Анализ эффективности методов интенсификации добычи газа в каменноугольных отложениях АГКМ

     Происходившее в позднепермско-среднетриасовое время образование соляных штоков и дифференцированное погружение различных участков свода (от 800 м на северо-западе и 500 м в центральной части до отсутствия прогибания на юго-востоке) привели к некоторому выравниванию глубин залегания залежей и величин Рпл и, следовательно, к сближению фазового состава УВ в различных залежах (они в основном стали двухфазными). В начале среднетриасовой эпохи, видимо, наступило замедление темпа нисходящих движений, а затем инверсия. Ее амплитуда могла достигать 600 м. В результате Рпл могло снизиться на 7 МПа. В этом случае в залежах должна была преобладать газовая фаза (БПН составлял в разных куполах 1,1–3). В юрское время погружение свода на 350–600 м могло вызвать увеличение Рпл на 3– 6 МПа, к концу юрской эпохи Рпл изменялось в интервале 14–48 МПа.

     К концу раннемелового времени  Рпл возрастало везде, кроме восточного прогиба, где погружение отсутствовало. Наименьшая величина Рпл отмечалась в центральной части свода – 23 МПа, наибольшая по-прежнему на относительно погруженном участке – 49 МПа. Возможно, в это время начались перетоки жидких УВ из наиболее погруженных зон продуктивного пласта и заполненных до замка ловушек в вышележащие, что способствовало формированию нефтяных оторочек в последних.                          

     В палеоцене произошли крупное прогибание центральной части свода и небольшое на его периферии. Все залежи могли стать нефтяными, кроме трех, расположенных в центральной зоне, где доля жидких УВ могла резко возрасти. Затем периферийные участки стали воздыматься, амплитуда подъема составила не менее 400 м. В результате Рпл в окраинных районах могло снизиться на 5–6 МПа и залежи, вероятно, вновь стали двухфазными. В центральной же части продолжалось погружение. Произошло примерное выравнивание глубин залежей и, следовательно, барических условий в них, что привело, видимо, к единообразию фазового состава УВ. К концу палеогена величины БПН, вероятно, колебались в пределах 0,9–1,3. Должны были преобладать газовые залежи с нефтяными оторочками. В неогене нисходящие движения амплитудой от 400 м в восточном прогибе и до 800 м в центральной части захватили весь свод. К настоящему времени Рпл достигло 63 МПа, величина БПН равна примерно 0,7. Большая часть жидких УВ растворилась в газовой фазе. Месторождение является газоконденсатным с очень высоким содержанием растворенных жидких компонентов (270 г/м³). 
 

     2.3. Характеристика процесса  разработки газоконденсатной  залежи.

     2.3.1. Система разработки.

     Происходит, разбуривание залижи эксплуатационными скважинами по определенной схеме и принятому плану с учетом мероприятий по воздействию на пласт.

       Проектирование разработки залежи, процесс разработки носит стадийный  характер. Технологическими проектными  документами являются следующими:

1. проекты пробной эксплуатационной залижи;
2. технологические схемы опытно-промышленной разработки;
3. технологические схемы разработки;
4. проекты разработки;
5. уточненные проекты разработки (доразработка);
6. анализ разработки залижи (месторождения).

     Газоконденсатные  месторождения вводятся в разработку на основе выше перечисленных документов. Условиям и порядок ввода месторождения  в разработку определяется правилами  разработки газоконденсатных месторождений.

     2.3.2. Обводнённость пласта и продукции скважин.

     В гидрогеологическом плане Астраханское месторождение располагается в  юго-западной части Прикаспийского артезианского бассейна, в разрезе  которого выделяются два гидрогеологических этажа: надсолевой и подсолевой.

     Гидродинамика подсолевой водоупорной системы определяется элизионным режимом, для которого характерны аномально высокие пластовые давления. Водообмен обусловлен продолжающимися в настоящее время процессами эммиграции вод из центральной части Прикаспийской впадены к бортовым дислокациям.

     В подсолевых отложениях, к которым приурочена газоконденсатная залежь, вскрыты и опробованы водоносные комплексы нежекаменноугольных отложений – визейский ярус – и среднекаменноугольных – башкирский ярус, представляющие собой единую гидрогеологическую систему.

     В гидрогеологическом отношении наиболее полно изучены отложения башкирского  возроста.

     Водонапорная  система АГКМ имеет следующие  особенности:

1. Существование АВПД, превышающего гидростатическое на 40-50%.
2. Сложная гидрогеологическая обстановка: наличие в каменноугольных отложениях вод трех типов: хлоркальциевого – на Долгожданной и Астраханской площадях, хлормагниевого – на Пионерской и гидрокарбонатнонатриевого – на  Светло-Шаринской площадях.
3. Состав растворенных газов пластовых вод почти полностью представлен кислыми компонентами и метаном.

     Изученные воды АГКМ по отношению к залежи подразделяются на подошвенные, законтурные, внутренние.

           Минерализация  подошвенных  вод меняется в пределах от 35-60 до 70-90 г/л. Дебиты вод колеблются в пределах от 1 м³/сут.   до  11 м³/сут. Тип вод – хлоркальциевый, нередко меняется на гидрокарбонатнонатриевый. Так, дебит пьезометрической скважины 623Н при испытании интервала 4182-4189 м составил 7,2 м³/сут.  Плотность воды – 1,0616 г/м³, общая минерализация 67,152 г/л. Тип воды по классификации Сулина В.А. – хлоркальциевый. Пластовое давление равно 61,2 Мпа, пластовая температура 107ºС.

           Законтурные воды вскрыты  на северном и западном крыльях Астраханского  свода. Минерализация вод 93-111 г/л  и более, воды хлоркальциевого типа. Дебиты достигают величины 135 м³/сут – скв.1 Ширяевская.

           Внутренние воды получены на Астраханском ГКМ в продукции эксплуатационных скважин. Основу их составляют воды конденсационного генезиса. Точнее эти воды назвать техногенно-конденсационными. Они представляют сложную смесь, в состав которой входят:

• собственно конденсационная вода, находящаяся в пластовых условиях в парообразном  состоянии;
• остаточная поровокапиллярная вода в порах коллектора;
• фильтрат бурового раствора;
• продукты реакции соляной кислоты с карбонатными породами в процессе СКО.

       -  Смешение в различной пропорции этих составных частей и определяет разнообразие химического состава техногенно-конденсационных вод. Эти воды, в основном, хлоркальциевого и гидрокарбонатнонатриевого типов. Минерализация их колеблется от десятых долей до первых десятков г/л. Дебиты  не превышают 7,0-8,0 м³/сут. Химический  состав  вод по некоторым скважинам приведен в.

           Для оценки режима работы залежи привлечены результаты промысловых  и гидрогеологических исследований скважин. Отмечены незначительные дебиты пластовых вод по некоторым скважинам, что  свидетельствует  о низкой активности водонапорной системы. Внедрение  подошвенных вод в залежь пока не наблюдается. По результатам геофизических  исследований контрольных скважин 83Н, 102Н, 314, 316 положение ГВК находится  на первоначальном уровне. 
 
 

     2.3.3. Продуктивность и  производительность  скважин.

     Технологические режимы работы эксплуатационных скважин  устанавливаются ежеквартально  на основе методики,  разработанной  АНИПИгаз. В качестве  основных ограничивающих факторов принимаются:

          - обеспечение выноса жидкости  с забоя скважин;

          - возможность срыва ингибиторной  пленки с внутренней поверхности  НКТ;

          - возможность выпадения конденсата  в призабойной зоне пласта;

          - подтягивание конуса подошвенных  вод.

     В соответствии с методикой,  ограничения  устанавливаются для каждой скважины  индивидуально  с  учетом конструкции  скважинного оборудования (НКТ),  состава добываемой пластовой смеси, величины текущего пластового давления,  наличия признаков появления  в продукции пластовых вод.

     Выделяются  три основные группы скважин:

1. Высокодебитные и среднедебитные, допускающие регулирование добычи в довольно  широком диапазоне изменения параметров работы скважин.
2. Низкодебитные, в которых нарушаются условия стабильной работы из-за действия одного или двух факторов - условий выноса  и выпадения конденсата  в призабойной зоне, по мере снижения пластового давления количество их постоянно увеличивается.
3. С наличием пластовых вод в продукции, на которых режимы выбираются  с условием минимального подъема конуса воды.
4. Скважины, с рабочими депрессиями, превышающими 15 МПа. К этой группе  временно (до проведения СКО, СКВ) можно приобщить “новые” скважины, вводимые в эксплуатацию из обустройства после длительного их простоя и после проведения КРС.

 
 

3. Проектный раздел

     3.1. Обоснование метода  воздействия на  пласт.

    Астраханское  газоконденсатное месторождение представлено пористыми известняками со значительными  толщинами (5-15м). Основные промышленные запасы приурочены к породам пористостью 6-0%, а их эффективная мощность достигает 50% от продуктивной толщи.

    Однако  в окрестностях скважины эти пачки  могут являться полупроницаемыми экранами, имеющими значительное фильтрационное сопротивление в силу вероятного отсутствия трещиноватости или наличия закрытой трещиноватости.

    Условия  вскрытия продуктивной толщи бурением и перфорацией на глинистом растворе приводят к внутрипоровой и внутритрещинной глинизации высокопроницаемых интервалов, что подтверждается величинами дебита при освоении скважин. Целью интенсификации является снижение фильтрационного сопротивления в окрестностях скважины и увеличение производительности скважин. В трещиноватых коллекторах снизить фильтрационное сопротивление в окрестностях скважины удается путем проведения скоростных солянокислотных обработок, однако, для скважин, имеющих низко проницаемые поровые коллектора, их эффективность не высока. Для таких скважин рекомендуется проводить гидроразрыв пласта.

3.2. Выбор скважин  для применения  методов.

    По  данным за период с 1997 по 2003 г. включительно произведено 105 обработок на 37 скважинах. Обработки распределялись следующим образом:

    - метанолсолянокислотные - 62

    - солянокислотные - 25

    - раздельные метанолсолянокислотные - 10

    - ГРП  - 7

    - метанольные - 18

• кислотные на основе гидрофобных эмульсий - 4     

 

    Причем  по годам обработки распределялись следующим образом:

    1997 г. - 12

    1998 г. - 28    

    1999 г. - 37

    2000 г. - 28

    2001 г.  - 12

    2002 г. - 7

    2003 г. - 2

    Суммарный объем закачиваемой в процессе обработки  жидкости в пласт составляет от 50-100 до 300-350 и выше куб.м. Средняя объемная скорость закачки варьировала от 0,5 до 3,5 м³/мин. Наибольшая кратность эффекта (отношение дебита до обработки к дебиту после ее) была получена после проведения СКО и МСКО, особенно если это были первичные обработки в данной скважине. Достаточно высокие показатели эффективности у СКОЭ и ГРП.

    Число обработок на одной скважине достигает 5-6 и более. Эффективность третьих  и четвертых обработок резко  снижается. Объемы кислоты в них, как правило, или незначительно  отличаются от ранее применявшихся на данной скважине, либо даже меньше их. В этих случаях не происходит увеличение глубины обработки пласта и установление надежной гидродинамической связи ствола скважины с новыми не вовлеченными ранее в активную фильтрацию участков залежи. К такому же результату приводили и повторные обработки, сделанные хотя и с достаточными объемами кислоты, но с недопустимо низкими скоростями закачки, либо с частыми или длительными остановками.