image
energas.ru

Газовая промышленность № 11 2017

Геология и разработка месторождения

01.11.2017 11:00 ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ
Статья посвящена способам разработки углеводородных месторождений-гигантов Прикаспийской впадины. Обводнение таких месторождений, подстилаемых подошвенными водами, в результате хорошей проводимости трещинных зон карбонатного коллектора и быстрой миграции воды в продуктивную залежь способно привести к защемлению целиков газа, объемы которых сопоставимы с начальными запасами среднего газового месторождения, а также к необходимости строительства полигона по захоронению токсичных подошвенных вод. Авторы исследуют месторождения-гиганты Прикаспийской впадины, основываясь на опыте освоения таких крупных месторождений, как Астраханское газоконденсатное, Оренбургское нефтегазоконденсатное и другие. Целью анализа является выбор рационального способа разработки нефтегазовых месторождений-гигантов. Область применения способа – освоение месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам, и охрана окружающей среды в процессе их освоения. На основании проведенных исследований авторы статьи утверждают, что консервация обводняющихся скважин как основных каналов поступления подошвенных вод в продуктивную толщу позволит избежать необходимости строительства полигона захоронения токсичных попутных вод, интенсивной дегазации насыщенных подошвенных вод с выделением H2S, загрязнения окружающей среды, а также предотвратить защемление целиков газа.
Ключевые слова: МЕСТОРОЖДЕНИЯ-ГИГАНТЫ, КАРБОНАТНЫЙ КОЛЛЕКТОР, ПОДОШВЕННЫЕ ВОДЫ, МИГРАЦИЯ ВОДЫ, ПРОБЛЕМа ОБВОДНЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ, СПОСОБ РАЗРАБОТКИ, КОНСЕРВАЦИЯ ОБВОДНЯЮЩИХСЯ СКВАЖИН.
Открыть PDF


Астраханское газоконденсатное месторождение (АГКМ) уникально в своем роде. В его недрах находится более 3 трлн м3 газа [1] с объемным содержанием метана около 50 % и кислых компонентов – более 40 %. Пластовая смесь представляет собой недонасыщенную газоконденсатную систему. Давление начала конденсации – 38–40 МПа, пластовая температура – 110 ºС. Залежь водоплавающая, минерализация подошвенных вод составляет 61–110 г/дм3. За контуром залежи минерализация воды повышается и достигает 147 г/дм3 [2].

Плохие коллекторские свойства и снижение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) к газоводяному контакту (ГВК), а также отсутствие гидродинамической связи между водоносной и продуктивной частями залежи способствовали формированию мнения о безводной эксплуатации месторождения на режиме истощения. Однако спустя семь лет в продукции ряда эксплуатационных скважин появились подошвенные воды (рис. 1) и началось обводнение залежи [3].

Основная причина обводнения связана с карбонатным коллектором. Как известно, трещиноватая зона карбонатных пород является хорошим каналом для быстрой миграции подошвенных вод в продуктивную часть к забоям работающих эксплуатационных скважин. Поступая в зоны депрессий, подошвенная вода заполняет все трещиноватости, избирательно продвигаясь в направлении пониженных давлений.

По результатам гидрохимического и гидродинамического контроля установлено, что обводняющиеся скважины расположены по площади месторождения бессистемно и способствовали формированию каналов, через которые в продуктивную часть поступают подошвенные воды (рис. 2). Дальнейшая миграция подошвенных вод вызвала их распространение по напластованию в соседние скважины, что привело к вовлечению новых скважин в категорию обводняющихся и расширению обводнившихся зон.

1_1_3.png

Геофизическими наблюдениями, как и в предыдущие годы, подтверждено отсутствие перемещения ГВК, а режим залежи остается газонапорным [4]. Однако нарастающие объемы подошвенных вод и число обводняющихся скважин свидетельствуют о продолжающихся поступлении пластовых вод в коллектор и обводнении залежи.

Анализ материалов по разработке аналогичного Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) с запасами газа 1,9 трлн м3 [1] показал, что эксплуатация залежи способом, предусматривающим отбор продукции совместно с подошвенной водой [5], привела к тому, что вся продуктивная толща обводняющихся скважин была пропитана подошвенной водой, которая блокировала газ в матрице. В результате при геофизических исследованиях таких скважин создавался эффект высокой водонасыщенности порового коллектора, а при малых перепадах давления защемленный газ вообще оставался неподвижным [6].

Обводнение АГКМ развивается приблизительно по тому же сценарию, что и Оренбургского НГКМ. Продолжение разработки с участием обводняющихся скважин ведет к увеличению фонда скважин, работающих с подошвенной водой, «натаскиванию» агрессивных подошвенных вод в тело залежи и защемлению части запасов газа. В связи с этим могут возникнуть следующие проблемы.

Во-первых, существующий полигон захоронения промышленных стоков не рассчитан на дополнительные объемы попутных вод. Необходимо создавать новый полигон с расположением в более глубоких горизонтах, находящихся под продуктивной залежью.

Во-вторых, объемы защемленного газа могут составлять от 3–5 до 50–60 % первоначального газонасыщенного пространства. Эта проблема особенно актуальна для крупных и гигантских месторождений, в которых объем остаточного газа сопоставим с начальными запасами среднего газового месторождения. По оценке ООО «Газпром ВНИИГАЗ», к концу разработки только трех крупных месторождений – Медвежьего, Уренгойского (сеноман) и Ямбургского – остаточные запасы составят около 1 трлн м3, из которых до 50 % будет представлять защемленный газ в обводнившихся зонах пласта.
В случае газоконденсатных месторождений вместе с газом теряется конденсат и, соответственно, уменьшается коэффициент конденсатоотдачи [7].

В-третьих, в подошвенных водах, подстилающих продуктивную толщу, при термобарических условиях, существующих в пластовых системах АГКМ, в 1 м3 воды растворено до 18 м3 H2S, тогда как в 1 м3 пластового газа залежи содержится 0,2 м3 H2S [8]. Массы подошвенных вод с высоким газоносным и энергетическим потенциалом, продвигаясь из критической гидродинамической области в призабойные зоны эксплуатационных скважин, находящиеся в более мягких термобарических условиях, предопределяют кроме нарастающего обводнения интенсивную дегазацию вторгшихся предельно насыщенных подошвенных вод. Это вызывает опережающее выделение из подошвенной воды в залежь кислых компонентов, и прежде всего H2S. Загрязнение продуктивной толщи подошвенными водами с повышенной концентрацией H2S приведет к повышению токсичных и агрессивных свойств извлекаемого флюида [3, 9] и отразится не только на технологическом оборудовании, но и на экологическом состоянии окружающей среды региона [10].

Практика разработки газовых и газоконденсатных месторождений показывает, что уменьшить поступление воды можно:

  • изоляцией каналов миграции подошвенной воды в скважины;

  • путем регулирования потоков в пласте, ограничивая отбор газа до минимального поступления воды из пласта;

  • остановкой обводнившихся скважин и их консервацией.

Работы по изоляции пласта на АГКМ положительных результатов не дали. Регулирования потоков в пласте также несостоятельны, так как объемы выносимой попутной воды зависят от скорости движения газа по стволу скважины, а при снижении последней вода будет оставаться в скважине, накапливаясь на забое. Поэтому было рекомендовано рассмотреть вариант остановки обводнившихся скважин с компенсацией отбора сырья по «сухим» скважинам и строительством новых в необводнившихся участках [3]. Это позволит:

  • предотвратить «натаскивание» подошвенных вод;

  • устранить необходимость в наличии оборудования дополнительного полигона захоронения токсичных подошвенных вод;

  • снизить вероятность защемления газа в тупиковых зонах и формирование трудноизвлекаемых целиков сырья;

  • избежать риска экологического загрязнения.

Предложенные авторами рекомендации по дальнейшей разработке АГКМ без участия эксплуатационных скважин, выносящих подошвенные воды, были приняты.

1_1.png

Наличие подстилающих подошвенных вод практически на многих подсолевых месторождениях Прикаспийской впадины (Карачаганакское НГКМ, Астраханское ГКМ и другие месторождения) прогнозируется многими специалистами [3, 11–13], а процессы формирования кислых газов (H2S + СО2) в пластовых водах этих месторождений, связанных с карбонатными коллекторами, схожи с аналогичными процессами на АГКМ. Поэтому появления агрессивных H2S-содержащих вод, вероятнее всего, следует ожидать и на других месторождениях региона. Отсутствие воды на месторождениях Тенгиз и Кашаган – вопрос времени.

Следует отметить, что на месторождении Тенгиз, приуроченном к карбонатной толще среднего и нижнего карбона, между первым объектом, из которого уже извлечено более 64 млн т нефти по трещиноватой бортовой части Тенгизской залежи, из-за перепада давлений происходят перетоки нефти из нижезалегающих второго и третьего объектов. Этаж нефтенасыщения залежи превышает 1600 м. И хотя водонефтяной контакт (ВНК) не вскрыт ни одной из скважин, пластовые воды здесь также имеются [3, 11, 12], и их появление повлечет за собой проблемы, аналогичные проблемам на АГКМ.

Таким образом, обводнение месторождений-гигантов Прикаспия, подстилаемых подошвенными водами, вызванное хорошей сообщаемостью трещинных зон карбонатного коллектора и быстрой миграцией подошвенных вод в продуктивную залежь, может привести к следующим осложнениям:

  • обводнению залежи;

  • необходимости строительства полигона захоронения токсичных попутных вод;

  • защемлению целиков газа, объемы которых сопоставимы с начальными запасами среднего газового месторождения;

  • интенсивной дегазации насыщенных подошвенных вод с выделением H2S;

  • загрязнению окружающей среды.

Для предупреждения негативных технологических и экологических последствий, а также рационального освоения месторождения необходимо обводняющиеся скважины выводить из эксплуатации как основные каналы поступления подошвенных вод в продуктивную толщу. 




← Назад к списку