Рекомендации по оценке потенциала нового объекта разработки

Эффективность разработки газового или газоконденсатного месторождения определяется достаточно большим количеством критериев общегеологического плана (например, тип залежи, величина запасов и др.), свойствами пластов и пластовых флюидов. В этой связи возникает необходимость их систематизации, что сделано для условий месторождений Западной Сибири. Результаты обобщения критериев, применяемых в теории и практике разработки месторождений, приведены в табл. 3.4.
Все критерии разделены на три группы: характеристики залежей, коллекторские свойства пластов, физико-химические свойства флюидов.
В первом столбце указан параметр залежи, пласта, флюида. Во втором столбце - классификация по параметру, расчетная или эмпирическая формула. В третьем столбце - область применимости, либо последствия воздействия.
На предварительном этапе выбираются укрупненные критерии, таких как условия залегания пласта, величина запасов УВС, стратиграфическая принадлежность.
Анализ физических характеристик пластов позволяет наметить подходы к проектным решениям. Так, например, величины пористости, проницаемости, газонасыщенной толщины являются определяющими параметрами для оценки входного дебита газа, проведения геолого-технических мероприятий с целью интенсификации добычи. Газонасыщенность и давление в определенной мере характеризуют начальное влагосодержание продукции скважин, коэффициент продуктивности позволяет обосновать внутрискважинное оборудование, эффективная толщина пласта является одним из основных критериев оценки дренируемых запасов газа.
Проведенный анализ свидетельствует, что основные геолого-физические и технологические показатели, используемые при прогнозе и контроле отборов запасов УВ, анализе отработки залежи или отдельных пластов, можно сгруппировать следующим образом:
1) показатели, характеризующие физико-химические свойства насыщенных флюидов;
2) показатели, характеризующие изменчивость толщин и коллекторские свойства пласта;
3) показатели, характеризующие доли запасов чисто газовой и газоводяной зон;
4) показатели, характеризующие технологию разработки.


Таблица 3.4. Систематизация свойств залежей и пластовых флюидов по условиям проектирования и разработки
Наименование параметра Свойства Примечания, оценки применимости
1 2 3
1. Характеристики залежей
1.1. Тип коллектора Поровый Возможна модель двойной пористости (трещинно-поровый коллектор)
Трещинный
1.2. Тип залежи Массивная, пластовая сводовая Положительный фактор
Литологически экранированная, тектонически экранированная Положительный фактор с ограничениями
Литологически ограниченная Отрицательный фактор
1.3. Площадь нефтегазоносности, тыс. м2 < 10 - малые размеры
> 100 - большие размеры Залежи совпадают в плане или смещены. Максимальная плотность запасов – область совмещения контуров залежи.
1.4. Геологические запасы АВ/(АВ+С1) < 0,1 – объект не разбурен или находится в начальной стадии геологического изучения Кат. АВ – разбуренные (вовлеченные в разработку) запасы
Кат С1 – не разбуренные. Необходимо эксплуатационное бурение
АВ+С1 – разведанные запасы, утверждены ГКЗ или ЦКЗ.
С2 – предварительно оцененные. Рекомендуется бурение разведочных скважин. С3 – перспективные ресурсы. Рекомендуется бурение поисковых скважин.
0,1 <АВ/(АВ+С1) < 0,9 – стадия разбуривания
АВ/(АВ+С1)> 0,9 – завершающее бурение
С2/(АВ+С1+С2) ≥ 0,2, то залежь (месторождение) недоразведано
1.5. Геологические запасы газа Классификация месторождений газа: Приоритет освоения обычно отводится более крупным месторождениям
< 10 млрд м3
10-30 млрд м3
30-500 млрд м3
> 500 млрд м3 мелкое
среднее
крупное
уникальное
1.6. Наличие водонефтяной зоны (ВГЗ), чисто газовой зоны (ЧГЗ)=сухое поле Доля площади ВГЗ < 0,25 д.е. удовлетворительно Для ЧГЗ характерна большая безводная добыча газа
Для ВНЗ характерно: быстрое обводнение скважин
Доля площади ВГЗ > 0,5 неудовлетворительно
1.7. Наличие газонефтяной зоны (ГНЗ) или газо-нефтеводяной зоны (ГНВЗ) газовая залежь с нефтяной оторочкой Нефтяная оторочка является осложняющим фактором разработки газовой залежи
1.8. Темп отбора от запасов газа 3-4 % от извлекаемых запасов для крупных месторождений (залежей) Максимальная годовая добыча газа: (0,03 – 0,06)•Qгеол
Или Q=Nскв•qг•328
6-10 % от извлекаемых запасов для мелких и средних месторождений
1.9. Распределение по объектам Основные, второстепенные, возвратные, разукрупнения, доразведки
1.10. Стратиграфическая принадлежность пластов Западно Сибирская нефтегазовая провинция Т - турон
ПК – сеноман
АП, БП, ЮП – пласты Пуровского района
АУ, БУ, ЮУ – пласты Уренгойского района
 

Продолжение табл. 3.4
1 2 3
2. Коллекторские свойства
2.1. Коэффициенты проницаемости (Кпр), мкм2, пористости (Кпор), д. ед. Пласты Кпр Кпор Оценка входного дебита для порового коллектора: qж ≈Кпр (мД)
Если Кпр<0,01 мкм2, то рекомендуется ГРП, что ведет к выносу проппанта
Если Кпр> 0,20 мкм2(особенно для пластов ПК), то возможно коллектор - слабосцементированный песчаник, что ведет к выносу песка
ПК 0.50 - 2.0 0,30 – 0,40
АВ, АС, АП,АУ 0,05 – 1,0 0,25 – 0,35
БВ, БС, БП, БУ 0,01 – 0,10 0,18 – 0,30
ЮВ, ЮС, ЮУ 0,001 – 0,01 0,14 – 0,25
2.2. Коэффициент
газонасыщенности (Кгн), д. ед. 0,35< Кгн<1,0
2.3. Коэффициент продуктивности (Кпрод), м3/сут*МПа Кпрод< 1,0 – низкопродуктивные пласты Задаваемая средняя депрессия для ПК – 0,3 МПа.
Задаваемая средняя депрессия для Т – 3,0 МПа.
Если qг> 1000 тыс.м3, то DНКТ=164 мм
Если qг= 500-800 тыс.м3, то DНКТ=114 мм
Если qг< 300 тыс.м3, то DНКТ=73 мм
Кпрод> 5,0 – высокопродуктивные пласты
Расчет дебита газа выполняется по формуле: qг = Δp2= a*qг + b*qг2
2.4. Газонасыщенная толщина (hгн), м hгн< 30 м – газовый пласт малой толщины Расчетная формула:Qг на 1 скв= S •Кпор•Кнн hгн •(Рнач•αнач-•Ркон•αкон)•f
hгн> 100 м – газовый пласт большой мощности (толщины)
2.5. Рентабельная газонасыщенная толщина(hрент), м ≈ 30 м Экспертная оценка минимальной рентабельной добычи газа на 1 скважину на 1 скв = 1 млрд м3
2.6. Коэффициент
песчанистости (Кпесч), д. ед. Кпесч> 0,6 – ГСК (гидродинамически связный коллектор) Высокие коллекторские свойства, больших проблем с выработкой нет
Низкие коллекторские свойства, существуют проблемы с выработкой запасов: низкий коэффициент охвата
0,3 – 0,6 – ПК (прерывистый коллектор)
< 0,3 – СПК (сильно прерывистый коллектор)
2.7. Коэффициент
расчлененности (Кр) Кр ≤ 2 низкое значение удовлетворительно
Кр ≥ 5 высокая расчлененность неудовлетворительно
2.8. Коэффициент макронеоднородности
(Кмн = Кр./hнн), 1/м
(1/Кмн - толщина единичного пропластка, м) Кмн< 0,25 или толщина пропластка > 4 м (хорошее качество) Монолитный пласт с высокими коллекторскими свойствами (ГСК)
(обычно Кпесч. ≥ 0,6)
Кмн> 1,0 или толщина пропластка ≤ 1 м (плохое качество) Расчлененный пласт с низкими коллекторскими свойствами;
(как правило Кпесч. ≤ 0,3)

Продолжение табл. 3.4
1 2 3
2.9. Коэффициент остаточной газоасыщенности (Кон), д. ед. Для Кпр ≥ 50 мД Кон = 0,2 – 0,25 д. ед.
Для Кпр ≥ 10-50 мД Кон = 0,25-0,30 д. ед.
Для Кпр< 10 мД Кон = 0,3-0,35 д.ед.
2.10. Гидропроводность, , (мкм2*м/сПз) <0.1 (мкм2*м/сПз)низкие коллекторские свойства

>1.0 (мкм2*м/сПз)высокие коллекторские свойства

R-радиус дренирования, м Используется в формуле: для оценки зоны дренирования. R~1000-2000 м
2.11. Пьезопроводность,
æ = , (м2/с);
æ <0,01 (м2/с) низкие коллекторские свойства Определяет скорость движения границы дренирования: v<600 м/год или 2 м/сут
v>2000 м/год или 5 м/сут
æ >0,1 (м2/с) высокие коллекторские свойства
2.12. Пластовое давление начальное, МПа Если Рпл≈ 0,1•L, то давление гидростатическое (Pгстат) Вскрытие осуществляется на растворе глушения плотностью 1.10-1.15 г/см3
Если Рпл ≥ 1,3•Ргстат, то АВПД (аномально высокое пластовое давление) Минус: проблемы при вскрытии и освоении пласта, т.к. требуются тяжелые растворы глушения плотности 1.3-1.5, что ведет к кольматации пласта
Если Рпл<0.7•Ргстат, то АНПД (аномально низкое пластовое давление) Минус: проблемы при вскрытии и освоении пласта, поглощение раствора глушения, кольматации пласта
Минус: короткий период фонтанной добычи
3. Физико-химические свойства конденсата, газа и воды
3.1. Содержание парафинов, % > 6 % - высокопарафинистая конденсат
1,5-6 % - парафинистый конденсат
<1,5 % - малопарафинистый конденсат Возможно образование АСПО в интервале многолетнемерзлых пород (ММП), что потребует периодического скребкования, промывки горячей нефтью, водой и т.д.
3.2. Содержание смол, % > 5 % - смолистые
> 15 % - высокосмолистые Входит в состав АСПО и увеличивает негативные последствия
3.3. Усадка конденсата, д. ед. Изменяется от 0,5 до 0,7 д.ед.
3.4. Газоконденсатный фактор (ГКф), м3/т ≤600 м3/т – нефтяная залежь
≥ 900 м3/т – газоконденсатная залежь Требуется уточнение фазового состояния залежи
≥ 20 00 м3/т – газовая залежь
3.5. Объемный коэффициент газа, д. ед. Vg = 0,000375*T/P, [P]=МПа, [T]=0K, P0=0,1013 МПа, Т0=273 0К Примеры: для пласта ПК значение Vg=0,015 д.ед.;
для пласта Ю - Vg=0,005
3.6. Пересчетный коэффициент газа, разы Θ = 1/Vg Примеры: для пласта ПК значение Θ =1/0,015=66,7 ед.; для пласта Ю - Θ =1/0,005=200 ед.

 

Продолжение табл.3.4
1 2 3
3.8. Коэффициент сверхсжимаемости газа [174] Ф-ла
где приведенная температура и давление для пластов ПК параметр Z = 0,84 – 1,0;
для пластов Ю параметр Z = 0,9 – 1,1
3.9. поправка на отклонение газа от закона Бойля - Мариотта α = 1/Z Подсчетный параметр
3.10. поправка на температуру для приведения объема к стандартным условиям f = Tст/Tпл Подсчетный параметр
3.11. Плотность газа в пластовых условиях (ρ), кг/м3 ρг. пл. = ρг/Vg Пример для ПК: ρг. пл. = 0,5/0,015 ≈ 35 кг/м3
Ю: ρг. пл. = 1,2/0,005 ≈ 240 кг/м3
3.12. Давление начала конденсации (Рк), МПа Рк =-0.0000021467*L2+0.021687*L-19.39 [МПа]
См.[49] Минус: если Рнас ≈ Рпл происходит ретроградная конденсация и потеря конденсата в пласте
Плюс: если Рнас<< Рпл можно поддерживать рабочие депрессии без выпадения конденсата
3.13. Плотность конденсата (ρк), т/м3 ρк< 0,78 - 0,80 – конденсат
ρн= 0,80 – 0,86 – легкая нефть
ρн= 0,86 – 0,899 – нефть средней плотности
3.14. Вязкость кондесата, сПз (мПа•с) 0,2< μк <10 сПз – маловязкий флюид
3.135. Плотность воды (ρв), кг/м3 ρв. пл = 1000 + 0,7С, где С – минерализация пластовой воды (г/л) Пример: С =

3.16. Вязкость пластовой воды, сПз формула Пуазейля, t-град.C
200 С – 1,0
300 С – 0,803
400 С – 0,655 600 С – 0,470
700 С – 0,407
800 С – 0,357 900 С – 0,317
1000 С – 0,284
1500 С - 0,170
3.17. Пластовая температура (tпл), оС tпл ≈ Г•h , где h-глубина отложений в Западной Сибири,м;
где Г - геотермический градиент 0,03 оС/м Если пласт ПК1 залегает на глубине 1000 м, то tпл ≈ 330 С
Если пласт Ю1 залегает на глубине 3000 м, то tпл ≈ 900 С

 
Продолжение табл. 3.4
1 2 3
3.18. Плотность воздуха (ρв), кг/м3 1,293 кг/м3 при стандартных условиях (Р = 0,1013 МПа,Т = 200 С или 2930 К)
3.19. Плотность газа при стандартных условиях (ρг),кг/м3 Плотность природных газов изменяется в пределах 0,5-2,0 кг/м3 в зависимости от состава ρсН4 = 0,6687 (метан), ρс2Н6 = 1,264 (этан), ρс3Н8 = 1,872 (пропан),
ρс4Н10 = 2,519 (бутан)
3.20. Относительная плотность сухого газа (сеноманского), д. ед. ρг.отн =ρг/ρвоздух. Изменяется от 0,5 до 0,6 д.ед. ρсН4 = 0,544 (метан), ρс2Н6 = 1,038 (этан), ρс3Н8 = 1,554 (пропан),
ρс4Н10 = 2,067 (бутан), ρс5Н12 = 2,490 (пентан)
3.21. Относительная плотность газа газоконденсатной залежи,
д. ед. ρг.отн =0,6 – 1,0 д.ед.
3.22. Относительная плотность нефтяного (растворенного) газа,
д. ед. ρг.отн =0,9 – 1,2
3.23. Вязкость газа, сПз Изменяется от 0.01 до 0.03 сПз Вязкость газа в 50-200 раз меньше вязкости нефти
3.24. Молекулярная (молярная) масса флюида, г/моль М = ρ0 • 22,41, где ρ0 плотность газа при стандартных условиях Мметана = 16,043,
Мэтан=30,07,
Мпропан=44,097,
Мбутан=58,124



флюид ρпл, г/см3 М, г/моль
газ < 0,250 < 25
газоконденсат 0,225-0,450 25-45
легкая нефть 0,425-0,650 45-80
нефть ср.плотности 0,625-0,899 80-275
тяжелая нефть ≥ 0,875 > 225
3.25. Коэффициент сжимаемости (β), 10-3 1/МПа=1/ГПа Нефти: βн ≈ 2-10, Воды: βв ≈ 0.25-0.45, Породы: βп≈ 0.05
3.26. Конденсатный фактор, г/м3 Кф<50 см3/м3сухие газы
Кф> 150 см3/м3 жирные газы
Кф = 300-600 см3/м3
Кф> 600 см3/м3 Газоконденсатный фактор:
Гф> 20 000 м3/т
Гф<5000 м3/т
1600<Гф<3600 м3/т
Гф<1600 м3/т