У статті розглянуто результати експлуатації родовища Урга Устюртского району. Наведено дані по його будовою і розробці. Проведено аналіз причин невідповідності дренованих і підрахованих об'ємним методом запасів. Обґрунтовано коефіцієнти газоотдачи для різних продуктивних колекторів. Поставлено питання про визначення реальних коефіцієнтів газоотдачи для всіх газових і газоконденсатних родовищ Російської Федерації.

Анотація наукової статті з енергетики та раціонального природокористування, автор наукової роботи - Грічаніков В. А., Бурлуцька І. П., Овчинников А. В.


Область наук:
  • Енергетика і раціональне природокористування
  • Рік видавництва: 2011
    Журнал: Наукові відомості Бєлгородського державного університету. Серія: Природничі науки

    Наукова стаття на тему 'Аналіз результатів розробки родовища «Урга» з метою визначення можливої ​​вироблення запасів газу і кінцевої газоотдачи'

    Текст наукової роботи на тему «Аналіз результатів розробки родовища« Урга »з метою визначення можливої ​​вироблення запасів газу і кінцевої газоотдачи»

    ?УДК 553.048

    АНАЛІЗ РЕЗУЛЬТАТІВ РОЗРОБКИ РОДОВИЩА «УРГА» З МЕТОЮ ВИЗНАЧЕННЯ МОЖЛИВОЇ ВИРОБКИ запасів ГАЗУ І звичайно газовіддачу

    У статті розглянуто результати експлуатації родовища Урга Устюртского району. Наведено дані по його будовою і розробці. Проведено аналіз причин невідповідності дренованих і підрахованих об'ємним методом запасів. обґрунтовано

    коефіцієнти газоотдачи для різних продуктивних

    колекторів. Поставлено питання про визначення реальних коефіцієнтів газоотдачи для всіх газових і газоконденсатних родовищ Російської Федерації.

    Ключові слова: кінцева газовіддачу, теригенні колектори, Урга, оцінка видобутих запасів, фільтраційно-ємнісні властивості.

    Починаючи з 2000 року Устюртському регіон стає основним джерелом приросту запасів газу. За останні 7-8 років тут відкрито ряд родовищ (Сх. Бердах, Сургіль, Шагирлик), які за запасами відносяться до категорії великих. Крім того, в цьому регіоні з 1990 р ведеться розробка ургінскіх родовища, яка, за всіма показниками, вступила в пізню стадію [1-4].

    Саме результати розробки цього родовища і послужили підставою для того, щоб підняти питання про коефіцієнт вилучення газу з покладів, приурочених до терригенним юрським колекторам Устюртского регіону.

    Родовище Урга відкрито в 1990 р в процесі проводилися в 1986-1996 рр. пошуково-розвідувальних робіт. В цілому на родовищі пробурено 11 пошукових і розвідувальних свердловин.

    Родовище многопластового; газовмещающімі є теригенні колектори верхньоюрського віку. Газоконденсатні поклади цього родовища приурочені до верхнеюрским терригенним колекторам пористістю 13-25%, проникністю 1-100 млд, залишкової водонасиченому 0,15-0,35. Продуктивні горизонти Уз1, ^ 2, ^ 2а, ^ з, ^ 5, ^ 6, ^ 7) представлені пачками пісковиків, розділених глинистими шарами, які є флюудоупорамі, що забезпечують ізоляцію покладів. Пісковики дрібно- та разнозерністие, глинисті, алювіально-делювіальні генезису, з різкою мінливістю фільтраційно-ємнісних властивостей (ФЕС) по площі і розрізу [1-4].

    На базі отриманої в процесі пошуково-розвідувальних робіт геологогеофізіческой інформації ОМП (ПЗ) ДГП «Узбекгеофізіка» були підраховані залишкові запаси газу, конденсату та супутніх компонентів станом вивченості родовища на 01.09.9бг, (родовище було введено в дослідно експлуатацію в серпні 1995 р ).

    ДКЗ Республіки Узбекистан в своєму протоколі зазначила., Що газоконденсатне родовище Урга характеризується досить складною геологічною будовою через нерівномірне поширення по площі і розрізу колекторів, представлених погано корелюється між собою тілами пісковиків потужністю від часток до 20 м, з переважним поширенням тонких прошарків і лінз , більшість з яких характеризується обмеженою площею розвитку і

    Загальні відомості

    роз'єднаністю по розрізу великими інтервалами залягання порід-неколлекторов. Поклади газу, приурочені до виділених подсчетних об'єктів, структурнолітологіческіе. При цьому, в подсчетних об'єкти в ряді випадків об'єднані групи пропластков і лінз литологически і гидродинамически роз'єднані між собою.

    Виняткова складність будови родовища істотно ускладнювала виділення продуктивних колекторів в розрізі, оцінку їх параметрів і побудова геологічних моделей газоносних об'єктів.

    Тому запаси газу по цьому родовищу неодноразово переглядалися, тому що спочатку розробки падіння тиску в покладах не відповідали відбором газу. При цьому запаси змінювалися майже в два рази, і якщо спочатку оцінки різних виконавців складали близько 50 млрд метрів кубічних, то остання оцінка в 2004 році, явно носить замовний характер, цю цифру спустила до 17 млрд метрів кубічних.

    Короткі дані по розробці родовища

    Родовище Урга ведено в дослідно-промислову експлуатацію 27 серпня 1995 р проектам розробки і облаштування, виконаним інститутом "УзбекНІПІнефтегаз". Введення родовища в дослідно-промислову експлуатацію повинен бути здійснений 5-ю розвідувальними свердловинами. Передбачався введення в експлуатацію до 1 липня 1998 р ще 10 свердловин, в тому числі 3-х розвідувальних і 7-й експлуатаційних з доведенням добового видобутку газу до 4 млн. М3 і газового конденсату до 25-30 т.

    Станом на 01.01.1997 р (час складання «Проекту промислової розробки родовища Урга») в загальному фонді значилося 18 свердловин, в тому числі 11 розвідувальних і 7 експлуатаційних.

    Річні рівні видобутку газу з родовища Урга для проектування його розробки були визначені в кількостях: 1.5 млрд. М3 в 1997 р. і 2.0 млрд. м3 в 19982000 рр., з максимальним добовим відбором в зимовий час 9.0 млн. м3 в 1998 р.

    З метою визначення техніко-економічної ефективності розробки продуктивних пластів і пачок авторами проекту промислової розробки родовища були розглянуті 2 основних і 1 додатковий варіант (з урахуванням збільшення видобутку газу в зимовий період).

    Був прийнятий варіант з річними відборами газу - 1.5 млрд. М3 (1997 р) і 2.0 млрд. М3 (з 1998 р). Відбір газу в період постійного видобутку - 50% від затверджених сумарних запасів родовища. Спосіб експлуатації свердловин -одночасно-роздільний, враховуючи, що пласт Jз2 розробляється самостійної сіткою свердловин. Продуктивна пачка Jз5 розробляється свердловинами, серед яких є як «поодинокі», експлуатовані без суміщення з іншими пластами і пачками, так і «суміщені» Уз5 + 3 + ^ 5 + ^) варіанти. Продуктивні пласти і пачки Jз8, Уз6, ^ 7, ^ 3, ^ 2а розробляються "суміщеними" свердловинами У38 + Уз6 + Уз7 + Уз6 + Уз3 + Уз2а). Приймається постійним кількість свердловин на весь період розробки в пластах і пачках Jз8, Уз5, Уз3, Уз2а Уз1 з сумарними запасами, складовими 24% від загальних запасів. Зазначені пласти і пачки поєднуються таким чином - Уз8 + Уз8 + Уз6 + Уз5 + Уз3 + Уз3 + Уз2а, Уз5 + Уз1 .

    Характерною особливістю розглянутих варіантів є низькі величини коефіцієнтів газо- і конденсатоотдачи за весь промисловий термін розробки родовища, обумовлені зниженням робочих тисків на гирлі свердловин нижче допустимих меж (5 кг / см2), коли компримування газу, що видобувається стає економічно невиправданим. Газовіддачу по всіх варіантах склала 68.2%, конденсатоотдача - 63.7% від балансових запасів.

    Єдиною і цілком природною, на думку авторів проекту промислової розробки родовища [4], причиною отримання низьких величин коефіцієнтів газо- і конденсатоотдачи є низькі фільтраціонноемкостние властивості теригенних порід продуктивних пластів і пачок.

    За першим варіантом за період постійного відбору сумарний видобуток газу складе 18.17 млрд. М3 або 48,6% від початкової величини запасів родовища.

    За весь промисловий термін розробки (2010 р) буде відібрано 25.5 млрд. М3 газу, що складе 68,2% від початкових запасів родовища.

    Разом з газом буде вилучено 530.67 тис. Т конденсату або 63.7% від балансових запасів в цілому по родовищу.

    У 2000 р. ВАТ «УзЛІТІнефтегаз» були виконані «Корективи до проекту розробки». Був прийнятий варіант розробки на 6 років (2000-2005рр.) З річними відборами 1,626 млрд. М3 (2000р.) Зі зниженням до 1,459 млрд. М3 (2005р.) Та фондом свердловин 36 (в т.ч. 31 діюча). Корективи вводилися на основі уточненої моделі [2].

    Однак, в 2003р. стало ясно, що плановані показники не виконуються, тому що Буря проектні свердловини не збільшують видобуток газу, а тільки компенсують свердловини, які виходять з фонду видобувних через обводнення і самозадавліванія. Тому було прийнято рішення про припинення подальшого буріння проектних експлуатаційних свердловин до з'ясування фактичної геологічної моделі та перегляду залишкових запасів газу.

    З усіх продуктивних горизонтів (Уз1, Уз2, Уз2а, Уз3, Уз5, У36, У37, У38) за якими були підраховані і затверджені запаси газу і конденсату в розробці знаходяться 6 (Уз2, Уз2а, Уз3, Уз5, Уз6, Уз7) ^

    Фактична схема спільної експлуатації в свердловинах декількох горизонтів, що застосовується на родовищі Урга, не дозволяє впевнено оцінити сумарний відбір по кожному горизонту. Тому розподіл газу по горизонтах по кожній свердловині проводиться пропорційно затвердженим запасам цих горизонтів, що створює певну умовність сумарних відборів.

    Аналіз можливих причин невідповідності дренованих і підрахованих об'ємним методом запасів

    Порівняння результатів підрахунку запасів 1996 і 1999 р показують, що при їх близьких сумарних значеннях за основними горизонтів У32, У33, У36, У37 запаси розрізняються. Так, по горизонту У32 дані по пробурених за період 1996-1999 рр. експлуатаційних свердловинах привели до зменшення площі газоносності на 23.8%, по горизонту У33 - до збільшення на 3,4%, по горизонту Уз6 - до зменшення площі на 21,4%, по горизонту У37 - до зменшення площі на 25.7%. В цілому, за основними горизонтів У32, У36 запаси зменшилися відповідно на 35,8% і 16%, а по горизонтах У33, У37 збільшилися відповідно на 56.2% і 22.7%. Слід зазначити, що при підрахунку запасів в 1999р. по горизонту У37 була допущена технічна помилка, що призвело до завищення запасів за цим горизонту на 1943 млн. м3. Таким чином, з урахуванням коригування по горизонту У37 сумарні запаси зменшилися на 2.2%.

    Наведені дані показують, що уявлення про початкових запасах змінюються в міру отримання додаткової інформації. Очевидно, що спостерігаються значні відхилення дренованих запасів від геологічних можуть бути пов'язані, в тому числі і з необхідністю уточнення запасів.

    Горизонт У32. Якщо в якості геологічних прийняти запаси перерахунку 1999 року, то дреніруемих запаси складають 76,2% від геологічних. Горизонт У32 розробляється досить рівномірною сіткою свердловин і в даному випадку така розбіжність дренованих і геологічних запасів обумовлено не повним вилученням газу з пласта, тобто газовіддачу.

    Горизонт У33. Якщо в якості геологічних прийняти запаси перерахунку 1999р., То дреніруемих запаси складають 54,4% від геологічних. Горизонт У33 розробляється в більшості свердловин спільно з іншими горизонтами, тому відбори по ньому досить умовні. Проте, дреніруемих запаси перевищують 50% від геологічних і тут є сенс розглядати запаси, тобто газовіддачу.

    Горизонт J36. Якщо в якості геологічних прийняти запаси перерахунку 1999 року, то дреніруемих запаси складають 62,4% від геологічних. Горизонт J36 розробляється досить рівномірною сіткою і відмінність дренованих і геологічних запасів обумовлено не повним вилученням газу з пласта, тобто газовіддачу.

    Горизонт J37. Якщо в якості геологічних прийняти запаси перерахунку 1999 року, то дреніруемих запаси складають 6.1% від геологічних. Розробка горизонту J37 ведеться обмеженою кількістю свердловин, до того ж розташованих на перікліналях куполів. Однак, таке значне розходження дренованих і геологічних запасів дозволяє зробити невтішний висновок про те, що запаси цього горизонту потребують серйозного перегляду.

    Обгрунтування коефіцієнта газоотдачи для продуктивних колекторів J32, J33, J36 горизонтів

    В роботі [3] було показано, що спільна експлуатація горизонтів з різними ФЕС привела до того, що в роботу були залучені тільки ті пласти і прошарки, ФЕС яких найбільш високі, а пласти і прошарки з погіршеними ФЕС практично в роботі не брали участь. Однак аналіз результатів розробки з цієї точки зору також не забезпечував належного пояснення такої розбіжності в запасах, підрахованих об'ємним методом і МПД.

    Автори звернулися до результатів визначення коефіцієнта витіснення газу на зразках керна, виконаних в дослідно-методичної партії (підрахунку запасів) ВАТ «Узбекгеофізіка» в 1990-1994 рр. в рамках дослідно-методичних робіт [1].

    За цими даними коефіцієнт витіснення газу водою на лабораторній установці високого тиску склав 0.7. Тому є всі підстави вважати, що в середньому коефіцієнт газоотдачи по ургінскіх родовищу складе 0.7, а запаси газу не перевищать 35 млрд метрів кубічних. З огляду на, що розробка цього родовища спочатку велася з серйозними порушеннями, досяжний коефіцієнт буде істотно нижче.

    висновки

    Викладені в цій статті дані дозволяють зробити наступні висновки.

    1. Запаси газу на ургінскіх родовищі повинні складати близько 25,9 млд. м3, в тому числі щодо запропонованих горизонтів 12,7 млд. м3. Сумарні дреніруемих запаси по цих горизонтах складають 12,2 млд. м3. Таким чином, поточний коефіцієнт газоотдачи для розглянутих пластів склав

    0,674, що близько до коефіцієнта витіснення.

    2. Наведені дані можна розглядати тільки в якості оціночних, тому що для більш точного визначення коефіцієнта вилучення необхідно набагато більше визначень по керну, ніж ми маємо в даний час.

    3. Крім того, не слід забувати, що моделювання вилучення газу на керна відбиває тільки вплив ФЕС колекторів на цей параметр і не враховують таких показників як ступінь залучення обсягу експлуатаційного об'єкта в розробку (коефіцієнт охоплення, кохве.) І коефіцієнта рентабельності розробки, що визначає, видобуток якого обсягу газу є економічно вигідною.

    4. Наведені дані дозволяють поставити питання про визначення реальних коефіцієнтів газоотдачи для всіх газових і газоконденсатних родовищ Російської Федерайіі, включаючи унікальні і родовища - гіганти, в тому числі і на Арктичному шельфі, про які багато говориться останнім часом і на які покладаються великі надії в зв'язку з проектом Північний потік, інакше згодом з'ясується, що все райдужні перспективи, м'яко кажучи, не виправдані.

    Список літератури

    1. Пак С.А. Підрахунок запасів газу і конденсату родовища Урга в РУз за 1994-95 рр. - Ташкент: «УзЛІТІнефтгаз», 1995. - 246 с.

    2. Бережнов В.Т. Аналіз геолого-геофізичних матеріалів для уточнення геологічної моделі родовища Урга з проведенням дослідних робіт в експлуатаційних свердловинах з метою внесення коректив до проекту розробки // Звіт по НДР «УзЛІТІнефтгаз», Ташкент, 1999. - С. 124-129.

    3. Халісматов І.Х., Бурлуцька І.П.Аналіз інтенсифікації відбору газу з обводнених пластів родовища Урга // Звіт по НДР «Узнефтегаздобича», Ташкент, 2000 г. - С. 216-227.

    4. Югай Д.Р. Проект розробки родовища Урга // Звіт по НДР «УзЛІТІнефтгаз», Ташкент, 1997. - С. 310-318.

    THE ANALYSIS OF THE RESULTS OF THE DEPOSIT URGA EXPLOITATION TO DETERMINE THE POSSIBLE EXPLOITATION OF THE GAS STOCKS AND THE FINAL GAS-RETURN

    V.A. Grichanikov I.P. Burlutskaya A.V. Ovchinnikov

    Belgorod State National Research University

    Pobedy St., 85, Belgorod, 308015, Russia

    E-mail: Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. Вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.

    In the article the results of the deposit Urga Ustyurt district exploitation are examined. The data of its structure and exploitation are brought. The analysis of the reasons of the discrepancy of the drain and calculated by the volume method stocks is carried out. The gas-return coefficients for different productive collectors are substantiated. The question about the determination of the real coefficients of the gas-return for all gas and gas-condensate deposits of the Russian Federation is raised.

    Key words: the final gas-return, terrigenous collectors, Urga, the appraisal of the extracting stocks, filter-capacity qualities.


    Ключові слова: КІНЦЕВА газовіддачу / терригенного КОЛЕКТОРИ / УРГА / ОЦІНКА запаси / Фільтраційні-ємнісного властивості

    Завантажити оригінал статті:

    Завантажити