По состоянию на 01.01.2017 ачимовские отложения разрабатываются в пределах газоконденсатных залежей пластов Ач3-4 и Ач52-3. Продуктивные отложения вышеуказанных пластов распространены на территории пяти лицензионных участков, в нашей работе будет рассмотрен только один [1-5].
На 01.01.2017 на основные объекты эксплуатации 2а и 3а лицензионного участка фонд добывающих скважин составляет 75 ед., из них в освоении находится 8 скважин, в бездействии 1 скважина. Действующий фонд скважин составляет 66 ед. По основным эксплуатационным объектам 2а и 3а, с 2014 г. по 2019 г. планировалось ввести в эксплуатацию добывающие газоконденсатные скважины в количестве 111 единиц.
Сопоставление проектных и фактических показателей разработки приведено на рисунках 1, 2.
Рисунок 1 – Динамика показателей добычи газа
Рисунок 2 – Динамика показателей добычи конденсата
Согласно представленному сопоставлению проектных и фактических показателей разработки, отклонение в добыче газа в 2014 г. обусловлено вводом участка в разработку не с начала года, в отличие от проектного документа.
Между тем, в 2015 г. отмечается снижение депрессии относительно действующей ПТД, при меньшем фактическом фонде эксплуатационных скважин. Данное обстоятельство связано с применением технологии интенсификации притока – проведение многостадийного ГРП в горизонтальных скважинах.
Следует отметить, что на территории лицензионного участка по состоянию на 01.01.2017 эксплуатируются две УКПГ: первая и вторая. УКПГ-1 расположена на юго-западе участка в районе кустовой площадки 5, введена в эксплуатацию в 2014 г. и предусмотрена для подготовки продукции ачимовских отложений. В 25 км северо-восточнее УКПГ-1 в районе кустов 5 и 7 расположены УКПГ-2 и УПН, целевым назначением которых является подготовка продукции скважин, пробуренных на отложения валажинской толщи (газоконденсатные залежи пластов БУ121-1, БУ131, БУ171-1 и нефтегазоконденсатные залежи пластов БУ101-2, БУ141).
Вследствие значительной протяжённости лицензионной территории и истощения запасов в пределах валанжинских отложений, добываемая продукция нескольких ачимовских скважин, расположенных на севере лицензионного участка, поступает на УКПГ-2. При этом обеспечивается их подготовка совместно с газом и конденсатом валанжинских отложений. На период перспективы предусматривается продолжить указанную практику уже с учётом ввода в эксплуатацию новых скважин – за счёт чего планируется достичь равномерной загрузки обеих УКПГ.
Анализ результатов показал, что при исследовании скважин с проведенной интенсификацией притока технологией ГРП, «скин-фактор» по данным аналитического моделирования Kappa Saphir изменяется от минус 6,56 до 0,17 при среднем значении минус 4,5. То есть призабойная зона пласта имеет значение проницаемости выше, чем у удаленной зоны. В итоге, значение проницаемости трещины ГРП значительно выше значения эффективной проницаемости пласта, что логично для данных условий.
Необходимо отметить, что практически на всем проектном фонде скважин запланировано проведение ГРП. Реализация данного мероприятия в фильтрационной модели при создании выполнена путем изменения величины «скин-фактора» вскрытого скважиной соединения на значение минус 4,5, полученного по итогам ГДИ фактических скважин разрабатываемых на тот момент участков.
Немаловажную роль при определении продуктивных характеристик проектных скважин играет заложенная в фильтрационную модель зависимость пористости от проницаемости. Учитывая многообразие выполненных экспериментов на керновом материале по определению абсолютной и относительной фазовой проницаемостей, при создании действующего проектного документа выполнено соответствующее обоснование петрофизических связей, которое в дальнейшем использовалось для моделирования фильтрационных процессов в межскважинном пространстве.
Необходимо отметить, что условия проводимых экспериментов на образцах керна размером в несколько сантиметров не сопоставимы с реальными фильтрационными процессами, протекающими в коллекторах ачимовских отложений в районе забоев скважин. Что в конечном итоге при прямом переносе результатов исследований керна на ячейку фильтрационной модели ведет к сопутствующим погрешностям при расчете технологических показателей на перспективу.
На текущей стадии проведено сопоставление заложенных в действующем проектном документе параметров работы эксплуатационных газоконденсатных скважин ЛУ с фактическими результатами их работы с момента ввода в эксплуатацию. На основе анализа длительной эксплуатации, результатов ГДИ и эффективности проведенных ГТМ все скважины были поделены на три основные группы:
- фактические параметры работы выше проектных значений;
- фактические параметры работы ниже проектных значений;
- фактические параметры работы соответствуют проектным значениям.
После чего было выполнено обобщение результатов сравнения параметров работы скважин. Результаты обобщения представлены на рисунке 3. Отмечается, что в 78 % случаев фактические продуктивные характеристики скважин выше заложенных в проектном документе.
Рисунок 3 – Результаты сравнения параметров работы скважин
Таким образом, используемый при создании действующего проектного документа подход при обосновании продуктивности скважин показал более пессимистическую оценку перспектив освоения ачимовских отложений. Фактические данные же свидетельствуют о том, что в действительности продуктивные характеристики скважин выше проектных. Основными причинами превышения проектных продуктивностей являются:
- более высокая проницаемость матрицы коллектора;
- применение большего количества стадий ГРП на субгоризонтальных скважинах;
- более высокий эффект от ГРП на скважинах с вертикальным окончанием.
В данной связи необходимо, чтобы основополагающими данными при адаптации модели и расчете прогнозных технологических показателей выступали непосредственно скважинные данные, полученные в ходе исследований и длительной их эксплуатации.
Утвержденным проектным документом в зонах перекрытия в плане продуктивных отложений, которые распространены на значительной площади ачимовских отложений, предусмотрена одновременная разработка объектов 2а и 3а. Помимо этого, в межотчетный период проводилась опытно-промышленная эксплуатация объекта 3б (скважина 180).
По состоянию на 01.01.2017 на территории участка действующий фонд добывающих скважин составляет 66 ед., бездействующих – 2, еще 8 скважин находятся в освоении после бурения.
Карта текущего состояния разработки представлена на рисунке 12.
Касаемо выработки запасов можно отметить, что по состоянию на 01.01.2017 извлечено 32760 млрд. м3 газа, что составляет 4,4 % от начальных запасов углеводородного сырья по эксплуатируемым пластам.
Выработка основного объекта эксплуатации (объекты 2а и 3а) происходит наиболее интенсивно в зоне наибольших эффективных толщин, что можно отметить на рисунке 13. Локальные минимумы текущего пластового давления отмечаются в районе кустов газовых скважин 5 и 1. Такая картина в основном наблюдается по объекту эксплуатации 2а, что связано с более высокими ФЕС и соответственно с большим вкладом пластов Ач3-4 в суммарный дебит скважин эксплуатирующих совместно объекты 2а и 3а.
В период с 01.01.2014 по 01.01.2017 завершены исследования и испытания трех разведочных скважин (Р25, 62Р и 26Р), 29 эксплуатационных скважин и одной поисковой скважины (180П). Отметим, что исследования в период 2014-2016 гг. выполнялись силами ООО «МНП Геодата», ООО «Сиам Мастер», ООО ИТЦ «ГазИнформПласт» и др. в соответствии с программой исследовательских работ и требований действующего проектного документа. После вызова притока и освоения скважин выполнялся совместный комплекс первичных газодинамических и газоконденсатных исследований. В течение всего периода выполнения полевых работ производилась непрерывная регистрация устьевых термобарических параметров. Вместе с тем, на режимах фильтрации выполнялся отбор проб добываемого флюида для последующих лабораторных исследований.
Однако, стоит отметить, что некоторые исследования выполнялись без спуска глубинного оборудования на забой скважины (44% от общего количества исследований), а термобарические параметры регистрировались только лишь устьевыми приборами.
Согласно представленной информации в сводной таблице по исследованиям, дебит пластовой смеси в ходе исследований изменялся от 31 тыс. м3/сут (поисковая скважина 180П, режим на штуцере диаметром 6 мм) до 1570 тыс. м3/сут (субгоризонтальная скважина U1703, режим на штуцере 20 мм), величина забойного давления при этом составляла 13,5 и 44,1 МПа, соответственно. Столь высокая продуктивность скважины U1703 обусловлена длиной горизонтального участка скважины равного около 1000 м, вскрывающего пласты Ач3-4 и Ач52-3 совместно одним фильтром и поведенного на эти пласты МГРП с закачкой около 650 тонн проппанта.
В таблице 1 приведены общие сведения с тех. режимов по типу вскрытия и заканчивания скважин, реализованных способов интенсификации притока.
Таблица 1 – Средние параметры работы скважин с различным типом вскрытия
|
Тип вскрытия |
тип ГРП |
Кол. скважин |
Средний дебит ГКС |
Средняя депрессия на пласт |
Средняя продуктивность |
Средний КГФ (товарный конд./товарный газ) |
|
тыс.м3/сут |
МПа |
тыс.м3/сут/МПа2 |
г/м3 |
|||
|
Вертикальное |
Без ГРП |
2 |
257 |
9 |
0,3 |
458 |
|
ст.ГРП |
31 |
751 |
11 |
0,8 |
395 |
|
|
Горизонтальное |
Без ГРП |
1 |
950 |
13 |
0,8 |
356 |
|
Субгоризонтальное |
Без ГРП |
14 |
759 |
11 |
0,7 |
361 |
|
ст.ГРП |
1 |
850 |
12 |
0,6 |
400 |
|
|
МГРП |
6 |
1346 |
5 |
2,7 |
396 |
На рисунке 4 для наглядности представлен средний дебит скважин с различным типом закачивания и вскрытия. Как видно из графиков, средний дебит скважин с субгоризонтальным вскрытием и проведенным на них МГРП составляет 1346 тыс. м3/сут, субгоризонтальная с ГРП 850 тыс. м3/сут, вертикальная с ГРП 751 тыс. м3/сут и горизонтальная без ГРП 950 тыс м3/сут, которая вскрывает только пласт Ач3-4 с хорошими коллекторскими свойствами. Согласно графику, представленному на рисунке, можно отметить, что самая высокая депрессия на пласт при эксплуатации у скважин с горизонтальным типом вскрытия, минимальная депрессия у скважин с субгоризонтальным типом вскрытия и проведённым МГРП. Так же стоит отметить, что субгоризонтальные скважины с МГРП работают с более высокой продуктивностью, чем все остальные скважины.
Рисунок 4 – Средний дебит работы скважин с различным типом вскрытия
Анализ представленных результатов позволяет заключить следующее:
- коэффициенты фильтрационных сопротивлений А и В, определенные в процессе интерпретации ГДИ, являются оценочными, так как такой подход в случае ачимовских залежей не применим;
- проводимость (kh) вскрываемых пластов изменяется от 0,0662 до
448×10-3 мкм2×м, при среднем значении 1,5×10-3 мкм2×м. Диапазон изменения полученных результатов обусловлен неоднородностью коллекторских свойств пластов по площади и разрезу ачимовских отложений; - среднее значение проницаемости пласта Ач3-4 ниже, чем пласта Ач5
В результате, выполненный общий анализ полученных результатов позволяет сделать следующие выводы:
- за рассматриваемый период с 2014 по 2016 гг. газодинамические исследования проведены на 35 скважинах;
- по полученным данным отмечается, что скважины с субгоризонтальным вскрытием и проведением на них МГРП дают самую высокую продуктивность;
- скважины с субгоризонтальным окончанием и проходкой ствола по продуктивной части менее 1000 м с применением на них технологии МГРП показали, что при невысокой депрессии на пласт наблюдается значительный прирост продуктивности. В дальнейшем рекомендуется рассмотреть возможность увеличения длины субгоризонтального участка и проходкой по продуктивной части до 2000 м и более для обеспечения максимальной продуктивности;
- отмечается успешная эффективность выполняемых мероприятий по интенсификации притока методом ГРП. По результатам интерпретации полученных материалов геометрические и фильтрационные параметры трещины ГРП аналогичны сформированным трещинам в скважинах соседних лицензионных территорий. Среднее значение полудлины трещины ГРП установилось на значении 120 м, проводимость трещины - 4152 мкм2×м;
- по итогам выполненных газодинамических исследований субгоризонтальных скважин с ГРП на ЛУ наблюдаются их высокие начальные продуктивные характеристики, в сравнении с наклонно-направленными скважинами с ГРП. Вместе с тем, для подтверждения сохранения данной тенденции с течением времени рекомендуется провести комплекс текущих газодинамических исследований на скважинах всех конструкций.