41, 48, 54, 87. Скважины СБт-74, 99 оказались в зоне отсутствия коллектора, а скважина СБт-100 за контуром газоносности. Улаханский горизонт вскрыт в скважинах СБт-48, 54, 74, 87, 99, 100. Скважина СБт-54 пробурена в зоне отсутствия коллекторов, скважины СБт-87, 100 пробурены за контуром газоносности. При испытании улаханского горизонта в скважинах СБт-48, 74, 99 получены промышленные притоки газа (гл. 3, таб. 3.3).

Проект разработки был составлен на утверждённые запасы газа по ботуобинскому горизонту 14,9 млр.м³, по улаханскому 3,7 млр.м³. Разработку намечено было осуществлять 21 эксплуатационной скважиной, в том числе 8 скважин из разведочного фонда (СБт-8, 27, 41,44,49, 54) на ботуобинский горизонт, СБт-48, 49 - на улаханский горизонт и тринадцать проектных скважин, в том числе 11 скважин (СБт-101, 102, 103, 104, 105, 159, 160, 161, 162, 163, 165) - на ботуобинский горизонт и 2 скважины (СБт-156, 157) - на улаханский.

В соответствии с «Проектом разработки …» на северном блоке было пробурено 6 скважин СБт-101, 156, 159, 160, 163, 165.

Опробование ботуобинского горизонта в 5-ти пробуренных скважинах (СБт-156 не испытана) не дало промышленного дебита газа. В разрезе по скважинам СБт-159, 160, 165 практически полностью отсутствует газовый коллектор (толщина газонасыщенного коллектора по ГИС составляет от 0 до 1,5 м). Скважина СБт-160 была переведена на талахский горизонт. В скважине СБт-101 толщина газонасыщенной части ботуобинского горизонта по результатам интерпретации ГИС составляет 6,3 м, однако в процессе испытания притока также не получено. Отсутствие притоков газа при испытании возможно из-за того, что в процессе вскрытия продуктивного пласта, который происходил на солевых растворах высокой плотности, происходило поглощение бурового раствора и закупорка призабойной зоны пласта.

В скважине СБт-156 при испытании улаханского горизонта дебит газа на штуцере 6 мм составил 83 тыс.м³/сут., при депрессии 26,5 атм.

В 1990г. составлен проектный документ «Коррективы к проекту разработки северной (газовой) части Среднеботуобинского месторождения», согласно которому в настоящее время ведётся разработка.

В 2004 году была составлена «Технологическая схема разработки Среднеботуобинского НГКМ (Центральный и Северный блоки)».

В 2006 году был осуществлен пересчет запасов по Восточному блоку III, в 2008 г проведен оперативный подсчет запасов талахского горизонта Северного блока I.

По состоянию на 1.1.2008г. накопленная добыча газа по Северному I и II и Восточному III блокам Среднеботуобинского месторождения составила 4,3 млрд. м³. Добыча по скважинам приводится в таб. 3.5, на рис. 3.12 приводится распределение накопленной добычи газа по горизонтам.

Таблица 3.5

Добыча по скважинам по состоянию 1.01.2008г.

Рис. 3.12 Распределение накопленной добычи газа по горизонтам

Рис. 3.13 Отборы газа по скважинам

3.2.1 Отборы газа и динамика пластовых давлений

Динамика основных технологических показателей в процессе разработки значительно изменялась, что связано с изменяющимися потребностями алмазодобывающего комплекса. Пиковая потребность в газе приходится на зимний период и сводится к минимуму в летний. Максимальный уровень отбора газа приходится на 1994 г, составляя 262 млн. м³ при эксплуатации 8 скважин. В основном продуктивные пласты перфорировались на всю эффективную газонасыщенную толщину (таб.3.6). Степень вскрытия газонасыщенного коллектора в среднем составляет 95-100%. Основные типы перфораторов, применяемые при вскрытии объектов - ПКС-105, ПСК-80. Среднее количество отверстий на погонный метр составляет 12 ед. Замеры статических давлений и газодинамические исследования проводились на месторождении в ограниченном объёме.

В эксплуатации на залежь ботуобинского горизонта Северного блока за весь срок разработки пребывало 7 скважин (Сбт-27, 41, 44, 48, 49, 54, 160).

Максимальный уровень добычи газа составил 170 млн.м³ в 1998г. при эксплуатации 3 скважин. Накопленная добыча газа на 01.01.2008г составляет 2471 млн.м³ или 16,3% от утверждённых балансовых запасов газа.

Основные технологические показатели разработки ботуобинского горизонта приведены в табл.3.7.

Восточный блок III начал разрабатывался скважиной Сбт-8 в 1986г, в 1988г в эксплуатацию была введена скважин Сбт-88. В 2005 г. обе скважины были законсервированы, в связи с отсутствием проектного документа на их эксплуатацию.

Накопленная добыча по скважине Сбт-8 составляет 420 млн. м³, по скважине Сбт-88 - 485 млн. м³, в сумме составляя 905 млн. м³, что составляет 20% от начальных геологических запасов. Динамика основных показателей разработки Восточного блока III приведена в табл.3.8.

Таблица 3.6

Сведения о перфорации

Таблица 3.7

Основные технологические показатели разработки ботуобинского горизонта Северных блоков

Таблица 3.8

Основные технологические показатели разработки ботуобинского горизонта Восточного блока III

В эксплуатации на улаханский горизонт за время разработки пребывали скважины Сбт-156 и Сбт-163. К 1998 году пластовое давление снизилось на 4,8% от первоначального и составило 138,2 атм.

Накопленная добыча газа по скважине Сбт-156 составила 128 млн.м³, по скважине Сбт-163 - 63 млн.м³. Продукция скважин безводная. Всего из улаханского горизонта отобрано 191 млн.м³ газа, что составляет 5,1% от начальных утверждённых. Дебиты газа по скважине Сбт-156 изменялись от 64,9 до 224 тыс.м³/сут, по скважине Сбт-163 от 64,8 до 173 тыс.м³/сут.

Таблица 3.9

Основные технологические показатели разработки улаханского горизонта

Залежь талахского горизонта введена в эксплуатацию в 1991 г. скважиной СБт-160, которая бурилась на ботуобинский горизонт, однако при испытании его не дала притоков газа и была переведена на талахский горизонт. Кроме скважины СБт-160, талахский горизонт эксплуатируется скважиной СБт-159, начиная с 2005 г. Всего из залежи талахского горизонта по состоянию на 01.01.2008 г. отобрано 800 млн. м³, что составляет 4% от начальных утвержденных балансовых запасов газа.

Динамика пластового давления приведена в таблице 6.2. В 2001 г. пластовое давление составило 131,5 атм., т.е. снизилось на 7,1 атм. от первоначального при отборе 502,8 млн.м³. Объём отобранного газа составляет 70,8 млн. м³ при падении давления на 1 атм.

Таблица 3.10

Основные технологические показатели разработки талахского горизонта

Таблица 3.11

Сводная таблица замеров пластового давления и объемов отобранного газа по скважинам Северного и Восточного блоков Среднеботуобинского НГКМ

3.2.2 Сравнение проектных и фактических показателей разработки

Согласно технологической схеме разработки, выполненной АНТ «Технойл» в 2004 г. разработка на Л/У ОАО «АЛРОСА-Газ», должна вестись фондом из 8 скважин: из них на ботуобинском горизонте - 27, 41,44,48 и 49, на улаханском - 156 и 163, и на талахском - 160. Восточный блок III в технологической схеме не рассматривался, в связи с тем, что не было подсчета запасов. Начиная с 2005 года скважины на нем законсервированы.

Технологическая схема разработки Среднеботуобинского НГКМ рассматривала залежи Северного блока I и II как единый эксплуатационный объект, поэтому в табл. 3.12 приводятся суммарные проектные и технологические показатели разработки. Аналогичные показатели разработки по улаханскому и талахскому горизонтам приводятся в табл. 3.13 и 3.14 соотвественно.

Расхождения между проектными фактическими уровнями отбора газа обусловлены работой ОАО «АЛРОСА-Газ» в системе автономного газоснабжения, направленной на обеспечение газом г. Мирный.

Дополнение к «Технологической схеме разработки Среднеботуобинского НГКМ (Центральный и Северный блоки)» (договор №81/08)

Таблица 3.12

Проектные и фактические показатели разработки залежи ботуобинского горизонта, Северные блоки

Таблица 3.13

Проектные и фактические показатели разработки залежи улаханского горизонта

Таблица 3.14

Проектные и фактические показатели разработки залежи талахского горизонта

Размещено на Allbest.ru