CC BY
98
УДК [622.245.5:622.279]:553.981 (470.46)
ББК 33.362.04:26.325.42(2Рос-4 Аст)
А. И. Масленников, Ж. В. Калашник
ИЗУЧЕНИЕ ФЛЮИДАЛЬНОЙ СИСТЕМЫ ЗАЛЕЖИ АСТРАХАНСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ЦЕЛЬЮ КОНТРОЛЯ ЗА ЕЕ РАЗРАБОТКОЙ
A. I. Maslennikov, Zh. V. Kalashnik
STUDY OF FLUID SYSTEM OF ASTRAKHAN GAS-CONDENSATE FIELD WITH THE PURPOSE OF ITS DEVELOPMENT CONTROL
Рассмотрены параметры контроля за разработкой месторождения. Описана методика технологического режима скважин. Приведен анализ изменения пластового давления за период эксплуатации залежи, который свидетельствует о том, что дренированием охвачена вся залежь. Показано, что одним из основных методов контроля за обводнением скважин Астраханского газоконденсатного месторождения является гидрохимический метод в совокупности с газодинамическими исследованиями.
Ключевые слова: разработка месторождения, пластовое давление, обводнение скважин, подошвенные воды.
Control parameters of the field development are considered. The method of the technological mode of mining holes is described. The analysis of change of stratum pressure for period of exploitation of bed is given; it testifies that draining is covering all the bed. It is shown that one of the basic methods of control of irrigation of mining holes of Astrakhan gas-condensate field is a hydro-chemical method in aggregate with gas-dynamic researches.
Key words: development of the field, stratum pressure, irrigation of mining holes, bottom waters.
Вопрос об изучении флюидальной системы залежи Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ) возник в процессе разработки месторождения и её опытнопромышленной эксплуатации.
Месторождение является уникальным как по запасам, так и по составу пластового газа: суммарное количество агрессивных компонентов - сероводорода и диоксида углерода -составляет до 50 %. Остальная его часть представлена смесью алканов с преобладанием метана.
Газоконденсатная залежь АГКМ оконтурена изогипсой минус 4 200 м, подстилается подошвенными водами. Тип залежи - пластово-массивный. Залежь приурочена к низкопоровым и слабопроницаемым известнякам среднебашкирского возраста со средней пористостью 9,24 %. Средняя газонасыщенность коллекторов составляет 80 %, их средняя эффективная толщина - 89 м.
Месторождение введено в эксплуатацию при начальном пластовом давлении 61,2 МПа и средней пластовой температуре 383 К. Анализ изменения пластового давления за период эксплуатации залежи свидетельствует о том, что дренированием охвачена вся введенная в разработку центральная часть залежи.
Характер распределения пластового давления свидетельствует об устойчивой газодинамической связи по площади, что позволяет рассматривать процесс разработки залежи в виде единой газодинамической системы. Средневзвешенное пластовое давление по залежи на 01.10.2009 г. составляет по объему разрабатываемого участка 51,0 МПа, по дренируемому объему - 49,0 МПа.
Система контроля, созданная сотрудниками АГКМ, в процессе разработки месторождения обеспечивает выдачу своевременной информации для оперативного установления оптимальных технологических режимов работы скважин и оптимизации воздействия на пласт. При этом контроль осуществляется за энергетической характеристикой залежи, составом добываемой пластовой смеси и его изменением в процессе разработки, компонентоотдачей и выработкой пласта, обводнением скважин и залежи, добывными возможностями скважин и режимом работы залежи.
Сложившаяся в настоящее время геохимическая картина обусловлена начальной дифференциацией основных компонентов пластовой смеси по площади и разрезу, неодновременным вводом в эксплуатацию скважин и возможным изменением концентраций отдельных компонентов при снижении пластового давления в процессе разработки месторождения. Анализ динамики концентраций компонентов не выявил значительного изменения состава добываемой продукции на данном этапе разработки. Это свидетельствует о стабилизации работы скважин и залежи на данный момент времени и о том, что давление в призабойных зонах скважин в основном на уровне и выше давления начала конденсации.
Ежеквартально устанавливается технологический режим работы скважин. Методика разработки технологического режима включает анализ результатов газодинамических и газоконденсатных исследований и проведение расчетов оптимальных дебитов, основанных на замере устьевых параметров. Полученные графики в координатах «устьевое давление - дебит газа сепарации» позволяют определить область оптимального режима работы скважины с учетом ограничений (по давлению начала конденсации, выносу жидкости с забоя скважин, по срыву пленки ингибитора, по наличию подошвенной воды в продукции скважин).
Контроль за режимом работы залежи осуществляется путем наблюдения за изменением положения газоводяного контакта (ГВК), обводненности продукции скважин, динамики пластового давления. Строится и анализируется зависимость приведенного пластового давления от накопленной добычи пластовой смеси.
С целью контроля за положением ГВК на месторождении выделен ряд наблюдательных скважин, в которых проводятся радиометрические и термометрические измерения, входящие в комплекс геофизических исследований скважин (ГИС). За период разработки месторождения с 1988 по 2009 г. результаты ГИС-контроля свидетельствуют о первоначальном положении ГВК. Общего подъема ГВК в ближайшие 5-10 лет при существующих темпах отбора не ожидается. Продвижения подошвенной воды следует ожидать в основном по трещиноватым, высокопроницаемым зонам.
Значение коэффициента начальной обводненности продукции скважин находилось в пределах 0,8-1,2 %. По мере отбора пластовой смеси, уменьшения давления влагонасыщенность пластовой смеси увеличивается, растет обводненность продукции. Так, в среднем по действующим скважинам в 1997 г. обводненность продукции составила 1,87 %, в 1998 г. - 2,21 %, в 1999 г. - 2,28 %.
Анализ темпа падения пластового давления в процессе разработки Оренбургского месторождения показывает, что отношение накопленной добычи газа к разности начального и текущего давлений в залежах с водонапорным режимом составляет 80,0-84,0 млрд/МПа, однако по АГКМ эта величина составляет 8,0 млрд/МПа, что подтверждает работу залежи при газовом режиме [1]. В целом неизменное первоначальное положение ГВК, низкое значение обводненности добываемой пластовой смеси свидетельствуют о реализации в залежи газового режима.
Одним из основных методов контроля за обводнением скважин АГКМ является гидрохимический метод в совокупности с газодинамическими исследованиями. В основе гидрохимического метода лежит изучение различия химического состава подошвенных и техногенноконденсационных вод, выносимых из скважины.
Техногенно-конденсационные воды АГКМ представляют собой сложную смесь вод, в состав которой входят:
— собственно конденсационная вода, находящаяся в пластовых условиях в парообразном состоянии;
— остаточная (порово-капиллярная) вода, присутствующая в порах газового коллектора;
— фильтрат бурового раствора;
— продукты реакции соляной кислоты с карбонатными породами в результате солянокислотных обработок.
Смешивание в различных пропорциях этих составных частей определяет разнообразие химического состава техногенно-конденсационных вод.
В начальный период эксплуатации в составе пластовой смеси выносились конденсационные воды, которые находятся в пластовых условиях в парообразном состоянии. После 2-х лет эксплуатации в продукции некоторых скважин установлено наличие различного количества подошвенной воды. Подошвенная вода в общем объеме добываемой попутной воды составляет 17 %.
Установлено наличие всех четырех генетических типов вод (по классификации В. А. Су-лина). В подавляющем большинстве случаев воды, выносимые скважинами, относятся к хлор-кальциевому типу: 55,4 % в 2008 г. и 64,4 % в 2009 г. Меньше вод неопределенного типа: 19,8 и 15,7 %, еще меньше - 15,8 и 11,03 % - вод гидрокарбонатно-натриевого типа. В единичных случаях встречаются воды сульфатно-натриевого и хлормагниевого типов: 4,57 и 2,76 % -в 2008 г. и 2,48 и 2,99 % - в 2009 г. соответственно.
Как подошвенные пластовые, так и собственно-конденсационные воды относятся к двум типам: большинство - к хлоркальциевому, меньшая часть - к гидрокарбонатно-натриевому. Техногенно-конденсационные воды принадлежат в основном к хлоркальциевому типу.
Признаками появления в продукции скважин подошвенной воды считаются повышенная минерализация выносимых вод - до 110 г/л, плотность до 1,06 г/см3 и высокое содержание в воде калий-иона - до 500,0 мг/л и выше.
Анализ промысловых исследований, выполненных на многих газовых и газоконденсатных месторождениях России, показал, что доля подошвенных вод в воде, выносимой из скважины, во времени обычно возрастает, а доля вод остаточных, останцовых и отжимаемых из глин уменьшается, т. е. между суммарным отбором газа и долей подошвенных вод существует прямая зависимость, а долей остаточных - обратная, что и подтверждается на скважинах АГКМ.
Критерием, по которому воду можно отнести к подошвенной, является близость ее физических свойств и химического состава свойствам и составу воды, полученной из скважины 623-Н, вскрывшей башкирские отложения на 112 м ниже ГВК, и ряда разведочных скважин. О составе вод, залегающих в интервале продуктивного пласта АГКМ, информация отсутствует.
Конденсационные и техногенно-конденсационные воды, по сравнению с подошвенными водами того же типа, характеризуются более низкими средними значениями почти всех компонентов, а также плотности и общей минерализации. И только концентрация ионов калия в собственно-конденсационных и техногенно-конденсационных водах гораздо более резко отличается от его содержания в подошвенных водах. Среднее содержание ионов калия в собственноконденсационных и техногенно-конденсационных водах в 50-100 раз ниже, чем в подошвенных. Таким образом, калий является наиболее контрастным компонентом, отличающим подошвенные воды от собственно-конденсационных.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Эксплуатация обводненных скважин Оренбургского газоконденсатного месторождения / В. Ф. Пе-репеличенко, В. З. Баишев, С. П. Перепеличенко, Ю. А. Дашков // Обзор инф. Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ВНИИЭгазпром, 1985. - № 10. - 56 с.
Статья поступила в редакцию 2.04.2012
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ
Масленников Александр Иванович - Астраханский государственный технический университет; канд. геол.-минер. наук, доцент; профессор кафедры «Геология нефти и газа»; [email protected].
Maslennikov Alexander Ivanovich - Astrakhan State Technical University; Candidate of Geological and Mineralogical Science, Assistant Professor; Professor of the Department "Geology of Oil and Gas"; [email protected].
Калашник Жанетта Владимировна - Астраханский государственный технический университет; канд. геол.-минер. наук, доцент; доцент кафедры «Геология нефти и газа»; [email protected].
Kalashnik Zhanetta Vladimirovna - Astrakhan State Technical University; Candidate of Geological and Mineralogical Science, Assistant Professor; Assistant Professor of the Department "Geology of Oil and Gas"; [email protected].
