Особенности геологического строения газовых и газоконденсатных залежей

Особенности геологического строения газовых и газоконденсатных залежей на примере конкретных месторождений

На выбор систем разработки газовых и газоконденсатных залежей, на динамику годовой добычи газа и на весь процесс разработки большое влияние оказывает их геолого-промысловая характеристика.
Так, характер природного режима во многом влияет на темпы падения пластового давления при разработке и, следовательно, на характер снижения дебита скважин. В случае водонапорного режима пластовое давление снижается медленнее. Однако, при неоднородности коллекторских свойств пород по площади и разрезу, а также неравномерности дренирования залежи происходит ускоренное продвижение воды по высокопроницаемым прослоям разреза. Это может стать причиной преждевременного обводнения скважин, расположенных в пределах текущего внешнего контура газоносности.
В газовых залежах существуют условия для неравномерного продвижения воды. Это связано с тем, что предел критической проницаемости пород для газа значительно ниже, чем для нефти и воды, и поэтому повышается неоднородность пластов за счет включения в эффективный объем залежи пород, непроницаемых для нефти и воды. В результате создаются условия для неравномерного внедрения воды в газовые залежи по проницаемым пропласткам. Для снижения неравномерности обводнения необходимо выполнение большого объема работ в скважинах по изоляции (выключению из работы) обводненных интервалов.
Геологическое строение залежей оказывает влияние на решение вопроса о выделении эксплуатационных объектов, разбуриваемых самостоятельной сеткой скважин. Залежи массивного строения, представляющие собой единые гидродинамические системы и имеющие большую мощность продуктивных отложений (достигающие более 100 м) могут разрабатываться одной сеткой скважин, т. е. являются эксплуатационным объектом.
Большое влияние на выбор системы разработки, и в первую очередь на количество скважин, оказывает прочность пластов-коллекторов, т. е. устойчивость против разрушения при эксплуатации скважин. Вследствие высоких дебитов газовых скважин разрушение призабойной зоны пласта носит более интенсивный характер, чем при эксплуатации нефтяных скважин. Наиболее подвержены разрушению терригенные слабосцементированные породы, с легко разрушающимся глинистым цементом. Процесс разрушения пород особенно активизируется при обводнении скважин, поскольку вода способствует разбуханию и деформации цемента.

Рисунок 2.4. Обзорная карта месторождений севера Западной Сибири
Значительное влияние на системы разработки и обустройства газовых месторождений оказывает глубина залежей. При инфильтрационной природе пластового давления, в условиях наиболее вероятного проявления активного водонапорного режима, глубина залегания продуктивного пласта определяет величину начального давления, которое влияет на начальные дебиты скважин и динамику добычи газа из залежи.
Рассмотрим Медвежье месторождение (рис.2.4), как пример особенностей геолого-физической характеристики, влияющей на принятие проектных решений.
Для Медвежьего месторождения характерна особенность сеноманских залежей Западной Сибири: уникальными размерами залежи, что предопределило поэтапный ввод в разработку отдельных участков залежи.
Это, в свою очередь, приводит к возникновению внутрипластовых перетоков газа между зонами отбора газовых промыслов. В процессе разработки месторождения возникают также проблемы, связанные с необходимостью бурения оптимального количества дополнительных добывающих скважин, рациональным размещением их по площади и определением обоснованного срока ввода их в эксплуатацию.
Следует отметить, что для рассматриваемых месторождений характерны единая гидродинамическая система, тонкослоистое строение резервуара, большие высоты залежей, высокие коллекторские свойства, не большие глубины залегания, обширные площади газоносности, начальные пластовые давления, близкие к гидростатическим. Аналогов таких месторождений в мировой практике добычи газа не существует.
Медвежье месторождение открыто в 1967 г. поисковой скважиной №2 на Ныдинском поднятии. При ее испытании из сеноманских отложений получен фонтан газа дебитом порядка 2000—2500 тыс. м3/сут. В том же году поисковой скважиной № 1, пробуренной на соседнем Медвежьем поднятии, при опробовании сеноманских отложений получен фонтан газа дебитом 793,3 тыс. м3/сут при штуцере диаметром 22,32 мм. Позже в процессе даль¬нейших геологоразведочных работ на этих площадях выявилась единая для Медвежьего и Ныдинского поднятий уникальная сеноманская залежь с общим ГВК, плоскость которого имеет наклон в северном направлении (рис. 2.5). Резервуар, как и во всех альб-сеноманских залежах, массивный, ловушка структурная, залежь массивно-сводовая, водоплавающая, субмери-дионального простирания. Размеры залежи: ширина 12—32 км, длина 119 км, высота 155 м.

Рис.2.5.
Эффективные газонасыщенные мощности коллекторов составляют 3,6—141,0 м. Коллекторские свойства песчаников улучшаются к своду и в северном направлении. Коэффициент открытой пористости увеличивается от 24 до 35 %, проницаемость — от 0,48 до 0,95 мкм2, средневзвешенный коэффициент газонасыщенности составляет 74,8%. При испытании скважин дебиты газа изменяются от 310,0 тыс. до 802,0 тыс. м3/сут при штуцере диаметром 22 мм. Пластовое давление в залежи 11,6 МПа, что соответствует гидростатическому, пластовая температура +27...32 °С.
В составе свободного газа преобладает метан (98,39 %), этана 0,28 %, пропана и бутанов- следы. Содержание азота 0,98 %, углекислого газа-0,30%, гелия- 0,015%, аргона- 0,028 %, сероводород отсутствует.
Основной параметр, определяющий проектирование разработки месторождения, является объем запасов пластового газа. Эта величина влияет на фонд скважин и в, последующем, на темп отбора газа. На примере Медвежьего месторождения видно (рис.2.6), что в процессе разбуривания и эксплуатации увеличивается объем исходной информации, что ведет к уточнению геологического строения и, как следствие, объема запасов газа. Так запасы газа в 1970г. оценивались в 1,55 млрд.м3, в 1981 г.- 1,8 млрд.м3, 1987 – 2,2 млрд.м3.
Исходя из величины запасов газа, корректируется проектный фонд скважин, который увеличился с 260 до 357 штук.

Рис.2.6. Уточнение геологических запасов свободного газа и проектного фонда скважин Медвежьего месторождения
Исходя из геологических особенностей строения Медвежьего газового месторождения Западной Сибири были сформированы и реализованы эффективные проектные решения:
- объект разработки – сеноманская газовая залежь апт-альбских отложений, коллектор-терригенный, поровый, высокопроницаемый, высокопродуктивный;
- бурение высокопродуктивных скважин с дебитом 0,8-1,5 млн.м3/сут;
- применение конструкции лифтовой колонны с НКТ диаметром 168 мм для обеспечения рабочих дебитов с минимальной депрессией;
- расположение на одной площадке по 2-8 скважин (кустовое бурение);
- с целью продления безводного периода скважин расположение нижних перфорационных отверстий выше ГВК на 20-30 м;
- для контроля за разработкой и подъемом ГВК бурение наблюдательных скважин в периферийной части залежи;
- строительство оптимального количества УКПГ высокой производительности с технологиями адсорбционной и абсорбционной осушки;
- скважинная продукция – сухой метановый газ, безсернистый, с незначительным количеством СО2 и Н2О;
- товарная продукция – природный газ, подготовленный для потребителя в соответствии со стандартом.
Одно из решений, которое не является наиболее эффективным - дифференцированное вскрытие пласта в скважине, при котором создавались условия ограниченного отбора газа из нижней части объекта, в меньшей степени – из средней и условия максимального отбора – из верхней части объекта. При пластовом строении залежей в условиях затрудненной сообщаемости пластов и большой суммарной газонасыщенной мощности целесообразно выделять два-три объекта разработки и более. Такое решение обеспечивает больше возможностей оперативного контроля и управления разработкой каждого из объектов.

Еще один пример, существенно отличающийся от рассмотренного – это Оренбургское НГК месторождение, открытое в 1966г. и введенное в разработку в 1974г.
Выявлено три залежи в карбонатных отложениях — артинско-среднекаменноугольная (основная), филипповская залежь кунгурского яруса и среднекаменноугольная.
Основная залежь является массивной, имеет этаж нефтегазоносности 523м, газонефтяной контакт выделен на отметке —1750 м. Коллектор порово-трещинного типа с коэффициентом пористости 6-13% и проницаемостью 0,1-24,1*10-3 мкм2. Начальное пластовое давление равно 20,9 МПа, пластовая температура - 27°С. Состав газа приведен в табл.2.1. Начальное содержание стабильного конденсата 76,3 г/м3, плотность - 698-715 кг/м3. Нефтяная оторочка представлена тремя обособленными участками, линии водонефтяного контакта изменяются от -1717 до -1784 м. Этаж нефтеносности изменяется от 10 до 110 м. Плотность нефти равна 843 кг/м3, вязкость - 2,4-6,9 мПа•с, содержание серы - 1,2%.
Филипповская залежь — пластовая сводовая, литологически ограниченная. Коллектор — "плойчатые" доломиты с пористостью 11%. Этаж газоносности составляет 504 м. Нефтяная оторочка окаймляет западную часть залежи. Размеры оторочки составляют 1,8х35 км. Газонефтяной контакт принят на отметке (–1690) м, водонефтяной контакт - на отметке (–1760) м. Начальные пластовые давления составляет 19,1 МПа, пластовая температура - 20°С. Состав газа (в %): CH4 — 88,2; С2Н6 — 3,1; С3Н6 + высшие — 4,1; CO2 — 0,7; Н2S — 2,7; N2 — 1,2.
Среднекаменноугольная залежь залегает на глубинах 2076-2359 м, является массивной, газоконденсатной. Пористость коллектора составляет 11%. Начальное пластовое давление - 23-25 МПа, начальное содержание стабильного конденсата 91,5 г/м3.
Рассмотрим основные проектные решения, принятые по месторождению:
- основной объект разработки – нефтегазоконденсатная залежь в артинско-каменноугольных отложениях, коллектор - карбонатный, порово-трещинный, низкопроницаемый, среднепродуктивный (рис.2.7);
- строительство оптимального количества УКПГ высокой производительности, а также газоперерабатывающего и гелиевого заводов;
- скважинная продукция – газоконденсат, сернистый, азотистый, с наличием СО2 и гелия;
- товарная продукция – природный газ, конденсат, смесь пропан-бутановая техническая (СПБТ), сера, гелий и пр.


Рис.2.7. Оренбургское месторождение
Как видно из изложенного, геологические факторы оказывают большое влияние на выбор системы и условия разработки газовых и газоконденсатных месторождений, но на их основе даются лишь предварительные рекомендации о возможных технологических решениях. Это обусловлено тем, что на выбор систем разработки газовых залежей в большей степени, по сравнению с нефтяными, оказывают влияние такие факторы, как темп разработки месторождения, динамика снижения пластового давления, необходимый комплекс промысловых сооружений и сроки их строительства при разных вариантах размещения скважин, технические возможности по закачке в пласты газа или воды и др.
Таким образом, рациональные системы разработки газовых месторождений, учитывающие весь комплекс факторов, обосновываются на газо-гидродинамических расчетах нескольких вариантов разработки, учитывающих геолого-промысловую характеристику месторождения, а выбор оптимального варианта осуществляется по результатам технико-экономических расчетов.