Анализ разработки и система сбора, подготовки газового конденсата на Западно-Таркосалинском газовом промысле, страница 29

Значения дренируемых запасов распределяются по скважинам объектов разработки следующим образом: I - 3239,2 млн. м3. Максимальный процент отбора газа отмечен по скважине № 221 и составляет 86,7 % от дренируемых запасов. По всему объекту этот показатель составляет 85,3 %, III – 1156,6 млн. м3, IV – 14526,2 млн. м3 и V – 1021,3 млн. м3. Для газоконденсатных объектов максимальный отбор газа отмечен в скважине № 403 и составляет 734,3 млн. м3 или 5,1 % от дренируемых запасов. По объектам этот показатель распределяется следующим образом: III – 46,1 %, IV – 5,1 % и V – 56,7 %.

Таким образом, анализ работы газовых и газоконденсатных скважин нижнемеловых отложений свидетельствует о крайне неравномерной выработке запасов по разрезу.

Анализ текущего состояния разработки Западно-Таркосалинского месторождения позволил сделать следующие выводы и рекомендации:

1. По результатам ГДИ и эксплуатации газоконденсатных скважин отмечается значительное (от 1,4 до 5,8 раз) ухудшение продуктивных характеристик III, IV и IV объектов по причине обводнения скважин через заколонное пространство.

2. В настоящее время все действующие скважины I объекта эксплуатируются в режиме накопления жидкости на забое, что подтверждается проведенными в 2011 г. геофизическими исследованиями.

3. Дебит газа по скважинам I эксплуатационного объекта изменяется от 49,34 (скважина № 223) до 75,71 тыс. м3/сут (скважина № 221) и в среднем на 01.01.2015 составляет 64,48 тыс. м3/сут при депрессии на пласт 0,72 МПа. Работа газоконденсатных скважин осуществляется при средней депрессии на пласт 8,0 МПа по III объекту при среднем дебите скважин 88,5 тыс. м3/сут.

4. Основной причиной ухудшения продуктивности газоконденсатных скважин является обводнение, о котором свидетельствуют результаты и х эксплуатации, а также промыслово-геофизически х и газодинамически х исследований.

5. На неудовлетворительное состояние крепления обсадных колонн указывает наличие межколонных давлений, которое фиксируется по результатам замеров в трёх газовых и трёх газоконденсатных скважинах, а также заколонные перетоки газа и пластового флюида, установленные на основе ПГИ в газоконденсатных скважинах № 305, 307 и 504. Данные отбивок текущи х забоев свидетельств уют, что во всех скважинах отмечается изменение их местоположения, однако, интервалы перфорации и воронки НКТ остаются открытыми.

6. Для оперативного контроля за снижением пластового давления в скважинах и изменением насыщенности эксплуатируемых пластов необходимо ежегодное выполнение объема исследований, обоснованного в рамках данного проектного документа.

Адаптация гидродинамической модели нижнемеловых залежей

Построение трёхмерной сеточной модели выполнено ООО «Газпром геологоразведка» с использованием программного комплекса геологического моделирования Irap RMS 2013 компании Roxar. Для прогнозирования работы нижнемеловых залежей в рамках настоящего проектного документа использована трехмерная газодинамическая модель месторождения, выполненная в программном комплексе Eclipse фирмы «Schlumberger».

На основе геолого-промысловой информации, накопленной по состоянию на 01.01.2015, была проведена адаптация моделей. Основные выводы и результаты по итогам настройки фильтрационных моделей можно сформулировать следующим образом:

1) при адаптации моделей по пластовому давлению приоритет отдавался глубинным замерам, так как накопление жидкости на забое скважин вносит высокую погрешность в пересчет давлений от статического;

2) по результатам анализа источников поступления воды к забоям газоконденсатных скважин выявлены перетоки из неперфорированных пластов, соответствующая настройка поступления воды выполнена в гидродинамической модели;

3) при адаптации модели были уточнены продуктивные интервалы по результатам ПГИ, согласно которым происходит накопление конденсационной жидкости;