CC BY
59
------------------------------ © В.Н. Васюков, И.В. Рощина,
А.В. Зайцев, А.Н. Сторонский, 2009
УДК 550.8.05
В.Н. Васюков, И.В. Рощина, А.В. Зайцев,
А.Н. Сторонский
ВЛИЯНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ СТРУКТУРЫ
НА РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ДЕБИТОВ МЕТАНОУГОЛЬНЫХ
СКВАЖИН
Статья посвящена исследованию влияния геологической структуры на распределение продуктивных показателей скважин добывающих метан из угольных пластов северо-западного крыла Талдинской площади Кузнецкого бассейна. В результате расчетов получено распределение накопленных отборов по исследуемой площади, диапазоны возможных изменений дебитов скважин по газу и воде. Исследовано влияние скорости ввода скважин в эксплуатацию на накопленную добычу газа.Результаты представляют научный и практический интерес для экономической оценки эффективности проекта добычи газа из угольных пластов, выбора оборудования необходимого для обустройства скважин и обоснования технологической схемы ввода добывающих скважин. Ключевые слова: метаноугольные скважины, метаносность, газонасыщен-ность.
Для оптимального выбора мест заложения скважин, добывающих метан из угольных пластов, для экономической оптимизации расходов на добычу метана важно создание геологотехнологической модели месторождения как теоретической основы для выбора оптимальной схемы разработки месторождения. Геоло-го-технологическая модель интегрирует в себе наиболее полную информацию о геологической структуре, о физических свойствах угольных пластов и вмещающих породах и о механизмах и физических процессах протекающих при добыче метана из угольных пластов.
Результирующее распределение продуктивных показателей добывающих скважин зависит как от распределений физических свойств, так и от особенностей геологической структуры. Целью данной работы является изучение влияния геологической структуры на продуктивные показатели скважин, добывающих метан из
угольных пластов. Исследование проведено на примере северозападного участка Талдинской площади Кузнецкого бассейна. В результате проведенного исследования
Таблица 1_____________________________________________________________
Размерность се- Количество Размер яче- Размер яче- Размер яче-
точной области ячеек, шт ек по оси Х, ек по оси У, ек по оси Z,
м м м
174x134x19 443004/26009 100-162 100-143 0,12-331
получены карты распределения дебитов скважин, добывающих метан из угольных пластов, которые отражают проявления основных механизмов влияния геологической структуры.
В настоящее время моделирование становится мощным инструментом для планирования и управления разработкой месторождений. В данной работе проведены исследования влияния геологической структуры на распределение дебитов метаноугольных скважин на примере геолого-технологической модели северозападного крыла Талдинской площади. Моделирование было проведено с помощью современных сертифицированных программных продуктов, предназначенных для геологического и гидродинамического моделирования - Irap RMS и Tempest MORE компании Roxar.
С 2000 года и по настоящее время силами сотрудников ОАО «Г азпром промгаз» и ЗАО «Лорес» проведен сбор, обработка и пе-реинтерпретация геологических материалов, построены карты выходов угольных пластов под наносы масштаба 1:10000 с комплектом опорных профилей соответствующей детальности. На исследуемой территории проанализированы 28 разведочных профилей, которые состоят из 388 разведочных скважин. Направление и частота опорных профилей позволяют построить структурные поверхности перспективных на добычу метана из угольных пластов. Структурная карта кровли пласта 60-59 приведена на рис. 1, на рис. 2 представлена схема сеточной аппроксимации северо-западного крыла Талдинской площади. Характеристика сетки модели приведена ниже в табл. 1.
В структурном плане наблюдается вздымание границ в северозападном направлении, на фоне общего падения пород в юговосточном направлении установлена складка субширотного простирания. В морфологическом отношении эту ситуацию можно классифицировать как «структурный нос» [1]. В качестве исходных
данных по коллекторским свойствам угольных пластов и вмещающих пород использованы данные лабораторных исследований, результаты геофизического каротажа и данные
Рис. 2. Схема сеточной аппроксимации северо-западного крыла Талдинской площади
/Л
\У» - . ✓А /\
1г4 / \ {X 1 ! /Л
■ г /ЇУУ, - 7$.п ІА 1 / / \
" ~ <11 У х...
Рис. 3. Карта начальной метаносности пласта 60-59, м3/сут
гидродинамических исследований. На продуктивные характеристики метаноугольных скважин влияют многие параметры [2]. Одним из наиболее важных характеристик является распределение начальной метаносности. Один из механизмов этого распределения связан с зависимостью метаносности угольных пластов от глубины залегания угольных пластов [1, 3]. На рис. 3 приведена карта начальной метаносности пласта 60-59.
На северо-западном крыле Талдинской площади эксплуатируется экспериментальная скважина УМ-1.1 с 1.06.2006 и скважина УМ-1.2 с 13.08.2004. Используя информацию по работе скважин, такую как дебит газа и воды, замеры забойного давления, замеры динамического уровня жидкости была проведена адаптации гидродинамической модели. Затем эта модель была использована для исследований.
На расстоянии 300 метров друг от друга было размещено 118 скважин и две экспериментальные скважины (УМ-1.1 и УМ-1.2). Направление разбуривания на рис.5 показано стрелкой. Скважины работают со следующими технологическими ограничениями:
Рис. 4. Схема размещения скважин по варианту 1
- скважины вскрывают угольные пласты с 60 по 51;
- ввод скважин начинается с 1.01.2010 года, по 4 скважины в месяц;
- минимальное забойное давление по новым скважинам 0,15 МПа;
- коэффициент эксплуатации по новым скважинам 0,93;
- SKIN фактор по всем вводимым скважинам -0,6;
- дата окончания расчета 2030 год.
Стрелкой указано направление разбуривания.
Результаты расчетов приводятся на рисунке 5. На 1.01.2030 год накопленная добыча газа 2.018 млрд. м3, воды - 1,9 тыс. м3, пиковый суммарный дебит газа - 620 тыс. м3/сут, воды - 800 м3/сут. На рис. 6 приведена карта распространения накопленной добычи газа по площади на 2030 год.
Анализ статистического распределения скважин по продуктивности показывает, что порядка 63 скважин (из 118) имеют накопленную добычу не более 13 млн. м3, их пиковый дебит не превышает 3 тыс. м3/сут (см. рис. 7).
Если наложить карту накопленных отборов на карту начальной метаносности, то видно, что расположение низкодебитных скважин приурочено к зонам низкой начальной метаносности.
Время, год
суммарный дебит газа -Л- накопленная добыча газа
Рис. 5. Изменение во времени суммарного дебита и накопленной добычи газа
Рис. 6. Карта распределения накопленной добычи газа, млн.м3
Дебит скважин пиковые значения
Рис. 7. Статистическое распределение пиковых значений дебита газа по скважинам
Рис. 8. Схема расположения скважин в варианте 2
2004 2006 2008 2010 2012 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029
Время, год
-□—добыча газа по варианту 1 -Д-добыча газа по варианту 2
Рис. 9. Изменение во времени накопленной добычи газа по вариантам 1 и 2
Наличие достаточно высокой неоднородности распределения скважин по продуктивности позволяет выделить область повышенной продуктивности и начать добычу метана с этой области. Был рассмотрен вариант 2, в котором планировалась эксплуатация только скважин области с высокой продуктивностью при неизменности всех остальных ограничений. Схема расположения скважин в варианте 2 приводится на рис 8.
На рис. 9 приводится сравнение накопленной добычи газа по вариантам 1 и 2. Сравнение результатов позволяет отметить следующее:
- увеличение фонда скважин способствует увеличению добычи газа, это достаточно прогнозируемый результат;
- в первом варианте на низкодебитные скважины приходится порядка 0,58 млрд. м3 накопленной добычи, а на высокодебитные 1,438 млрд. м3. Во втором варианте накопленная добыча получилась равной - 1,62 млрд. м3. То есть при сокращении фонда скважин на 63 скважины мы получили с одной стороны снижение накопленной добычи всего лишь на 20 %, а
Время, год
-Л-дебит газа по варианту 1 дебит газа по варианту 2
Рис. 10. Сравнение изменения во времени дебитов газа по скважине 14-1 по вариантам 1 и 2
с другой стороны 57 скважинами в варианте 2 получено на 11 % больше накопленной добычи газа по сравнению с теми же 57 скважинами в первом варианте. Это явилось результатом более медленного снижения дебита газа во времени. Если проанализировать графики изменения дебита газа во времени по скважинам, видно, что величины пиковых дебитов и конечных дебитов отличаются не сильно, а наибольшие различия приходятся на период приблизительно 10 лет после начала эксплуатации скважин (см. график 5 и 6).
В работе было проведено исследование влияния скорости раз-буривания на значения накопленной добычу. Были рассмотрены дополнительно два варианта отличающиеся графиком ввода скважин при неизменности всех остальных ограничений (варианты 3 и 4 в табл. 2).
Таблица 2__________________________________________________________
Количество скважин в год
Вариант 1 48 48 22
Вариант 2 48 9
Вариант 3 20 12 8 3 3 3 3
Вариант 4 15 10 5 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1
Таблица 3
Вариант Показатели разработки
Накопленная добыча воды, тыс.м3 Накопленная добыча газа, млд.м3 Фонд скважин
1 1912 2,018 120
2 712 1,62 57
3 690 1,518 57
4 661 1,356 57
2004 2006 2008 2010 2012 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029
Время, год
НИН добыча газа по варианту 2 добыча газа по варианту 3 добыча газа по варианту 4
Рис. 11. Изменение во времени накопленной добычи газа по вариантам 2 - 4
Результаты расчетов приводятся в табл. 3 и на рис. 11.
Анализ данных позволяет сделать вывод, что динамичный ввод скважин позволяет увеличить накопленную добычу на 16 % (результаты сравнения накопленной добычи по вариантам 2 и 4). Причинами разницы накопленной добычи по вариантам 2-4 являются:
- различия по значениям пиковых дебитов см рис. 12;
- различие срока ввода скважины и, следовательно, периода эксплуатации скважины показано на рис. 13.
Динамика ввода скважин влияет на распределение свободного газа в системе трещин, на рис. 14 показано движения
Время, год
дебит газа по варианту 2 дебит газа по варианту 3 дебит газа по варианту 4
Рис. 12. Сравнение изменения во времени дебитов газа по скважине 5-2 по вариантам 2 - 4
Время, год
НИН дебит по газу вариант 2 дебит по газу вариант 3 -о— дебит по газу вариант 4
Рис. 13. Сравнение изменения во времени дебитов газа по скважине 11-4 по вариантам 2-4
1.01.2011
Г азонасыщенность
0 0.50 1.00
Рис. 14. Поля газонасыщенности на разные даты
фронта газа на соответствующие даты. Видим, как под действием гравитационных сил постепенно идет заполнение положительных структур модели свободным газом. Эти структуры становятся ловушками газа.
Следует отметить, что распределение газонасыщенности слабо связано с распределением начальной метаносности (см рис. 3).
