УТОЧНЕНИЕ ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ МНОГОКОМПОНЕНТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЮЖНЫЙ КЕМАЧИ

АННОТАЦИЯ

В статье рассмотрена эффективность системы совместной разработки нефтяной и газовой частей многокомпонентной месторождение углеводородов Южный Кемачи с тонкой нефтяной оторочкой. Система совместной разработки обусловила существенное увеличение темпов добычи нефти из оторочки, в тоже время сопровождалась заметным увеличением газового фактора в продукции добывающих скважин и, соответственно, переводом их в фонд чисто газодобывающих. В этих условиях, за истекший период разработки из месторождения Южный Кемачи было отобрано 5,6% геологических запасов нефти и 75,0% балансовых запасов газа, что значительно повысило экономическую эффективность добычи его углеводородов.  Анализ разработки месторождения Южный Кемачи указывает на необходимость строго следовать указанием нормативного документа о геолого-гидродинамическом контроле за разработкой месторождений углеводородов. Выполненные исследования по оценке дренируемых запасов газа показали, что его остаточные запасы позволяют обоснованно прогнозировать добычу газа на ближайшую перспективу (до 2035 г.) в объеме с конечной газоотдачей (КИГ) 0,889, что на 13,7 % выше текущего КИГ (0,750).

ABSTRACT

The article considers the efficiency of the system of joint development of oil and gas parts of the multicomponent hydrocarbon field South Kemachi with a thin oil rim. The system of joint development caused a significant increase in the rate of oil production from the rim, at the same time accompanied by a noticeable increase in the gas factor in the production of producing wells and, accordingly, their transfer to the fund of purely gas producing. Under these conditions, over the past period of development, 5.6% of geological oil reserves and 75.0% of balance gas reserves were selected from the South Kemachi field, which significantly increased the economic efficiency of its hydrocarbon production. Analysis of the development of the South Kemachi field indicates the need to strictly follow the instructions of the regulatory document on geological and hydrodynamic control over the development of hydrocarbon fields. The studies conducted to assess the drained gas reserves showed that its remaining reserves allow for a reasonable forecast of gas production in the near future (up to 2035) in a volume with an ultimate gas recovery (EGR) of 0.889, which is 13.7% higher than the current EGR (0.750).

Ключевые слова: многокомпонентное месторождение, природный газ, скважина, дренируемые запасы, пластовое давление, отбор газа, оценка запасов, метод материального баланса

Keywords: multi-component field, natural gas, well, drained reserves, reservoir pressure, gas extraction, reserve assessment, material balance method

Многокомпонентное месторождение Южный Кемачи, приуроченное к верхнеюрским карбонатным отложениям, открыто в 1979 г. с промышленными запасами нефти, газа и конденсата [1]. Месторождение было введено в эксплуатацию в 1980 г. с целью добычи нефти из оторочки, подстилающей газовую залежь. Из-за небольшой толщины оторочки -10м в среднем по месторождению [1], производительность нефтедобывающих скважин существенно ограничивалась водопроявлениями и прорывом свободного газа из газовой залежи, что обуславливало низкие темпы отбора нефти [2]. В этой связи были выполнены исследования [3], согласно которым предложена система совместной разработки нефтяной и газовой частей месторождения, реализуемая с 2004 г. скважинами перфорированными в приконтактной зоне или только нефтяной оторочки - в отдельных скважинах.

Система совместной разработки обусловила существенное увеличение темпов добычи нефти из оторочки, в тоже время сопровождалась заметным увеличением газового фактора в продукции добывающих скважин и, соответственно, переводом их в фонд чисто газодобывающих. В этих условиях, за истекший период разработки из месторождения Южный Кемачи было отобрано 5,6% геологических запасов нефти и 75,0% балансовых запасов газа, что значительно повысило экономическую эффективность добычи его углеводородов [2].

С целью выработки стратегии дальнейшей добычи углеводородов, в работе [2] были выполнены исследования по анализу разработки месторождения Южный Кемачи.

В задачи анализа разработки месторождений углеводородов входит уточнение их запасов, которое выполняется по материалам эксплуатации скважин [4]. При этом широко используется метод материального баланса, в соответствии с которым осуществляется оценка дренируемых запасов газа согласно зависимости динамики пластового давления в залежи от динамики отбора из неё газа [5]. Обязательным, в этом случае, является синхронность времени замера пластовых давлений и отбора газа из залежи.

Использование метода материального баланса для оценки дренируемых запасов не требует знания площади газоносности, пористости, газонасыщенности, газоносной толщины и других параметров залежи, как в случае подсчета запасов объемным методом [6]. В неявном виде при оценке запасов газа методом материального баланса также участвуют фильтрационные параметры залежи. Однако получаемая информация не позволяет определить степень участия отдельных газонасыщенных пропластков в дренаже залежи и остается неизвестным, какой из них и насколько истощен к данному моменту времени [5].

Вследствие внутрипластовых и внутризонных перетоков, зависимость приведенного пластового давления (P/Z) от суммарного отбора газа (∑Q_от.) может отклоняться в ту или иную сторону изменяя, при этом, оцениваемый объем дренируемых запасов газа залежи в целом. Таким образом, использование объёмного метода подсчета запасов газа, позволяет установить только их отклонение от величины оценки дренируемых запасов.

Из-за низких темпов отбора нефти до 2004 года, когда осуществлялась эксплуатация только нефтяной оторочки месторождения Южный Кемачи, изменение пластового давления в газовой залежи не отмечено [2]. С началом совместной разработки нефтяной и газовой частей месторождения в 2004 г., наблюдается заметное снижение пластового давления в его газовой части, обусловленное, в основном, высокими темпами (до 5,8% в 2013 г., таблица 1) отборов свободного газа.

Поскольку за истекший период разработки из месторождения Южный Кемачи было отобрано только 5,6 % его геологических запасов нефти, что существенно не сказалось на динамике и величине пластового давления в газовой части залежи, то согласно методическим указаниям работы [5], для оценки дренируемых запасов свободного газа рассматриваемого месторождения допускается использовать метод материального баланса.

С целью оценки дренируемых запасов была собрана информация о динамике отбора газа и связанного с этим снижения давления в газовой части залежи месторождения Южный Кемачи представленная в таблице 1. При этом пластовое давление на начало разработки принято 248,0 кгс/см2, согласно работе по подсчету запасов [1]. Данные по давлению в процессе разработки месторождения получены посредством карт изобар, построенных на базе результатов определения пластового давления в его газодобывающих скважинах [2].

Таблица 1.

Динамика пластового давления и отбора свободного газа из месторождения Южный Кемачи

По данным таблицы 1 построен график зависимости приведенного пластового давления от суммарного отбора газа из газовой части месторождения Южный Кемачи, представленный на рисунке 1. Согласно этому графику дренируемые запасы газа месторождения оцениваются в объеме 71,426 млрд м³, при их аналитической оценке 69,792 млрд м³ (таблица 1). На балансе рассматриваемого месторождения, по состоянию на 01.01.2023 г. числятся начальные запасы газа в объеме 79,218 млрд м³.

Разница дренируемых и балансовых запасов газа обусловлена недостаточной представительностью данных о пластовом давлении за период разработки месторождения Южный Кемачи [2]. В этой связи рекомендуется соблюдать требования по контролю за разработкой месторождения Южный Кемачи согласно указаниям нормативного документа [7].

Результаты выполненных исследований по анализу разработки месторождения Южный Кемачи, включающие оценку дренируемых запасов газа, показывают, что его остаточные запасы в объеме 15777,1 млрд. м³ позволяют обоснованно прогнозировать добычу газа на ближайшую перспективу (до 2035 г.) в объеме 11960,1 млн. м³ [2] или с конечной газоотдачей (КИГ) 0,889, которая на 13,7 % выше текушего КИГ (0,750). Наряду с этим, прогнозируемая более глубокая выработка остаточных запасов газа обуславливает повышение экономиической эффективности добычи углеводородов месторождения Южный Кемачи.

Выводы

1. Результатами разработки многокомпонентного месторождения углеводородов с тонкой нефтяной оторочкой указывает на низкую рентабельность опережающей добычи нефти с консервацией его газовой части.
2. Одновременная добыча газа и нефти многокомпонентных месторождений посредством реализации системны совместной разработки их нефтяной и газовой частей, позволяет существенно повысить экономическую эффективность извлечения их запасов углеводородов.

Рисунок 1. График зависимости приведенного пластового давления (P/Z) от суммарного отбора газа (∑Q_от) по НГКМ Южный Кемачи