ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ МЕЛКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИРОДНОГО ГАЗА УЗБЕКИСТАНА

АННОТАЦИЯ

В статье рассмотрены особенности разработки мелких месторождений природного газа Узбекистана. Исследованы результаты многолетний разработки газоконденсатных месторождений Мубарекской группы, т.к. Шимолий Мубарек, Каракум и Узуншор.

На основе выполненных исследований даны рекомендации по консервации залежи ГКМ Узуншор не дожидаясь полного обводнения скважин. восстановление пластового давления на ГКМ Узуншор может за короткий срок её простоя.

Для возобновления разработки ГКМ Узуншор потребуется восстановить в эксплуатации обводнившиеся скважины (по результатам ГИС). В случае отсутствия газонасыщенных интервалов рекомендуется зарезка вторых стволов в скважинах в направлении к центру площади газоносности.

ABSTRACT

The article discusses the features of the development of small natural gas fields in Uzbekistan. The results of long-term development of gas condensate fields of the Mubarek group, such as Shimoliy Mubarek, Karakum and Uzunshor, are studied.

Based on the studies, recommendations are given for the conservation of the Uzunshor gas condensate field without waiting for the wells to be completely flooded. The reservoir pressure at the Uzunshor gas condensate field can be restored in a short period of its downtime.

To resume the development of the Uzunshor gas condensate field, it will be necessary to restore the flooded wells (according to the results of well logging). In the absence of gas-saturated intervals, it is recommended to cut second wellbores in the wells in the direction of the center of the gas-bearing area.

Ключевые слова: месторождение, природный газ, пластовое давление, скважина, бурение, освоение, добыча.

Keywords: field, natural gas, reservoir pressure, well, drilling, development, production.

Введение

В процессе разработки газоконденсатных месторождений (ГКМ) имеют место осложнения, которые обуславливают отклонения от проектных показателей, в т.ч. газоотдачи. Одним из основных осложнений является вторжение пластовых вод в зону отбора газа, вызванное эксплуатацией скважин с высокими депрессиями на пласт. В результате этого в продукции скважин наблюдается повышенное содержание жидкости (конденсат, конденсационная и пластовая вода), которое прогрессирует, обуславливая их обводнение. Для выявления наличия пластовой воды в продукции скважин проводится гидрохимический анализ выносимой жидкости на её минерализацию.

Обводнение скважин происходит по технологическим и геологическим причинам.

К технологическим причинам относится увеличение депрессии на пласт на скважинах новых месторождений, с целью повышения их производительности для достижения планового отбора газа по добывающему предприятию, особенно в зимний период, когда наблюдается дефицит отбора газа на остальных месторождениях.

К геологическим причинам относятся: активность водоносного бассейна; геометрия продуктивный залежи: величина с запасов месторождения.

Согласно действующей классификации к крупным месторождениям относятся залежи с запасами газа 30 – 300 млрд.м³, к средним - 5 – 30 млрд.м³ и к – мелким менее 5 млрд.м³ [1]. Крупные и средние по запасом газа залежи имеют достаточную по величине площадь газоносности, минимизирующую вероятность и скорость внедрения в них пластовых вод. Наиболее подвержены обводнению небольшие залежи с запасам менее 10,0 млрд.м³, имеющие ограниченную площадь газоносности, с относительно небольшим расстоянием скважин до границы с водоносной областью. Залежи таких месторождений очень чувствительны к превышению депрессии на пласт, особенно в начальный стадии их разработки. Кроме того, обводнению скважин способствует наличие нескольких пропластков в разрезе газонасыщенной мощности месторождения, различающиеся коллекторскими свойствами. Большая часть этих пропластков литологически ограничена, в некоторых случаях их проницаемые коллекторы выходят за пределы газонасыщенной площади в область водоносной зоны пласта.

При дренировании вскрытых газонасыщенных интервалов, приток газа в скважину имеет место, прежде всего, из более проницаемых пропластков. Превышение допустимой проектной депрессии на пласт инициирует продвижение пластовых вод в зону отбора газа.

До тех пор, пока энергии пласта достаточно, вся жидкость выносится на поверхность с забоя. Со временем, с накоплением на забое столба жидкости, наблюдается снижение продуктивности скважины, вплоть до выхода её из эксплуатации из-за полного обводнения продукции.

Цель данной работы: выявить направления повышения эффективности разработки месторождений с мелкими запасами.

Объектом исследования являются месторождения Мубарекской группы с мелкими запасами. Предмет исследования состоит в системном анализе процесса подземной гидродинимики и технологии добычи, обеспечивающие эффективность разработки месторождений с мелкими запасами.

Для достижения цели необходимо решить следующие задачи:

1) обобщение опыта и анализа текущего состояния разработки небольших месторождений Мубарекской группы;

2) видать решение по увеличению эффективности извлечение запасов углеводородов. 

Материалы и методы исследования

Для предметного изучения рассматриваемого аспекта, исследуем результаты многолетний разработки месторождений Мубарекской группы.

Результаты и обсуждения

Газоконденсатное месторождение (ГКМ) Шимолий Мубарек введено в разработку в 1968 г. по XVIII горизонту с начальным пластовым давлением 235,0 кгс/см², средним дебитом 460 тыс.м³/сутки, действующим фондом из 10 скважин [1]. Максимальный отбор газа отмечен в 1971 г. темп отбора составляет 13,0 % при начальных балансовых запасах.

До 1973 г. годовой отбор газа превышал от проектные показатели за счёт высоких дебитов скважин – до 353 тыс.м³/сутки при 251 тыс.м³/сутки по проекту. Эти дебиты достигались повышением депрессии до 15,1 кгс/см², при проектной – 10,6 кгс/см². С 1974 г намечается отставание от проектных отборов газа, по причине снижения среднего дебита и выбытия из эксплуатации скважин из-за их полного обводнения. К концу завершения первого этапа разработки залежь эксплуатировали три скважины при 7 скважинах по проекту. Разработка XVIII горизонта приостановлена в 1985 г. при пластовом давлении – 9,0 кгс/см², дебите скважин – 2,0 тыс.м³/сутки, рабочем давлении на устье – 6,6 кгс/см² и коэффициенте газоотдачи (КИГ) – 0,802.

Залежь XVIII горизонта ГКМ Шимолий Мубарек находилась в консервации с 1986 г. по 2018 г. В течении этого периода простоя, в залежи происходила естественная стабилизация пластового давления за счёт притока краевых пластовых вод из водоносной области в газовую залежь. К концу периода простоя пластовое давление восстановилось до 159,2 кгс/см³.

Заново добыча газа началась в 2019 г. при рабочем устьевом давлении – 101,0 кгс/см², и среднем дебите скважин – 78,4 тыс.м²/сутки. Для возобновления добыча газа на месторождении пробурены восемь (скв. 50, 51, 52, 53, 54, 55, 56, 57) и восстановлены две скважины (скв. 26, 35 из обводившегося фонда).

В течение 2021 г. из-за обводнения из эксплуатации выбыли 7 скважин (скв. 26, 35, 51, 52, 53, 54, 55). Это выбытие обусловлено высокой текущей выработанностью залежи XVIII горизонта (КИГ=0,82) и некорректно установленными параметрами технологического режима работы скважин – без учета высокой остаточной водонасыщенности пласта после его предыдущего этапа разработки (1968-1985 гг.). Не смотря это, на 01.01.2025 г. из объекта за время возобновления КИГ вырос на 2,9 % по отношению к его величине сложившейся к началу простоя (на 01.01.1986 г.).

В настоящее время залежь XVIII горизонта ГКМ Шимолий Мубарек периодически эксплуатируют три скважины (скв. 50, 56, 57).

Газоконденсатное месторождение Каракум введено в разработку по XV горизонту в 1975 г. фондом из 8 скважин при 11 скважинах по проекту [2]. В начале разработки осуществлялся форсированный отбор газа для полной загрузки сырьевым газом установленных мощностей Мубарекского ГПЗ. Максимальный отбор газа достигнут в 1977 г., и составил 15,3 % от утвержденных запасов объекта. В связи с такими темпами отбора газа все действующие скважины обводнились по причине активного вторжения пластовых вод в зону отбора газа.

Залежь XV горизонта перестала разрабатываться в 1981 году с консервацией её запасов при пластовом давлении 137,0 кгс/см² и коэффициенте газоотдачи – 0,593. За период консервации (1981 – 1998 гг.) наблюдался рост пластового давления в залежи до 169,0 кгс/см², в результате стабилизации глубокой депрессионной воронки, образовавшейся в зоне отбора газа за в период разработки.

Залежь XV горизонта ГКМ Каракум вновь начала разрабатываться в 1998 г. с восстановлением в эксплуатации пяти скважин (скв. 11, 12, 17, 21, 22), из них две проработали до 2010 г. до их полного обводнения. Разработка объекта на последнем этапе осуществлялась без наличия проектного документа. На данном этапе коэффициент извлечения газа (КИГ) с начала разработки составляет 0,787, что свидетельствует о росте газоотдачи на последнем этапе на 19,4 %.Анализ материалов многолетней разработки двух небольших по запасам газоконденсатных залежей XVIII горизонта ГКМ Шимолий Мубарек и XV горизонта ГКМ Каракум показывает, что возобновление их разработки после длительной консервации позволило дополнительно 2,9% от его балансовых запасов добыть природного газа по первому объекту (XVIII горизонт) и 19,4 % от его запасов – по второму объекту (XV горизонт). При этом были достигнуты КИГ=0,831 по XVIII горизонту и КИГ=0,787 – по XV горизонту.

В настоящее время по большинству мелких по запасам (менее 5,0 млрд.м³) газа месторождений АО «Узбекнефтегаз» форсированной отбор газа обуславливает внедрение пластовых вод в зону отбора газа. Это наглядно демонстрируется графиком зависимости снижения приведенного пластового давления от отбора газа по месторождению Узуншор [3]. В 01.07.2023 г. пластовое давление составляет 121,4 кгс/см², которое снижается к 01.10.2023 г. до 104,4 кгс/см², а к 01.01.2025 г. – до 36,8 кгс/см². При продолжении наметившейся тенденции в разработке, следует ожидать скорую остановку разработки ГКМ Узуншор из-за полного обводнения газодобывающих скважин.

Заключение

На основании выполненных выше исследований можно рекомендовать консервацию залежи ГКМ Узуншор, не дожидаясь полного обводнения скважин.

В виду незначительности залежи ГКМ Узуншор, восстановление в ней пластового давления может случиться за короткий срок её простоя.

Для возобновления разработки ГКМ Узуншор потребуется восстановить в эксплуатации обводнившиеся скважины (по результатам ГИС) [4]. В случае отсутствия газонасыщенных интервалов рекомендуется зарезка вторых стволов в скважинах в направлении к центру площади газоносности с отклонением 150 м от вертикального ствола [5].

Список литературы:

1. Беков Б.Х. Дообустройство месторождения Северный Мубарек с расширением системы сбора, подготовки и транпорта газа. РП. Проект доразработки. Отчет АО «O’ZLITINEFTGAZ», Ташкент 2021г.
2. Ахметчанов Н.Н. Проект доразработки газоконденсатного месторождения Каракум. Отчет о НИР АО «O’ZLITINEFTGAZ», Ташкент 2023г.
3. Шевцов В.М. обустройство месторождения Узуншор. РП. Проект разработки газоконденсатного месторождения Узуншор. Отчет АО «O’ZLITINEFTGAZ», Ташкент 2021г.
4. Нормативный документ «Методические указания по ведению геологоразведочных работ на этапах и стадиях поисков и разведки месторождений нефти и газа» NGH 39.0 – 224:2020. Ташкент, 2020 г., 39 с.
5. Нормативный документ «Методика выбора газовых и нефтяных скважин для высокотехнологического ремонта с применением зарезки бакового ствола (ЗБС)» Ts – 174884460-073:2022. Ташкент, 2022 г., 28 с.