Оренбургское месторождение

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Характеристика Оренбургского месторождения

1.1 Географическое расположение

Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в пределах Оренбургского, Переволоцкого и Илекского административных районов Оренбургской области.

В орографическом отношении месторождение находится в долине реки Урал. Максимальные абсолютные отметки расположены на правом берегу Урала - 180-190 м. Урал протекает с востока на запад, в близком к широтному направлению.

Ландшафт степной, расчленённый многочисленными оврагами и балками, отличающимися крутизной склонов и значительной протяженностью. Ориентировка оврагов преимущественно субмеридиональная.

Климатические условия района резко континентальные. Годовые колебания температур от плюс 35 до минус 35°С. В течение года господствуют ветры, в основном, южного направления. Безморозный период составляет 140-150 дней. Устойчивый снежный покров удерживается с конца ноября до конца марта. Толщина снежного покрова - 40-50 см. Глубина промерзания грунта - 150-160 см. Среднее годовое количество осадков составляет 350-400 мм.

Растительность района степная и представлена ковыльными и типчаковыми травами. Залесенные участки немногочисленные и приурочены к поймам рек.

Около 80% площади месторождения приходится на пашню, 11% - на леса и водоёмы, 9% составляет государственный и специальный земельный фонд[1].

Месторождение находится в обжитой промышленной и сельскохозяйственной зоне с достаточно развитой сетью асфальтовых и улучшенных грунтовых дорог. В 15 км северо-восточнее месторождения проходит железнодорожная линия Оренбург-Челябинск, вдоль северной границы месторождения проходит железнодорожная магистраль: Москва-Ташкент, которая пересекает месторождение с севера на юг в районе г. Оренбурга. На площади месторождения находятся сёла: Нижняя Павловка, Дедуровка, Городище, Краснохолм и другие.

В областном центре - городе Оренбурге сосредоточено большое количество предприятий топливной, пищевой, машиностроительной, металлообрабатывающей и легкой отраслей промышленности.

Рисунок 1. Обзорная карта Оренбургского нефтегазохимического комплекса

1.2 История освоения месторождения

Оренбургское месторождение открыто в 1966 г. по результатам широкого комплекса геологических и геофизических исследований. Опытная эксплуатация Оренбургского месторождения проводилась в период 1971-1973 гг. на небольшом участке центральной части.

Отметим, что на первом этапе поисково-оценочных работ, которые проводились в ускоренном режиме, были определены размеры ловушки, причём основное внимание уделялось газоконденсатной залежи артинско-среднекаменноугольного возраста и частично филипповской залежи, нефтяным оторочкам уделялось меньшее внимание.

В 1974 г. месторождение введено в промышленную эксплуатацию. Первая очередь Оренбургского ГХК имела производственную мощность 15 млрд. м³ в год. С пуском третьей очереди ОГХК достиг проектной производительности по добыче и переработке 45 млрд. м³ газа, 2900 тыс. т конденсата, 1200 тыс. т углеводородов широкой фракции и выработке 1079 тыс. т серы в год. В 1978 г. введён в действие гелиевый завод, что позволило вырабатывать более 500 тыс. м³ гелия в год.

Эксплуатационное бурение на газ и нефть продолжается в соответствии с утверждёнными проектными документами на разработку. В общей сложности на месторождении пробурено свыше 1000 поисково-разведочных и эксплуатационных скважин[2].

Максимальная добыча газа составила 48,7 млрд. м³ в 1979 г. С 1985 г. наступил период падающей добычи газа. В 2014 г. добыча газа составила 14,5 млрд. м³.



2. Геолого-физическая характеристика Оренбургского месторождения

Исторически сложилось, что для разбивки залежи по разрезу используются термины «первый», «второй» и «третий объект». Многие исследователи до настоящего времени используют эту терминологию. В этом случае следует иметь ввиду, что первый объект - это часть разреза, включающая породы артинского и сакмарского ярусов, второй объект - включает нижнюю часть сакмарского яруса, ассельские и частично верхнекаменноугольные отложения, третий объект - включает отложения верхнего и частично среднего карбона.

В «Проекте доразработки ОНГКМ», выполненном в 1996 г. было показано, что основную залежь с позиций разработки можно рассматривать как состоящую из двух объектов: первый объект включает артинско-сакмарские отложения - собственно выделенный геологический объект, и второй объект - нижнюю часть сакмарских отложений, ассельские и верхне- и среднекаменноугольные отложения, т.е. включает в себя второй и третий геологические объекты. Условно выделенные геологами второй и третий объекты представляют собой единый объект разработки - второй[2].

I геологический объект

Первый объект выделен и прослежен в пределах Западного и Центрального куполов. Он включает породы артинского и сакмарского ярусов. На востоке I объекту отвечает одновозрастная толща пород, более дробно расчлененная (с точки зрения наличия пластов-коллекторов и пластов-перемычек).

В литологическом отношении объект представлен известняками, в верхней части участками значительно сульфатизированными и доломитизированными. Общие толщины пласта, закономерно увеличиваясь по направлению с запада на восток, изменяются от 60-70 до 100-150 м.

ГНК первого объекта принят на абсолютной отметке минус 1720 м. Контакт нефть-вода - на отметке минус 1750 м.

При принятых контактах размеры первого объекта достигают: более 70 км по длине, 10-12 км по ширине в западной части и почти 20 км в центральной.

Отложения литологически экранированы (на востоке, на участке прогиба между центральным и восточным куполами).

Газонасыщенные толщины достигают:

- поровый коллектор - 30-40 м;

- трещинно-поровый коллектор - 10-20 м на западе и 20-60 м в центральной части;

- трещинный коллектор-на западе 5-10 м, в центральной части: 30-50 м.

II геологический объект

Объект объединяет нижнюю часть сакмарского яруса, а также ассельские и частично верхнекаменноугольные отложения.

Последний включает пачку плотных пород, нередко начиная с кровли сакмарского яруса или чуть выше. И в этом случае толщина раздела как перемычки достигает 20-30 м. Но на западных склонах куполов (Западного и Центрального) верхняя, большая часть R₁ замещена проницаемыми разностями, перемычкой, отделяющей II объект от I, служит лишь нижняя часть раздела толщиной в несколько метров.

Общая толщина II объекта изменяется от 70 до 150 м, чаще всего 100-120 м.

ГНК принят на абсолютной глубине минус 1735 м.

ВНК по залежи принят на отметке минус 1750 м.

Второй объект имеет размеры: 70 км по длине и 10-12 км по ширине в западной части и 15-18 км в центральной.

Газонасыщенные толщины в пределах объекта составляют:

- на западе поровый коллектор - более 50 м, трещинно-поровый - 10-12 м и трещинный - 0-20 м;

- в центральной части (вышеперечисленные типы коллектора соответственно) более 90 м, 10-40 м и 0-50 м.

На средний подсчетный уровень объекта начальное пластовое давление составило 19,8 МПа, пластовая температура - 29,96 С.

Поровых пропластков - коллекторов в объекте не более 20-30. К тому же во II объекте реже встречаются тонкие (0,4-0,6 м) пропластки, и наоборот чаще отмечаются пропластки с толщинами в несколько метров.

III геологический объект

Данный объект включает отложения верхнего и частично среднего карбона. Развит на Западном и Центральном куполах. Его толщины изменяются от 40 до 200 метров[1].

От II объекта III объект отделяется плотными породами раздела R₂, толщина которого и как геологического тела и, одновременно, как перемычки между объектами, достигает иногда нескольких десятков метров и даже более 100 м (например, в прогибе между Западным и Центральным куполами или в своде купола, в районе скважины 204-д и 2014).

Характерной чертой толщи третьего объекта в пределах центрального купола является значительная и невыдержанная толщина.

Контакт газ-нефть принят на отметке минус 1735 м.

Третий объект Центрального купола имеет размеры 40x13 км.

На средний подсчетный уровень объекта начальное пластовое давление принято равным 20,05 МПа, пластовая температура - 31,4С.

Эффективные толщины поровых коллекторов III объекта в пределах Центрального купола изменяются в широком диапазоне:

- на севере, в сводовой и присводовой частях свыше 100 м (скв. 1004, 1010 и др.);

- на юге и юго-востоке менее 20 м и даже иногда чуть более 1 м.

Трещинно-поровые коллекторы имеют суммарные толщины на Центральном куполе, также отсутствуя на отдельных участках, от нескольких метров до 20 м и чуть более и достигают иногда свыше 40 м, единично 60 м. Трещинные коллекторы на Центральном куполе достигают более 20 и даже 30 м.

Основываясь на дополнительном анализе результатов геолого-геофизических исследований и разработки месторождения, в последнем подсчете запасов (1994-1995 гг.). В разрезе месторождения выделены три типа коллекторов: поровые, трещинно-поровые и трещинные.

Коллекторы порового типа выделены по прямым качественным признакам по комплексу ГИС во всех подсчетных объектах. Статистическая граница коллекторов порового типа составляет, как и ранее, 6%.

Трещинно-поровый тип коллектора выделен по критическому значению пористости, обоснованному по результатам геофизических и петрофизических исследований. Кроме того, дополнительным подтверждением промышленной газоносности коллекторов трещинно-порового типа явились результаты исследования контрольных скважин.

Промышленная газоносность трещинного коллектора была доказана в ГКЗ, о наличии интенсивной трещиноватости отдельных участков разреза говорят как исследования керна так и результаты разработки.

Фундамент месторождения складывается из ордовикского, девонского, каменноугольного, пермского и мезокайнозойского отложениями (рис. 2).



Рисунок 2. Стратиграфический разрез Оренбургского месторождения

Кунгурские хемогенные образования нижней перми условно делят разрез месторождения на две части: надсолевую и подсолевую. Газонефтеносные пласты приурочены к подсолевой толще от филипповского горизонта до девонских отложений[1].

Отложения ордовикской системы являются самыми древними, вскрываемыми на площади, и распространены на Оренбургском валу повсеместно. Бурением они освещены не полностью. На максимальную толщину отложения вскрыты в скважине 2 Ордовикской. Представлены отложения ордовикской системы каолинито-гидрослюдистыми аргиллитами, разнозернистыми алевролитами, и песчаниками (преимущественно полевошпатово-кварцевыми); породы частично метаморфизованы. Судя по данным сейсморазведки, вскрыта верхняя часть отложений ордовика.

Отложения девонской системы развиты только на севере ОНГКМ и изучены на северо-западной периклинали. Представлены отложения карбонатами и песчано-алевритистыми породами. Мощность верхнедевонских осадков от 0 до 300 м.

Карбон и нижняя пермь (до артинских ангидритов, залегающих в верхней части яруса) представлены известняками, нередко изменёнными за счёт доломитизации и сульфатизации с редкими прослоями терригенных пород - аргиллитов и песчаников. Известняки хемогенные, биохемогенные, органогенные. Последние представлены органогенно - обломочными, органогенно-детритовыми, водорослевыми и т.п. разновидностями. Наиболее широко они развиты в каменноугольных, ассельских и артинских образованиях. Общая мощность отложений карбона и нижней перми - 1000-1500 м.

Месторождение представляет собой пластово-массивную систему нижнепермского и среднекаменноугольного возраста с этажом газоносности до 500 м (рис. 3).



Рисунок 3. Геологический разрез Оренбургского месторождения

Кунгурские отложения представлены в нижней части известняками и ангидритами (филипповский горизонт), а выше почти исключительно каменной солью (иренский горизонт). Мощность кунгурских отложений - 280-1100 м. В верхней части отложений, участвующих в строении месторождения (верхняя пермь, мезо-кайнозой), развиты преимущественно терригенные породы (глины, алевролиты, песчаники) с прослоями мергелей, известняков, а иногда гипсов и ангидритов (уфимский ярус). Мощность надкунгурской терригенной толщи - 30-800 м.

В региональном тектоническом плане Оренбургское НГКМ находится в северной части Соль-Илецкого свода, расположенного на стыке трёх крупных тектонических элементов: Волго-Уральской антеклизы, Прикаспийской синеклизы и Предуральского прогиба. Оренбургский вал является крупной тектоно-седиментационной структурой, осложняющей северную часть Соль-Илецкого выступа и имеет сложное геологическое строение в связи с проявлением в его пределах тектонических и седиментационных структуроформирующих факторов. Его размеры 120х28 км и амплитуда более 500 м; вал прослеживается в разрезе от ордовикских отложений до кровли филипповского горизонта, находящейся на глубине от 1185 м в сводовой части вала до 1909 м в обрамляющих вал впадинах. По кровле артинской карбонатной толщи структура выделяется в виде единого поднятия (брахиантиклинали). Наиболее высокие отметки (минус 1230-1240 м) в пределах поднятия приурочены к его центральной, сводовой части. На севере, где поднятие контролируется крутым флексурообразным крылом и Оренбургским разломом, артинские отложения достигают абсолютной отметки минус 1800-1840 м в западной части поднятия (скважины 5, 84, 98) и почти минус 1900 м - в восточной (скважина Г -10). На южном крыле, характеризующемся погружением не более 2о, наиболее глубокие отметки равны: минус 1760 м - на западе (скважина 82), минус 1780 м - в центре (скважина 43) и минус 1825 м - на востоке (скважина 179). Из-за различной крутизны крыльев поднятие приобретает форму асимметричной структуры[2].

В пределах поднятия выделяются западный, центральный и восточный купола. Восточный купол отделяется от центрального тектоническим нарушением. Западный купол, выделяющийся как обособленное поднятие с размерами 20х6 км и амплитудой 120 м, по кровле артинской карбонатной толщи отмечается в виде обширной (25х12 км) периклинали, осложнённой в районе скважины 29 небольшой, оконтуривающейся по изогипсе минус 1450 м вершиной. Амплитуда в районе западного купола (относительно северного и южного погружений) достигает 300 м. По последним данным сейсморазведочных работ выявлено блоковое строение западной периклинали Оренбургского вала. На Западно-Оренбургском участке выделяются тектонически экранированные структуры - Редутская и Приразломная.

оренбургский месторождение пласт залежи

2.1 Параметры продуктивных пластов

По газоконденсатной части залежи приняты следующие средневзвешенные на эффективный объем значения коэффициентов пористости: поровых коллекторов - 6,8-11,7%; порово-трещинных - 4,4-4,6%; трещинных - 0,4%. По площади и разрезу залежи проницаемость поровых коллекторов изменяется от 1,72·10^-3 до 29,32·10^-3 мкм²; порово-трещинных - от 0,46·10^-3 до 6,14·10^-3 мкм².

Средневзвешенные параметры фильтрационно-емкостных свойств Основной залежи приведены в таблице 1.

Таблица 1. Характеристики пористости и проницаемости Основной залежи

Параметр	Газовая часть
	I объект	II объект	III объект
	З	Ц	В	З	Ц	Ц	З
Коэффициент пористости, %	9,1	12,3	9,0	11,6	11,4	9,8	9,7
Коэффициент проницаемости, 10-3 мкм2	1,3	1,9	1,4	13,2	18,9	11,8	12,2

Коэффициент газонасыщенности коллекторов принят равным 1.

Общая толщина I объекта закономерно увеличивается с запада на восток от 40-60 до 100-120 м, достигая 150 м. Газонасыщенные толщины коллекторов I объекта составляют 5-10 м на западном куполе, 20-60 м - в центральной части и достигают 97 м на восточном куполе. Нефтенасыщенные толщины коллекторов варьируют от 3,3 м до 13,3 м.

Общая толщина продуктивных пластов II объекта в пределах 70-140 м. Газонасыщенные толщины коллекторов составляют 5-10 м на крыльях и достигают 85-100 м в своде. Нефтяная оторочка окаймляет залежь на западном куполе. Нефтенасыщенные толщины в пределах нефтяной оторочки изменяются от 1,2 м до 17,9 м.

Общая толщина III объекта - от 40 до 200 м. Эффективные газонасыщенные толщины составляют: 1-10 м - западный купол, 20-60 м, центральная часть и достигают 188 м на восточном куполе III объекта[1].



2.2 Составы газов сепарации, дегазации, пластового газа и конденсата

Состав пластового газа Основной залежи сложный и изменяется по площади месторождения. Изменения связаны, в основном, с содержанием неуглеводородных компонентов. Значительная высота продуктивного разреза (500 м) должна повлечь за собой и дифференциацию состава и свойств по разрезу залежи. Однако выявить закономерность по результатам исследования скважин не удалось, поскольку погрешность определения компонентного состава перекрывает его динамику по разрезу.

По содержанию сероводорода в газе по площади залежи ещё в 1974 г. выделены три участка (объемные доли): на центральном участке - 1,3-1,7%; на восточном - 4-5%; на западном - 2-3%.

Содержание меркаптанов (RSH) в пластовой смеси колеблется в широких пределах: от 1,48 до 7,012 г./м³. В 2007 г. проведена переобработка всех данных по содержанию RSH в пластовом газе, газе сепарации, конденсате и флюиде в целом за всю историю разработки.

Поскольку содержание RSH колеблется в довольно широком диапазоне и не коррелируется, среднее начальное содержание RSH (исключая случайные незакономерные значения) принято единым для всей

Основной залежи по разведочным скважинам и составляет 1,15 г./м³. Содержание гелия по исследованиям колеблется от 0,046 до 0,074% (молярная доля), среднее содержание по залежи - 0,058%. На основании результатов исследования пластовой смеси и расчетов фазовых состояний углеводородных систем уточнен начальный состав пластовой смеси и выявлена его дифференциация по площади[2].

Так, с запада на восток содержание сероводорода увеличивается с 1,58 до 5,01% (молярные доли), углекислого газа - с 0,62 до 1,71%, азота уменьшается с 5,64 до 2,74%.

Содержание углеводородов с запада на восток уменьшается. Например, суммарное содержание углеводородных компонентов от этана до пентана + вышекипящие на западе составляет 8,50%, на востоке - 7,68%.

Потенциальное содержание конденсата по залежи составляет от 73,6 г/м³, на востоке - 72,3 г/м³ («сухого» газа). При подсчете запасов принято по всей залежи содержание 72 г./м³ (пластового газа). Плотность пластового газа на восток увеличивается с 0,835 до 0,850 кг/м³.

Плотность дегазированного конденсата колеблется от 694 до 735 кг/м³, в среднем порядка 705 кг/м3. Плотность УВ С5+в в начальном составе пластовой смеси принята 717 кг/м³; молярная масса - 101 кг/кмоль Конденсат характеризуется лёгким фракционным составом, при 100°С выкипает до 50%.

В конденсате содержание смол и асфальтенов низкое, соответственно от 0,1 до 1,5% и от 0 до 0,5% (массовые доли). Содержание парафинов от 0,1 до 1%, масел - от 1,5 до 5%. Сульфидная сера практически отсутствует, содержание серы меркаптановой порядка 1%.

2.3 Запасы газа и конденсата

Оренбургское месторождение открыто в 1966 г. Запасы газа, конденсата и нефти утверждались ГКЗ СССР неоднократно: в 1969 г. (протокол №5627 от 05.03.1969); в 1971 г. (протокол №6485 от 05.03.1971); в 1975 г. (протокол №7371 от 08.04.1975) и в 1981 г. (протокол №8788 от 29.06.1981) по состоянию геологической изученности на 01.01.1981 г.

Протоколом ГКЗ 1981 г. начальные балансовые запасы «сухого» газа Основной залежи Оренбургского месторождения по категории А+В+С1 утверждены в количестве 1781,481 млрд. м³, в том числе 150,5 млрд. м³ в коллекторах трещинного типа.

В 1983 г. по решению коллегии Мингазпрома ООО «ВНИИГАЗ», ООО «ВолгоУралНИПИгаз» и треста «Союзгазгеофизика» выполнен уточненный подсчет запасов ОГКМ по объектам и зонам УКПГ. Запасы газа оценены в 1768,6 млрд. м³, из них в I объекте - 419,5 млрд. м³, во II - 837,9 млрд. м³ и в III - 511,2 млрд. м³, включая запасы в трещинных коллекторах. Этот подсчет запасов газа в ГКЗ не представлялся[2].

Начальные запасы 1780 млрд. м³. Газ метановый. Содержание конденсата 76 г./м³. Остаточные запасы на начало 2012 года составляют 579,5 млрд. м³.



3. Анализ системы разработки

3.1 Анализ показателей работы фонда скважин

Рисунок 4. Схема компоновки подземного оборудования скважин на Оренбургском месторождении: 1 - хвостовик диаметром 127 или 114 мм. и длиной 100-380 м. 2 - пакерное устройство с минимальным диаметром проходного сечения 57 мм. 3 - клапан-отсекатель с проходным сечением 33,4 мм. 4 - циркулярный клапан типа «скользящая втулка» с внутренним диаметром 73 мм. 5 - НКТ диаметром 127 или 114 мм

За время эксплуатации Основной залежи в качестве газодобывающих использовались 900 скважин, из них 2 скважины переведены на Основную залежь из нефтяного фонда Ассельской залежи, 2 скважины из нефтяного фонда Среднекаменноугольной залежи.

К настоящему времени (по состоянию на 1.01.2012 г.) из общего числа газодобывающих скважин Основной залежи ликвидированы 128 скважин, 19 скважин переведены на филипповские отложения (в том числе 2 скважины в контрольный фонд), 1 скважина в нефтяной фонд Среднекаменноугольной залежи, 9 скважин находятся в контрольном фонде. Всего на балансе Оренбургского ГПУ находится 821 газовая скважина, из них 21 - скважины Филипповской залежи.

Эксплуатационный фонд Основной залежи составляют 745 скважин, из них: действующий фонд - 738 скважин; бездействующий фонд - 5 скважин; в обустройстве - 2 скважины.

По состоянию на 1.01.2012 г. число горизонтальных скважин на Основной залежи составило 121, в 93 вертикальных скважинах осуществлена зарезка бокового ствола, из них в 3 - на Филипповскую залежь.

Основная часть эксплуатационного фонда эксплуатируется более двадцати пяти лет (55%) и характеризуется значительным старением подземного оборудования. По состоянию на 1.01.2012 г. Технические неисправности различного характера имеет 181 скважина:

1. межколонные перетоки - 2 скважины;

2. неисправность колонны НКТ - 44 скважины, в том числе: обрыв или смятие НКТ выше пакера - 8 скважин, пробка или оставленный инструмент в НКТ - 30 скважин, отсутствие герметичности резьбовых соединений НКТ - 6 скважин;

3. неисправность подземного оборудования - 135 скважин, в т.ч.: не извлекается клапан-отсекатель - 27 скважин, циркуляционный клапан забит или не управляется - 67 скважин, ингибиторный клапан забит, не извлекается или не устанавливается - 34 скважины; отсутствие герметичности пакера - 7 скважин.

Таким образом, по состоянию на 1.01.2012 г. Технические неисправности имеют 24,3% эксплуатационного фонда, при этом на УКПГ-8 - 57%, на УКПГ-1, 2, 6, 15 - 35-41%, по остальным УКПГ-16 - 24%.

Практически с начала разработки эксплуатация скважин осложняется обводнением. По состоянию на 1.01.2012 г. с выносом воды работают 169 скважин, 47 скважин, ранее выносивших воду, в настоящее время имеют низкие дебиты газа, не обеспечивающие выноса воды на поверхность. За все время эксплуатации Основной залежи наличие пластовой воды отмечено в продукции 393 скважин, из которых 87 ликвидированы, 9 - находятся в контрольном фонде, 11 скважин переведены на Филипповскую залежь.

В текущем году вода появилась в продукции 10 скважин - 1027, 1052 (УКПГ-1), 2002 (УКПГ-2), 8009 (УКПГ-8), 9021 (УКПГ-9), 12071, 12079 (УКПГ-12), 299, 14013, 14050 (УКПГ-14).

Кроме этого, вода вновь появилась в 2 скважинах, переведенных на вышележащий горизонт, которые до отсечения нижних интервалов работали с водой - скважина 8026 (УКПГ-8) и скважина с боковым стволом 12003 (УКПГ-12) [1].

В настоящее время в наибольшей степени обводнен действующий фонд УКПГ-6, с выносом воды работают порядка 78% скважин действующего фонда, на УКПГ-8 - 63%, на УКПГ-2 воду выносят 48%, на УКПГ-7 - около 30% добывающих скважин. С учетом обводненных скважин, в которых вынос воды на поверхность не обеспечивается, доляобводненных скважин на УКПГ-6 составляет 89% действующего фонда, на УКПГ-12 - 70%, на УКПГ-2 и УКПГ-8 соответственно 62% и 67%.

Менее всего обводнен фонд скважин УКПГ - ммм10, с выносом воды здесь работают 6% скважин действующего фона.

3.2 Анализ текущего состояния разработки

Основная залежь характеризуется большими размерами, сложным геологическим строением, неоднородностью коллекторов по емкостным и фильтрационным свойствам, сложным составом пластовой смеси, высоким содержанием в газе агрессивных компонентов.

Месторождение находится в промышленной разработке с 1974 г. Ввод в эксплуатацию осуществлялся поэтапно, начиная с центральной части залежи, в 1978 г. были введены в эксплуатацию западный и восточный участки.

В 1979 г. объем добычи газа достиг максимального значения и составил свыше 48 млрд. м³. По состоянию на 1.01.2012 г. из залежи отобрано 67,4% от начальных геологических запасов, числящихся на государственном балансе.

Благодаря бурения новых скважин, ввода очередных ступеней ДКС, добыча газа в 2006-2008 гг. поддерживалась на уровне 17,7 млрд. м³/год, темп отбора в 2007-2008 гг. составил 2,7% от остаточных геологических запасов.

В 2010 г. было добыто 17,3 млрд. м³ газа - темп отбора составил 2,82%.

3.3 Анализ показателей разработки

оренбургский месторождение пласт залежи

По состоянию на 1.01.2012 г. за время эксплуатации месторождения из Основной газоконденсатной залежи добыто:

- 1198,21 млрд. м³ газа сепарации;

- 44,89 млн. т нестабильного конденсата.

Вместе с углеводородной продукцией отобрано 24,83 млн. м³ пластовой воды. По состоянию на 1.01.2012 г. степень выработки геологических запасов пластового газа, числящихся на государственном балансе в объеме 1777,676 млрд. м³ (категории А+В+С1+С2), составила 67,4%. Текущее средневзвешенное пластовое давление в дренируемом объеме составляет 7,4 МПа. Степень снижения пластового давления от начального - 62,9%, степень снижения приведенного пластового давления - 66,6%, что незначительно ниже степени выработки запасов[2].

Степень выработки запасов и темпы отбора приведены в соответствии с запасами УВ, числящимися на государственном балансе и принятыми при проектировании в настоящем проектном документе за вычетом запасов газа газовых шапок Среднекаменноугольной и Ассельской газонефтяных залежей.

В 2011 г. из Основной залежи добыто 16,68 млрд. м³ газа, 207,7 тыс. т нестабильного конденсата. Годовой темп отбора газа составил 2,8% от остаточных геологических запасов.

В 2010-2011 г. существенно возросла добыча газа на УКПГ - 10 за счет ввода новых скважин, забуривания боковых стволов и ввода дополнительной технологической линии.

В 2007-2009 гг. годовой уровень добычи газа составлял 1,31-1,33 млрд. м³, в 2010 г. возрос до 1,54 млрд. м³, а в 2011 г. составил 1,72 млрд. м³.

Среднесуточный дебит газа в 2011 г. в целом по залежи составил 71,5 тыс. м³/сут, нестабильного конденсата - 0,89 т/сут. По сравнению с средним начальным значением (843 тыс. м³/сут) дебит газа снизился на 91,5%.

Коэффициент эксплуатации (средний за год) в 2011 г. составил 0,873.

Вместе с продукцией в 2011 г. было отобрано 686,5 тыс. м³ воды, что на 47% меньше максимального значения (1304 тыс. м³), отмеченного в 1999 г. Средний дебит воды в 2011 г. составил 13,2 м³/сут (на 63,5% ниже максимального значения, равного 36,1 м³/сут).

Текущее пластовое давление изменяется от 2,5 МПа по отдельным скважинам центральной части до 19,1 МПа по вновь пробуренным скважинам восточного участка залежи[1].

Значительным снижением пластового давления характеризуются скважины центральной части залежи. В зонах активного отбора запасов отмечено развитие обширных депрессионных воронок.

Вместе с тем на отдельных участках центральной части Основной залежи (в частности - УКПГ -6, 8) имеются зоны с относительно высоким пластовым давлением, что объясняется низкой степенью выработки и низкими темпами отбора запасов УВ (ликвидация скважин, снижение рабочего дебита по причине обводнения).

Как правило, высокое пластовое давление имеют вновь пробуренные скважины на периферийных участках и скважины, переведенные на вышележащие горизонты (в том числе зарезкой бокового ствола).

Скважины, вскрывающие и дренирующие продуктивные отложения первого эксплуатационного объекта, имеют пластовое давление в среднем на 2 - 10 МПа выше, чем скважины, отрабатывающие отложения второго или совместно первого и второго объектов.

Следует отметить довольно широкий диапазон значений текущего пластового давления по скважинам центральной части залежи в пределах одной зоны УКПГ разница достигает 10 - 13 МПа (УКПГ-2, 3, 6, 8, 9, 10, 14, 15).

Также, вследствие более позднего ввода в разработку, относительно высоким текущим пластовым давлением характеризуются скважины восточного (УКПГ-10) и западного (УКПГ-14, 15) участков.

На УКПГ-10 достаточно высокое пластовое давление обусловлено низкими темпами отбора по причине ухудшенных фильтрационных характеристик продуктивных отложений. Новые скважины, пробуренные на периферийных слаборазбуренных участках восточной части залежи, имели начальное пластовое давление 17,7-19,3 МПа.

Приведенные факты свидетельствует о неравномерности отработки запасов по площади и разрезу Основной залежи. Распределение пластового давления по скважинам первого и второго объектов представлено в графических приложениях 16, 17.

В условиях низких пластовых давлений - менее 4 МПа эксплуатируются 89 скважин - 12,1% действующего фонда Основной залежи (в 2010 г. таких скважин было 79 скважин - 10,7%, в 2009 г. - 75 - 9,0%). Все скважины находятся в центральной части залежи и составляют 18,9% действующего фонда этой зоны (в 2010 г. было 16,8%, в 2009 г. - 14,1%).

На западном участке залежи возросло число скважин с пластовым давлением 4-6 МПа. В 2010 г. таких скважин было 3 на УКПГ-15. К концу 2011 г. 6 скважин на УКПГ-14 и 4 скважины на УКПГ-15 имели пластовое давление 4-6 МПа.

На восточном участке залежи (УКПГ-10) текущее пластовое давление по действующим скважинам превышает 6 МПа. Пластовое давление выше 10 МПа имеют 122 скважины - 16,5% действующего фонда (в 2010 г. таких скважин было 138 скважин - 18,8%, в 2009 г. - 133 - 18,2% действующего фонда). По участкам залежи в процентном отношении это составляет: в центре - 10,9% (в 2010 г. - 11,7%, в 2009 г. - 10,5%), на западе - 11,7% (в 2010 г. - 15,1%, в 2009 г. - 21,2%), на востоке - 42,0% (в 2010 г. - 48,8%, в 2009 г. - 43,0%) [2].

В 2011 г. скважинами с низким пластовым давлением (4 МПа и ниже), число которых составило 12,1% от действующего фонда, обеспечено 12,6% годовой добычи из Основной залежи (в 2010 г. 10,7% скважин действующего фонда обеспечили 11,8% годовой добычи газа).

При этом скважинами, имеющими пластовое давление выше 10 МПа (16,5% действующего фонда), добывается лишь 8,0% годового объема. Это объясняется тем, что высокое пластовое давление имеют скважины с низкой степенью выработки запасов-низкодебитные (в том числе переведенные на вышележащие горизонты) и вновь пробуренные.

В настоящее время бурение осуществляется в зонах с низкой степенью выработки запасов по причине ухудшенных фильтрационных характеристик, соответственно, новые скважины имеют невысокий годовой уровень добычи.

В центральной части залежи скважины, пластовое давление по которым снизилось до 4 МПа и ниже (18,9% действующего фонда центральной части залежи), обеспечили 25,4% годового объема добычи. Соотношение объемов добычи и количества скважин свидетельствуют о значительном снижении пластового давления по высокодебитным скважинам центральной части, т.е. отдельные высокодебитные скважины эксплуатируются в критических условиях (низкое пластовое давление).

Значительное количество низкодебитных скважин имеет относительно высокое пластовое давление. Так, скважинами с давлением 8 МПа и выше, число которых по центральной части залежи составляет 22,2%, обеспечивается лишь 6,6% годовой добычи.

Средневзвешенное пластовое давление в зоне отбора по состоянию на 1.01.2012 г. составило 7,4 МПа, снизилось по сравнению с первоначальным значением на 62,9%.

Наибольшей степенью снижения пластового давления характеризуется центральная часть залежи. Средневзвешенное давление по зонам УКПГ центральной части изменяется от 4,9 МПа на УКПГ-1 до 8,2 МПа на УКПГ-12. Практически по всем зонам УКПГ пластовое давление снизилось на 61-76% от начального значения[1].

Средневзвешенное пластовое давление на УКПГ-10 составляет 10,8 МПа, степень снижения пластового давления от начального значения - 46,1%.

На УКПГ-14, 15 (западный участок залежи) средневзвешенное пластовое давление составляет соответственно 7,5 МПа и 9,6 МПа, степень снижения от начального значения - 62% и 52%.

Текущее устьевое давление по газодобывающим скважинам изменяется от 1,8 до 7,5 МПа (декабрь 2011 г.). Устьевое давление 9,5 МПа имеют 4 скважины УКПГ-10 (645, 646, 507Н, 567Н), обеспечивающие газлифтную эксплуатацию нефтяных скважин Ассельской газонефтяной залежи.

Средние значения устьевого давления по зонам УКПГ изменяются от 1,91 МПа (УКПГ-7) до 4,4 МПа (УКПГ - 14).

В 2006 г. в действие были введены вторые ступени сжатия ДКС-1 (УКПГ-8, 9) и ДКС-2 (УКПГ-1, 2, 3, 6, 12, частично УКПГ-15).

В 2007 г. на вторую ступень сжатия ДКС-1 переведена УКПГ-7, введена в действие первая ступень ДКС-3 (УКПГ-14, 15).

В 2008 г. на вторую ступень сжатия переведена УКПГ-10.

До ввода вторых ступеней сжатия ДКС скважины центральной части залежи эксплуатировались в условиях минимально допустимых значений устьевого давления. Ввод вторых ступеней позволил снизить давление на устье по скважинам на 0,2-1,5 МПа.

В условиях ввода ДКС-3 по скважинам УКПГ-14 устьевое давление снижено на 0,2-2,4 МПа, на УКПГ-15 - на 0,2-2,7 МПа.

После подключения второй ступени сжатия объем выносимой воды в 2007-2010 гг. возрос на 10-12% - с увеличением депрессии улучшились условия выноса жидкости (появление воды в продукции ранее «сухих» скважин, увеличение дебита воды по отдельным скважинам).

Дальнейшее снижение устьевого давления в 2011 г. привело к снижению объема добычи газа на 5,7-18,7% практически по всем зонам УКПГ центральной части залежи. Объем выносимой воды снизился по всем зонам УКПГ, за исключением УКПГ-14, 15.

Рабочая депрессия на пласт по скважинам Основной залежи изменяется от 0,07 до 12,3 МПа.

В условиях наиболее высоких депрессий эксплуатируются скважины восточного участка залежи (УКП-10), характеризующегося ухудшенными фильтрационными характеристиками, средняя величина депрессии составляет 5,0 МПа.

Скважины центральной части залежи до ввода вторых ступеней сжатия ДКС-1, 2 работали на режимах, заданных нижней границей давления на входе компрессоров. С вводом вторых ступеней ДКС-1, 2 депрессия увеличена на 0,1-0,5 МПа. Минимальной средней депрессией - 0,93 МПа - характеризуется УКПГ-1, максимальной - 2,4 МПа - УКПГ-9.

На западном участке залежи по скважинам УКПГ-14 средняя депрессия к концу 2011 г. составила 1,2 МПа (снижена за год на 0,13 МПа), на УКПГ-15 - 2,5 МПа (снижена на 0,44 МПа).

Дебит газа (декабрь 2011 г.) по скважинам Основной залежи изменяется от 1 до 550 тыс. м³/сут.

В 2011 г. средний дебит газа по Основной залежи составил 71,5 тыс. м³/сут, по зонам УКПГ изменяется от 29,4 тыс. м³/сут (УКПГ-6) до 147,6 тыс. м³/сут (УКПГ-15) [2].

Низкими дебитами газа характеризуются наиболее обводненные зоны центральной части залежи УКПГ-6 и УКПГ-8, средний дебит в 2011 г. составил соответственно 29,4 и 32,3 тыс. м³/сут.

Наиболее высокий дебит газа имеют скважины западного участка залежи - на УКПГ-14 средний дебит в 2011 г. составил 146,5 тыс. м³/сут, на УКПГ-15 - 147,6 тыс. м³/сут.

Отметим, что на начальном этапе эксплуатации по отдельным скважинам центральной части залежи дебит газа превышал 1 млн. м³/сут.

Средний дебит по зонам УКПГ центральной зоны был на уровне 650 - 970 тыс. м³/сут, невысоким начальным дебитом (523 тыс. м³/сут) характеризовалась зона УКПГ-9.

На западном участке залежи высокий средний дебит газа (917 тыс. м³/сут) имели скважины УКПГ-14, начальный средний дебит на УКПГ-15 был ниже - 450 тыс. м³/сут. Самый низкий начальный дебит газа (126 тыс. м³/сут) - по скважинам восточного участка залежи (УКПГ-10).

За последние шесть лет среднесуточный дебит газа в целом по Основной залежи изменился незначительно, снизился от 76,4 тыс. м3/сут в 2006 г. до 71,5 тыс. м³/сут в 2011 г. За последний год средний дебит газа снизился на 3,9%.

Снижение дебита отмечено по всем зонам УКПГ, за исключением УКПГ-10. Наиболее существенно снизился дебит газа по зонам УКПГ-2 (на 16,5% - от 54,4 тыс. м³/сут до 48,4 тыс. м³/сут) и УКПГ-9 (10,4% - от 51,2 до 45,9 тыс. м³/сут). Основной причиной является снижение дебита газа по обводненным скважинам. После подключения скважин ко второй ступени снижение устьевого давления на 0,1-0,2 МПа привело к незначительному увеличению дебита газа на непродолжительное время, при этом возрос дебит выносимой воды. Последующее снижение давления на устье позволило на некоторое время сохранить дебит газа на постоянном уровне. В дальнейшем отмечено снижение дебита газа.

Причиной является увеличение притока воды при возросшей депрессии, вынос которой не обеспечивается при текущем пластовом давлении[1].

На УКПГ-9 дебит газа существенно снизился по обводненным скважинам 572 и 9021, по горизонтальным скважинам 9029, 9044, 9045, 9054, по ранее высокопродуктивным вертикальным скважинам 572, 577, 578, 588, 788 и скважинам с относительно высоким дебитом - 590Д, 593, 793, 9038, 9043.

На УКПГ-10 за последний год средний дебит газа возрос на 3,6%. За счет бурения новых горизонтальных скважин и забуривания боковых стволов в скважинах существующего фонда в последние годы отмечается рост среднего дебита газа (от 33,9 тыс. м³/сут в 2005 г. до 52,4 тыс. м³/сут - в 2011 г.).

Коэффициент эксплуатации скважин в 2011 г. составил 0,873, по зонам УКПГ изменяется от 0,709 на УКПГ-10 до 0,961-0,962 на УКПГ - 2, 9.

Размещено на Allbest.ru

...