Способ добычи низконапорного газа

Изобретение относится к области газодобывающей промышленности, а именно к эффективному извлечению низконапорного газа. Под низконапорным газом понимается такой газ в продуктивном пласте, который экономически нерентабельно подавать на прием магистрального газопровода. Обеспечивает эффективную технологию добычи низконапорного газа применительно к сеноманской залежи газа Западной Сибири, основанный на использовании особенностей проявления водонапорного режима. Сущность изобретения: способ предусматривает продолжение разработки залежи газа на основе пробуренных вертикальных скважин и компримирование газа для подачи его в магистральный газопровод. Согласно изобретению применительно к сеноманской залежи газа Западной Сибири увеличивают активность проявления водонапорного бассейна - степень проявления водонапорного режима. На приеме головной компрессорной станции создают такое давление, которое обеспечивает магистральный транспорт газа и такую объемную динамику подъема газоводяного контакта, при которой существует возможность периодического заблаговременного отсечения - уменьшения обводняющихся интервалов перфорации цементными заливками. Для этого темпы выработки запасов залежи газа регулируют с применением трехмерной - 3D газогидродинамической модели продуктивного пласта. Эту модель адаптируют к фактическим показателям разработки залежи газа за прошедшие годы. Адаптирование осуществляют таким образом, чтобы емкостные и фильтрационные параметры продуктивного пласта на модели в целом совпадали с фактическими данными, 1 з.п. ф-лы.

 

Предлагаемое изобретение относится к области газодобывающей промышленности, а именно к эффективному извлечению так называемого низконапорного газа.

Под низконапорным газом понимается такой газ в продуктивном пласте, который экономически нерентабельно подавать на прием магистрального газопровода.

Известен способ добычи низконапорного газа путем закачки в пласт азота с целью вытеснения также защемленного газа в обводненных зонах пласта (см. Подюк В.Г., Тер-Саркисов P.M., Николаев В.А., Рассохин С.Г. Вытеснение защемленного газа азотом из обводнившегося пласта. Газовая промышленность. №12, 2000, с.33-35). Сущность способа заключается в извлечении из атмосферы азота и закачки его, в частности, в обводненную зону пласта с целью приобщения и дренирования защемленного газа, что могло бы увеличить ресурсы извлекаемого газа. Основными недостатками рассматриваемого способа являются следующие. Необходимо строить капиталоемкий завод для извлечения азота и компрессорную станцию для закачки его в пласт. Кроме того, требуется пробурить значительное количество нагнетательных скважин, ибо объемная эффективность вытеснения газа азотом низка. Это связано с быстрым всплытием закачиваемого азота в газоносную зону пласта.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ, согласно которому с некоторого момента времени производится скачкообразное снижение темпа отбора газа с тем, чтобы темп отбора газа согласовать с темпами поступления пластовой воды в разрабатываемую залежь газа (см. Резуненко В.И., Пономарев В.А., Ершов С.Е., Зотов Г.А., Кривошеин Б.Л. Проблемы и перспективы утилизации низконапорного газа. Газовая промышленность, №5, 2002, с.44-49). Недостатками данного способа являются следующие.

- Авторы высказывают некую идею без конкретизации ее реализации. Так, они все время оперируют величиной среднего пластового давления, которое, как известно, не имеет прямого отношения к магистральному транспорту газа.

- Отсутствуют соображения об определении времени скачкообразного изменения отбора газа из залежи, т.е. неясно, как предполагаемую идею реализовывать в конкретном проектном документе.

- Если речь идет о компенсируемом отборе газа, то неясно, почему этот отбор все время снижается в процессе разработки.

- Проблема низконапорного газа связана не только с нерентабельностью процесса компримирования газа, необходимого для подачи газа на прием магистрального газопровода. Дело в том, как отмечают авторы, что уже сегодня на разрабатываемых сеноманских залежах газа Западной Сибири имеют место осложнения с обводнением скважин, образованием песчано-жидкостных пробок. Это затрудняет добычу не только низконапорного газа, но и газа с давлением на приеме головной компрессорной станции, достаточным для подачи его затем в магистральный газопровод.

В основу настоящего изобретения положена задача обоснования эффективной технологии добычи низконапорного газа применительно к сеноманской залежи газа Западной Сибири, основанного на использовании особенностей проявления водонапорного режима.

Выполнение указанной задачи достигают тем, что в способе добычи низконапорного газа применительно к сеноманской залежи Западной Сибири, предусматривающем продолжение ее разработки на основе пробуренных вертикальных скважин и компримирования газа для подачи его в магистральный газопровод, добычу низконапорного газа после удаления всех штуцирующих элементов осуществляют за счет увеличивающейся активности водонапорного бассейна при режиме минимально допустимого, с технологической точки зрения, давления на приеме головной компрессорной станции, при технологических показателях разработки, определяемых на 3D газогидродинамической модели продуктивного пласта и водонапорного бассейна, садаптированной таким образом, что емкостные и фильтрационные параметры продуктивного пласта на 3D газогидродинамической модели изменяют до наилучшего совпадения расчетных показателей по скважинам и залежи в целом с фактическими данными эксплуатации скважин и контроля за процессом разработки продуктивного пласта. Осуществляют уменьшение интервалов перфорации в скважинах в соответствии с прогнозной динамикой продвижения к скважинам подошвенной воды. В случае увеличения пластового давления в районе отдельных установок комплексной подготовки газа осуществляют забуривание боковых горизонтальных стволов и/или горизонтальных скважин вблизи кровли пласта в количестве, обеспечивающем неизменность пластового давления в районе таких установок комплексной подготовки газа и соответственно - увеличения уровней отбора низконапорного газа.

Способ осуществляют следующим образом.

- На основе результатов трехмерной (3D) или двумерной (2D) сейсмики, керновых данных, результатов газодинамических и геофизических исследований скважин строят 3D геологическую модель газовой залежи и окружающего ее водонапорного бассейна.

- С использованием лабораторных данных по определению относительных фазовых проницаемостей для газа и воды, известного алгоритма upscaling'a (масштабирования) осуществляют построение 3D газогидродинамической модели залежи газа и водонапорного бассейна.

- С привлечением фактических данных разработки месторождения и эксплуатации добывающих скважин и результатам контроля по наблюдательным и пьезометрическим скважинам производят адаптацию параметров 3D газогидродинамической модели пласта. Это означает, что емкостные и фильтрационные параметры пласта изменяют таким образом, чтобы расчетные показатели по скважинам и месторождению в целом наилучшим образом совпали с фактическими данными эксплуатации скважин и контроля за процессом разработки продуктивного пласта.

- Садаптированная 3D газогидродинамическая модель вместе с моделью обустройства промысла и головной компрессорной станцией позволяют решать следующие задачи в рамках проблемы извлечения низконапорного газа.

Первая задача. Осуществляют прогнозные расчеты с учетом изменения ограничительных условий по скважинам. С момента снятия штуцирующих устройств на скважинах моделируют разработку залежи в режиме рентабельного давления на приеме головной компрессорной станции. Это такое давление, которое обеспечивает рентабельность подачи низконапорного газа в магистральный газопровод.

Вторая задача. По результатам прогнозных расчетов находят объемную динамику подъема газоводяного контакта. Следствием этого становится известной динамика обводнения интервалов перфорации в добывающих скважинах. Данную информацию используют для периодичного заблаговременного отсечения обводняющихся интервалов с помощью цементных заливок. Это позволит избежать негативного воздействия подошвенной воды на разрушение призабойных зон скважин.

Третья задача. На основе созданной 3D садаптированной газогидродинамической модели осуществляют регулирование процесса доразработки рассматриваемой залежи газа. Вследствие изменчивости фильтрационных и емкостных параметров пласта по объему залежи и сложившихся систем, количества и местоположения добывающих скважин имеет место при режиме рентабельного давления на входе в головную компрессорную станцию неравномерное продвижение подошвенной воды в зоны дренирования отдельных установок комплексной подготовки газа. Это означает, что в отдельных зонах пластовое давление начнет возрастать во времени. Для появляющейся возможности увеличения отбора газа из таких зон рассматривают варианты забуривания боковых горизонтальных стволов из действующих или простаивающих скважин, а также бурение горизонтальных скважин с трассировкой их стволов вблизи кровли ствола.

Пример возможной реализации предлагаемого способа

Согласно цитированной работе (Резуненко В.И. и др.), в Ямало-Ненецком автономном округе, основном газодобывающем регионе страны, запасы низконапорного газа, по разным оценкам, составляют несколько триллионов м³.

Необходимость принятия эффективных решений по извлечению низконапорного газа касается всех, за исключением только что введенного в разработку Заполярного месторождения, месторождений - Уренгойского, Медвежьего, Ямбургского, Вынгапуровского и др.

В качестве примера рассмотрим первенца из разрабатываемых с 1972 г. месторождение Медвежье. На этом, как и на других месторождениях, в разработке находится сеноманская газовая залежь.

Эта залежь по всей площади подстилается подошвенной водой. Сеноманский водонапорный бассейн регионально распространен, а толщина его составляет сотни метров. Следовательно, сеноманская залежь месторождения Медвежье разрабатывается при водонапорном режиме. Это означает, что по мере отбора газа из залежи происходит падение пластового давления. Вследствие возрастающей разности между давлением в водонапорном бассейне и давлением в залежи газа подошвенная вода внедряется в продуктивный пласт с разной интенсивностью в разных зонах пласта.

Пока пластовая вода находилась ниже забоев добывающих скважин, никаких осложнений с их эксплуатацией не было. Сегодня пластовая вода присутствует в продукции многих добывающих скважин. В результате снижается их продуктивность, коллектор призабойной зоны при взаимодействии с водой разрушается. На забоях скважин формируются песчано-водяные пробки. На ремонтные работы тратятся значительные средства (50-100) тыс.$ на одну скважино-операцию.

Наряду с проблемой эксплуатации скважин реальной стала проблема извлечения низконапорного газа. В этой связи отраслевые институты прорабатывают различные варианты его добычи и реализации (производство электроэнергии, метилового спирта, химический синтез и т.д.). Все такие варианты означают, что прекращается подача газа в магистральный газопровод, т.е. он становится ненужным. Вместе с тем рассматриваемые варианты требуют значительных капиталовложений на их реализацию, а также затраты на поставки электроэнергии, транспорт метанола и других продуктов.

Наши исследования в области теории водонапорного режима (см. Закиров С.Н. и др. Теория водонапорного режима газовых месторождений. М.: Недра, 1976, 240 с.) показывают, что в конечные годы разработки падение пластового давления может замедлиться. И даже стабилизироваться или возрастать в связи со снижением отбора газа из месторождения.

Результаты соответствующих исследований имеют непосредственное отношение к сеноманской залежи месторождения Медвежье. Во-первых, по причине созданного уже значительного перепада давлений в водонапорном бассейне и газовой залежи. Во-вторых, снижающийся во времени темп отбора газа будет способствовать все более активному воздействию водонапорного режима на замедление темпов снижения пластового давления.

Предлагаемый режим разработки рассматриваемой сеноманской залежи призван согласовать добывные возможности продуктивного пласта и возрастающую степень проявления водонапорного режима.

Итак, по сеноманской залежи месторождения Медвежье имеется обширная информация о показателях эксплуатации скважин за более чем 30-летнюю историю разработки. Это означает реальность создания сначала 3D геологической, а затем 3D газогидродинамической модели "сеноманская залежь газа - сеноманский водонапорный бассейн". Адаптация этой 3D газогидродинамической модели к фактическим данным разработки и эксплуатации скважин позволяет создать надежный инструментарий для последующих прогнозных расчетов с целью проведения соответствующих технологических и технико-экономических расчетов. Методика соответствующих расчетов изложена, например, в работе (Закиров Э.С. Трехмерные многофазные задачи прогнозирования, анализа и регулирования разработки месторождений нефти и газа. Изд. Дом "Грааль", 2001, 302 с.).

С использованием 3D садаптированной газогидродинамической модели сеноманской залежи месторождения Медвежье выполняют прогнозные расчеты с соблюдением на приеме головной компрессорной станции рентрабельной величины давления после снятия на скважинах штуцирующих устройств. Результаты таких расчетов позволяют определить

- динамику отборов низконапорного газа, что позволит ОАО "Газпром" на научной основе формировать свою стратегию развития;

- динамику обводнения интервалов перфорации в скважинах, что даст возможность планировать количество и очередность цементных заливок по скважинам;

- осуществить регулирование темпов выработки запасов низконапорного газа и возможного увеличения уровней подачи газа в магистральный газопровод.

Экономический эффект от реализации предлагаемого способа добычи низконапорного газа исчисляется многими миллиардами рублей. Вследствие конфиденциальности и недоступности потребной информации не представляется возможным подкрепить предполагаемые эффекты конкретными технико-экономическими расчетами и показателями.

Таким образом, предлагаемый способ добычи низконапорного газа благодаря целенаправленному использованию энергии водонапорного бассейна принесет значительный народнохозяйственный эффект и снимет с повестки дня злободневную проблему низконапорного газа для отечественной газовой промышленности.

1. Способ добычи низконапорного газа при разработке залежи газа, предусматривающий продолжение ее разработки на основе пробуренных вертикальных скважин и компримирование газа для подачи его в магистральный газопровод, отличающийся тем, что применительно к сеноманской залежи газа Западной Сибири увеличивают активность проявления водонапорного бассейна - степень проявления водонапорного режима, а на приеме головной компрессорной станции создают такое давление, которое обеспечивает магистральный транспорт газа и такую объемную динамику подъема газоводяного контакта, при которой обеспечивают периодическое заблаговременное отсечение - уменьшение обводняющихся интервалов перфорации цементными заливками, для чего темпы выработки запасов залежи газа регулируют с применением трехмерной - 3D газогидродинамической модели продуктивного пласта, которую адаптируют к фактическим показателям разработки залежи газа за прошедшие годы таким образом, чтобы емкостные и фильтрационные параметры продуктивного пласта на модели в целом совпадали с фактическими данными.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в случае увеличения пластового давления в районе отдельных установок комплексной подготовки газа осуществляют забуривание боковых горизонтальных стволов и/или горизонтальных скважин вблизи кровли продуктивного пласта в количестве, обеспечивающем неизменность пластового давления в районе таких установок комплексной подготовки газа, и соответственно увеличение уровней отбора низконапорного газа.