Анализ начальных и остаточных запасов газа в залежи III горизонта Майкопского месторождения - Общество - Neftegaz.RU
8 мин
...

Анализ начальных и остаточных запасов газа в залежи III горизонта Майкопского месторождения

Анализ начальных и остаточных запасов газа в залежи III горизонта Майкопского месторождения

Майкопское газоконденсатное месторождение расположено на юге
Краснодарского края, в 15 км к северу от г. Майкопа.
Месторождение приурочено к антиклинальному поднятию с размерами 11×4 км. Амплитуда складки 157 м.
Промышленная газоносность нижнемеловых отложений была установлена в 1957 г. Вмещающие газ породы представлены песчаниками и алевролитами.
Первая оценка промышленной ценности месторождения проведена в 1959 г. на базе материалов по 12 поисково-разведочным скважинам. Запасы газа утверждены ГКЗ СССР в объемах, приведенных в табл. 1.
 

Таблица 1

 

После завершения этапа разведочного бурения запасы газа по состоянию на 01.01.1961 были переутверждены ГКЗ СССР в следующих объемах (табл. 2).
В 1960 г. месторождение введено в эксплуатацию, и в настоящее время разработка практически завершена. В частности залежь III горизонта окончена разработкой в 1987 г.

Таблица 2

В таблице 3 приведены сведения о начальных запасах газа, отборах газа и остаточных запасах газа по объектам разработки.
Таблица 3

В1992 г. ГКЗ Минэкологии РФ, рассмотрев материалы разработки и переоценки запасов газа Майкопского месторождения, согласилось с оценкой остаточных запасов газа, как подлежащих извлечению в объеме 48 млрд. м3, и исключило из числа ранее утвержденных ГКЗ СССР запасы газа в объеме 24846 млн. м3 категории В+С1 и 2667 млн. м3 категории С2. Остаточные запасы газа в объеме 48 млн.м3 рассчитаны как
возможная добыча газа в течении 3 лет.
Таким образом, в III горизонте нижнего мела Майкопского месторождения в настоящее время практически отсутствуют какие-либо официально признанные запасы газа.
В 1993 г. проведена переоценка начальных запасов газа объемным методом с использованием материалов по 140 поисковым, разведочным и эксплуатационным скважинам.

Запасы газа по залежи III горизонта оценены в объеме 69,1 млрд. м3.Увеличение запасов газа связано, в основном, с изменением объема газонасыщенных пород в результате уточнения структурной карты кровли продуктивных отложений и эффективных газонасыщенных толщин III горизонта. Изменение величин этих параметров обусловлено существенным увеличением объема информации при подсчете запасов газа в 1993 г.
(140 скважин против 19 в 1961 г.). Другие параметры практически не изменились.
С учетом увеличения начальных запасов газа с 59,81 млрд. м3 до 69,1 млрд. м3, увеличились и остаточные запасы газа с 18,8 млрд. м3 до 28,1 млрд. м3 и соответственно коэффициент газоотдачи уменьшился с 0,69 до 0,59.
Рассмотрим возможные причины столь низкой газоотдачи.
Проанализируем кратко технологические показатели разработки залежи III горизонта. Разработка этой залежи характеризуется тремя периодами (рис. 1).
Первый — период нарастающей добычи газа (1961–1964 гг.). Годовой отбор возрос с 224 до 2679 млн. м3. Накопленный отбор составил 4792 млн. м3 или 7% от начальных запасов, или 11,7% от суммарного отбора газа из залежи.
Количество эксплуатационных скважин возросло до 27, средний дебит одной скважины достигал 522 тыс. м3/сут. Пластовое давление снизилось с 302 до 270 кгс/см2.
Второй — период стабильной добычи (1965–1970 гг.) Годовой отбор составил порядка 4680 млн. м 3 газа. Количество эксплуатационных скважин достигло 65. Накопленный отбор газа за второй период составил 28081 млн. м3 или 41% от начальных запасов газа, или 68% от суммарной добычи газа из залежи. Средний дебит одной скважины снизился с 449 до 150 тыс.м3/сут.
Третий — период падающей добычи (1971–1987 гг.). Характеризуется резким падением добычи газа за счет снижения дебита средней скважины и одновременно вывода ряда скважин из эксплуатации с последующим переводом на вышележащие объекты. Средний дебит скважины к концу периода составил 3 — 4 тыс.м3/сут, пластовое давление 27 кгс/см2. Суммарный отбор газа за весь третий период составил 8159 млн. м3 или 12% от начальных запасов, или 20% от суммарного отбора газа из залежи.

Как следует из приведенных данных имел место форсированный отбор газа в начальной стадии разработки (80% всего отбора). При этом дренирование залежи осуществлялось практически в центральной части залежи. В периферийных зонах эксплуатационные скважины практически отсутствовали (рис. 2).
По промысловым данным залежь работала на газовом режиме и завершена разработкой при пластовом давлении 27 кгс/см2.
Нами сделана попытка проанализировать пространственное размещение остаточных запасов газа III горизонта на конец ее разработки по методике сетевого моделирования начальных и остаточных запасов газа.

Сущность применяемой методики заключается в следующем.
Площадь газоносности разбивается на квадраты площадью 1 км2. Используя карты равных
эффективных газонасыщенных толщин, пористости, газонасыщенности в центре каждого квадрата путем интерполяции определяются значения этих параметров (h, кп, кг). Перемножая значения этих параметров на постоянные величины пластового давления (Р), температурной поправки (f) и поправки на сверхсжимаемость газа (α), получаем значение «линейных» запасов газа в центре каждого квадрата. Qлин.=hхкпхкгхРхfхα,
измеряемые в метрах. Путем интерполяции значений «линейных» запасов газа строится карта равных значений запасов, по которой можно рассчитать начальные запасы газа как по всей залежи в целом, так и по любому ее участку.
Поскольку «линейные» запасы газа определены в центре квадрата площадью 1 км2, то, умножив их на единицу, мы получаем ту же величину, но уже измеряемую в метрах кубических.
Далее в каждом квадрате по карте отборов газа определяется суммарный отбор газа по скважинам, находящимся в каждом конкретном квадрате.
Разница между начальными запасами газа и отбором газа в каждом квадрате дает величину остаточных запасов газа в м3. Но поскольку запасы газа приурочены к квадрату с площадью 1 км2, то они могут рассматриваться и как «линейные» запасы в центре каждого квадрата, измеряемые в метрах. Путем интерполяции этих значений строится карта равных значений остаточных запасов газа в изолиниях, по которой можно рассчитать остаточные запасы газа как по всей залежи, так и по любому ее участку (рис. 3).
Запасы газа, рассчитанные по карте остаточных запасов, равны 29,3 млрд. м3, что хорошо сопоставимо с остаточными запасами газа определенными по разнице начальных запасов газа и суммарного объема добычи 28,1 млрд. м3. Имея карту остаточных запасов газа, можно рассчитать конечные коэффициенты газоотдачи в каждом расчетном квадрате (рис. 3). Как следует из рис. 2, в пределах контура газоносности на фоне низких
значений коэффициента газонасыщенности от 0,72 до 0,98 отмечаются участки с его повышенными значениями от 0,4 — 0,33 до 0,1 и даже до нуля. На карте эти участки оконтурены изолиниями равных значений остаточных запасов газа: первый — 500, 1000 в западной части; второй — 1000, 1500, 2000 в южной части; третий — 1000, 1500,2000 в юго-восточной части; четвертый — 1000 в северо-восточной части залежи.

В пределах первого участка расчетная величина коэффициента газоотдачи изменяется в пределах 0 — 0,48; второго — 0,31; третьего 0 — 0,24; четвертого — 0.
Остаточные запасы газа в указанных участках определены по карте в следующих объемах: первый — 5,4 млрд. м3; второй — 4,6 млрд. м3; третий — 5,8 млрд. м3; четвертый — 1,3 млрд. м3.

По картам начальных запасов газа, исходя из пропорциональности снижения пластового давления и отборов газа при газовом режиме, можно рассчитать и конечные значения пластового давления в центре каждого квадрата, и путем интерполяции построить расчетную карту изобар (рис. 4). Сопоставляя фактические замеры пластового давления и расчетные, можно оценить достоверность предложенных построений.
К сожалению, замеры пластовых давлений в последние годы практически не производились. Имеются значения пластовых давлений, рассчитанных по статическим давлениям на устье по ряду скважин в 1978 г.
(таблица 4).

Таблица 4

На расчетной карте изобар (рис. 4) приведенные в табл. 4 скважины отмечены, и давления по ним удовлетворительно соответствуют расчетным.
Кроме того, в 1992 г. проведены замеры пластовых давлений в скважинах 34 и 54, соответственно равные 3,33 кгс/см2 и 4,9 кгс/см2, что также хорошо согласуется с расчетной картой изобар, и подтверждает достаточную достоверность выявленных закономерностей пространственного размещения остаточных запасов газа на конец разработки залежи.
Анализ карт остаточных запасов газа и расчетной карты изобар на конец разработки залежи III горизонта позволил достаточно убедительно объяснить причины низкого значения достигнутого коэффициента газоотдачи, позволил выявить положение участков с высокими значениями остаточных запасов газа, с низкими значениями коэффициента газоотдачи и высокими значениями пластового давления. Выявление этих объемов
газа в повторную эксплуатацию может быть осуществлено после их доразведки.
Необходимость доразведки в настоящее время диктуется возможностью перемещения газа в результате влияния законтурной воды после прекращения технологического воздействия на залежь по окончании ее разработки.
На рис 1 приведены некоторые технологические показатели разработки залежи III горизонта.
Как следует из графика к концу 1970 г. достигнут максимальный годовой отбор газа (80% от всего накопленного отбора газа из залежи), пластовое давление в зоне дренирования снизилось с 29,6 кгс/см2 до 8,4 кгс/см2. Практически столь форсированный режим работы завершили за 6 лет. Полученная нами картина дренирования залежи (рис. 4), в своем принципиальном виде сложилась уже к концу 1970 г., и в течение последующего длительного периода (1970 — 1987 гг.) в силу незначительного техногенного воздействия
существенно измениться не могла. Однако нельзя исключить возможность проявления и усиления влияния законтурной гидрогеологической среды в этот период. Проявление и усиление этого влияния могло привести к перемещению газовых скоплений в зону пониженных пластовых давлений, к обводнению начального газонасыщенного объема, к защемлению некоторого объема газа.
К сожалению, отсутствие достаточной сети пьезометрических и наблюдательных скважин не позволяет ни качественно, ни количественно оценить возникновение и дальнейшее воздействие законтурной среды на процессы перемещения остаточных, после завершения разработки, объемов газа. В принципе, эти процессы должны привести, в конечном итоге, к формированию в III горизонте залежи с запасами газа в объеме 29 млрд.
м3 (за исключением части газа, который будет неизбежно защемлен в порах при заводнении).

В связи с вышеупомянутым, бурение эксплуатационных скважин с целью вовлечения в разработку остаточных запасов газа без проведения разведочных работ, по-нашему мнению нецелесообразно.
Рассматривая процесс разработки залежи III горизонта в ретроспективном плане, можно отметить, что если бы подобный анализ был выполнен где-то в период 1965 — 1970 гг., были бы выявлены не вовлеченные в разработку участки, на которых были бы пробурены эксплуатационные скважины, коэффициент газоотдачи был бы значительно выше, чем 0,69 от утвержденных балансовых запасов или 0,59 от уточненных запасов, и было бы дополнительно добыто порядка 8 — 14 млрд.м3 газа.
Таким образом, анализ баланса начальных и текущих запасов газа на ранней стадии эксплуатации залежи по предложенной нами методике позволяет существенно повысить основной показатель разработки месторождения — коэффициент газоотдачи. Проведенный анализ особенно важен для крупных и уникальных по залежам газа месторождениям, где разработка осуществляется с применением центрально-группового размещения эксплуатационных скважин при достаточно интенсивном отборе газа.

Автор: Аввакумов А.Н., Вобликов Б.Г., Демидова С.А.

Источник : Нефть и газ