автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Оптимизация освоения газоконденсатонефтяных месторождений в условиях рыночной экономики

На правах рукописи УДК 622.276.1/.4:339.1

БУГРИЙ ОКСАНА ЕВСТАХИЕВНА

ОПТИМИЗАЦИЯ ОСВОЕНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТОНЕФТЯНЫХ МЕСТРОЖДЕНИЙ В УСЛОВИЯХ РЫНОЧНОЙ ЭКОНОМИКИ

Специальность 05.15.06. - Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 1998

Работа выполнена в Тюменском Государственном Нефтегазовом Университете и ВНИИгазе

Научный руководитель

Официальные оппоненты

-доктор технических наук, профессор, заслуженный деятель науки РФ Тер-Саркисов P.M.

-доктор технических наук, профессор Бузинов С.Н. -кандидат технических наук, Жиденко Г.Г.

Ведущее предприятие АО "ЗапСибгазпром"

ъО ~ О /<г 'Т--0

Защита диссертации состоится Ч^б • 199^ г. вЛ,"* часов на заседании диссертационного совета Д 070.01.01 по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора наук при Всероссийском научно-исследовательском институте природных газов и газовых технологий (ВНИИгаз) по адресу: 142717 Московская область, Ленинский район, пос. Развилка, ВНИИгаз.

С диссертацией можно ознакомится в библиотеке ВНИИгаза

О Р

Автореферат разослан 'Ь-6^ ЬУ/'УГ^ . 199 0 г.

Ученый секретарь Диссертационного Совета, д.г.-м.н

Н.Н. Соловьев

Общая характеристика работы

Актуальность работы

Газоконденсатонефтяные месторождения (ГКНМ) оказывают все большее влияние на объем и структуру добычи углеводородов (УВ) на севере Тюменской области. С 1988 г. в эксплуатации находятся газоконденсатонефтяные (ГКН) залежи Уренгойского месторождения. С 2000 г. планируется освоение неокомских залежей Ен-Яхинского, Заполярного, Северо-Уренгойского и Песцового месторождений. При этом стратегия и технология освоения таких залежей должны определять эффективность извлечения жидких УВ, а также экономическую целесообразность разработки рассматриваемых месторождений.

ГКН залежи региона характеризуются целой гаммой особенностей, отличающих их от других типов скоплений УВ, и обуславливающих необходимость новых подходов к их освоению. Главными из них являются: значительные запасы газа и конденсата при, как правило, меньших запасах иефти, содержащихся в сложно-построенных тонких нефтяных оторочках с большой площадью; низкая продуктивность нефтяных скважин.

Для месторождений этого типа при выборе технологической и экономической стратегии освоения, одним из главных является вопрос определения очередности выработки нефтяной и газоконденсатной частей залежи. Эта проблема особенно актуальна в условиях рыночной экономики при изучении возможности привлечения в начальный период инвестиций, необходимых для освоения месторождения.

В связи с этим ключевой становится задача разработки новых подходов и способов освоения ГКНМ на основе сбалансированной системы извлечения УВ, обеспечивающих максимально рентабельные коэффициенты их извлечения и привлечение инвестиций в добычу продукции.

Цель работы

На основе анализа фактических результатов освоения нефтяных оторочек Уренгойского месторождения и экономико-математического эксперимента по исследованию эффективности различных технологий извлечения УВ из ГКН залежей разработать оптимальные подходы и способы их освоения, при которых инвестиционные проекты освоения будут рентабельны в условиях рыночной экономики.

Основные задачи исследований

1. Изучение геотехнологических особенностей строения неокомских ГКН залежей севера Тюменской области и построения на его основе имитационных моделей для исследования эффективности различных систем разработки.

2. Анализ результатов опытно-промышленной эксплуатации нефтяных оторочек Уренгойского месторождения.

3. Компьютерное исследование зависимости эффективности извлечения У В из недр от отдельных элементов используемой системы разработки: сеток добывающих и нагнетательных скважин; способов разработки с различными системами поддержания пластового давления; систем горизонтальных скважин и других элементов.

4. Экономический анализ эффективности инвестиций при различных подходах к освоению и использованию различных систем разработки.

5. Разработка рекомендаций по повышению рентабельности освоения конкретных объектов ГТСНМ Севера Тюменской области.

Методы решения поставленных задач

При изучении фактических данных и результатов компьютерных исследований использовалась методология современного системного и экономического анализа эффективности инвестиционных проектов.

При компьютерном исследовании эффективности различных систем разработки использовались современные пакеты компьютерных программ для имитации многокомпонентной многофазной многомерной фильтрации углеводородных смесей.

Научная новизна работы

Научная новизна работы состоит в получении новых геотехнологических и технико-экономических знаний об эффективности различных способов освоения ГКН залежей на основе компьютерного исследования большого класса задач и опыта эксплуатации нефтяных оторочек Уренгойского месторождения.

Эти знания формализованы в виде:

1. Методологии построения имитациониых геолого-промысловых моделей эталонных участков ГКН залежей для компьютерных исследований.

2. Методологии выбора структуры системы разработки, включая: набор способов разработки; систем размещения скважин и их конструкции (горизонтальные скважины); очередность ввода в разработку различных частей, темпов разработки и др.

3. Теоретической зависимости коэффициентов извлечения У В от париантов систем разработки.

4. Методологии экономического анализа эффективности инвестиций в различные системы разработки.

Основные защищаемые положения

1. Методология компьютерного анализа эффективности различных систем разработки ГКН залежей, включая построение имитационных моделей и структуры системы разработки.

2. Разработка критериев выбора эффективных систем размещения вертикальных и горизонтальных скважин на нефтяных оторочках.

3. Обоснование экономических критериев выбора стратегии разработки ГКНМ в условиях рыночной экономики.

Практическая значимость работы

1. Установлены причины низкой эффективности освоения нефтяных оторочек ГКН неокомских залежей Уренгойского месторождения, и недостатки в методологии проектирования их разработки, обусловившие нерентабельность добычи нефти на месторождении.

2. Разработаны конкретные геотехнологические и экономические рекомендации по повышению рентабельности комплексного освоения ГКН залежей севера Тюменской области в рыночных условиях.

Реализация и апробация работы

Основные положения работы докладывались на международной конференции, посвященной 30- летию Тюменского Индустриального Института (Тюмень, 1996 г.) и реализованы в проектах разработки и инвестиционных проектах Северо-Уренгойского и Песцового месторождений, выполненных в институте ТюменНИИГипрогаз.

Публикации

Основные положения диссертационной работы опубликованы в четырех статьях.

Объем и структура работы

Диссертация состоит из "Введения", 4 глав и "Заключения", изложенных на 168 страницах и библиографии из 95 наименований.

Диссертация выполнена во ВНИИгазе и Тюменском Государственном Нефтегазовом Университете. Автор признателен и благодарен своему научному руководителю, д.т.н., проф. Р.М.Тер-Саркисову, а также чл.-кор. РАН А.И.Гриценко, д.т.н. проф. Г.А.Зотову, к.т.н. Н.Г. Степанову, к.т.н. Н.А.Туренкову, к.т.н. С.М.Лютомскому д.т.н. проф. А.П.Телкову и Ю.Ф.Юшкову за помощь в проведении исследований и подготовке работы.

Содержание работы

Во Введении раскрываются: цель работы, основные задачи и методы их решения, научная новизна и практическая значимость работы, а также основные защищаемые положения.

Отмечается, что неокомские ГКН залежи севера Тюменской области характеризуются повьтшетшым содержанием в пластовом газе углеводородного конденсата (до 300 г и более в одном кубическом метре) и наличием нефти в тонкослойных нефтяных оторочках (залежах). При этом промышленные запасы конденсата преобладают над промышленными запасами нефти и являются самостоятельной крупной базой добычи жидких углеводородов.

Наиболее крупные ГКН залежи приурочены к Уренгойскому месторождению. Отмеченные залежи присутствуют также в разрезах Ен-Яхинского, Северо-Уренгойского, Заполярного, Песцового и других месторождений.

Известно, что проблема разработки таких месторождеттий относится сегодня к наиболее сложным и наименее исследованным, особенно с учетом современных экономических условий. Основная концепция рациональной эксплуатации ГКНМ формировалась в последние годы в работах ведущих ученых и специалистов, в том числе: М.'Г.Абасова, И.Д.Амелина, Л.В.Афанасьевой, К.С.Басниева, Ю.Е.Батурина, Ю.И.Боксермана,

A.И.Брусиловского, С.Н.Бузинова, А.И.Гриценко, А.Г.Дурмишьяна, С.Н.Закирова, Г.А.Зотова, Л.Д.Зиновьевой, Ю.В.Желтова, Ю.П.Коротаева,

B.Н.Мартоса, А.Х.Мирзаджанзаде, Е.М.Нанивского, М.Б.Панфилова, М.Д.Розенберга, Н.Г.Степанова, А.П.Телкова, Р.М.Тер-Саркисова, И.А.Чарного, В.Н.Щелкачева, П.Т.Шмыгли, и других.

Вместе с этим практика проектирования и освоения таких объектов на нсокомских залежах месторождений севера Тюменской области выявила

целый ряд новых нерешенных проблем, включая геотехнологические, экологические, инвестиционные.

Глава I состоит из трех параграфов. В первом рассматривается геолого-промысловая характеристика Уренгойского, Северо-Уренгойского и Песцового месторождений, во втором - газоконденсатная характеристика неокомских залежей, в третьем - анализируется продуктивная характеристика неокомских залежей.

Наиболее крупные ГКН залежи выявлены на Уренгойском, Ен-Яхинском, Северо-Уренгойском, Заполярном и Песцовом месторождениях.

Значительный вклад в изучение их геологического строения внесли Ф.К.Салманов, Л.Д.Косухин, В.И.Ермаков, И.И.Нестеров, П.А.Гереш, А.А.Плотников, Н.А.Туренков, Г.Г.Кучеров, С.А.Федорцова, З.Д.Ханнанов и др.

На Уренгойском месторождении нижнемеловой ГКН комплекс залегает на глубинах 1750-3650 м. Он характеризуется многопластовостью, сложным углеводородным составом пластовой смеси и относительно высоким содержанием тяжелых углеводородов в пластовом газе.

Территориально месторождение разбивается на три части: южный купол, центрально-приподнятая зона и северный купол.

Продуктивные пласты с газоконденсатными залежами действующим проектом разработки объединены в четыре эксплуатационные объекта.

Нефтяные оторочки, преимущественно кольцевого типа, присутствуют в пластах второго, третьего и четвертого объектов.

При проектировании их разработки было принято решение о выделении шести участков для организации добычи нефти. Эти участки выделялись, исходя из принципа максимального присутствия в разрезе нефтяных оторочек.

В целом по месторождению запасы конденсатосодержащего газа значительно превышают запасы нефти. Оторочки месторождения в основном

имеют подчиненное значение. Они сравнительно не большие по толщине (как правило, не больше 10 м), значительны по простиранию и представляют собой узкие, длинные, тонкослойные полосы (за исключением оторочки пласта БУц на 3 и 4 участках).

На Северо-Уренгонском месторождении, так же как и на Уренгойском, в разрезе присутствуют газоконденсатные залежи и нефтяные оторочки.

Месторождение по неокомскому комплексу разделяется на два самостоятельных купола. Этаж нефтегазоносности и количество залежей на восточном куполе больше, чем на западном, что связано с тектоническим развитием этих поднятий. На восточном куполе в разрезе содержится 26 залежей, на западном - 16. По фазовому содержанию 31 залежь газоконденсатная, 8 - газоконденсатонефтяных и 3 нефтяные. По типу ловушек большинство залежей пластсво-сводовые. Нефтяные оторочки крыльевого типа, смешенные на южные крылья структур. Наиболее крупными по размерам являются залежи пластов БУ»1"2, БУю, БУц1, БУц.)2 и БУц_2.

Основные запасы конденсатосодержащего газа на западном и на восточном куполах сосредоточены в пласте БУ812, который следует разрабатывать самостоятельной сеткой скважин. На западном куполе нефтяные оторочки выявлены в пластах БУц1 и БУю. Они характеризуются различными геометрическими размерами, несовпадением в структурном плане и должны разрабатываться самостоятельными сетками скважин как отдельные объекты эксплуатации. На восточном куполе нефтяные залежи приурочены к пластам БУц.)1, БУц.|2 и БУц.:. Причем в пласте БУц_2 содержатся основные запасы нефти. Каждый из перечисленных пластов предлагается эксплуатировать своими сетками нефтяных скважин.

Средняя эффективная толщина нефтяной залежи (оторочки) пласта БУю западного купола 6.6 м, высота нефтяной залежи - 33 м, пористость пласта 1617%, проницаемость 17-51 мД, нефтегазонасыщенность 66-68%.

Характеристика пласта БУц_2 восточного купола, содержащего основную по запасам нефтяную оторочку, аналогична.

В ннжнемеловых отложениях Песцового месторождения установлена нефтегазоносность пластов БУю2а, БУю1, БУ92, БУ91, БУ83 и БУ82. Основная по запасам нефти, конденсата и газа залежь содержится в пласте БУ92.

На западном крыле структуры пласт БУ92 полностью заглинизирован. Таким образом, залежь является литологически экранированной. Общая толщина пласта - 12.6 м, эффективная толщина - 8.02 м. Коэффициент песчанистости по разрезу - 0.622, коэффициент проницаемости - 40 мД, коэффициент пористости - 0.162, начальная нефтенасыщенность - 0.678. Нефтяная залежь пласта была опробована в семи скважинах. Дебиты нефти изменялись от 28 до 113 м3/сут.

На основе анализа геологического строения объектов можно отметить принципиальную особенность, которая присуща большинству ITCHM севера Тюменской области. На каждом месторождении выделяется, как правило, одна, иногда две-три залежи, в которых сосредоточены основные запасы газа, а иногда газа и нефти. Потенциальное содержание конденсата в пластовом газе такой залежи достаточно высокое, в большинстве случаев оно превышает 150 г/м3.

Вторая глава посвящена анализу теоретических и практических аспектов разработки газоконденсатонефтяных месторождений. В первом параграфе анализируется опыт эксплуатации таких месторождений в России и за рубежом.

Опыт разработки газовых залежей с нефтяными оторочками без водяного или газового воздействия показывает, что опережающая добыча как нефти, так и газа приводит к низким коэффициентам нефтеотдачи. Исключение составляет Анастасиевско-Троицкое месторождение, где очень активно проявляет себя водонапорная система.

Из практики воздействия на нефтяные части нефтегазовых залежей (Жирновско-Бахметьевское, Коробковское месторождения, Адена и Рсйнжили) наиболее эффективным оказалось барьерное заводнение с частичным отбором газа из газовой шапки.

В тоже время практически во всех опубликованных работах отмечается, что проблема реп табельной разработки тонких нефтяных оторочек сложного строения остается малоизученной.

По ьтопом параграфе главы рассмотрены отдельные аспекты методологии проектирования разработки ГКНМ. В результате был сделан приншишальнин вывод по оценке стратегических целей освоения газокон цейса-! опефтяных месторождений.

В условиях рыночной экономики достижение высоких коэффициентов углеводородоотдачи перестало быть самоцелью. Целесообразность тех или иных методов освоения и разработки залежей должна определяться особенностями их геологического строения и инвестиционной эффективностью.

В третьем параграфе главы анализируется опыт освоения нефтяных оторочек Уренгойского месторождения.

Проектными документами по разработке газоконденсат ных залежей и нефтяных оторочек предусматривалось осуществление поддержания пластового давления закачкой газа и широких фракций легких углеводородов (ШФЛУ) в районе второго (пласт БУ1()_п), третьего (пласт БУц), четвертого (пласт БУ14) и шестого (пласт БУц) опытных участков при следующих сроках ввода системы ППД: второй и третий участки - в 1992 году, шестой участок в -1996 году; четвертый участок - в 1997 году.

В настоящее время система ППД не реализована ни на одном из участков и разработка нефтяных залежей осуществляется в режиме истощения пластовой энергии.

К началу 1998 г. в опытно-промышленную эксплуатацию введено три участка с общими балансовыми запасами (С1+С2) 153.7 млн.т. (извлекаемые запасы -29.05 млн.т.). На рассматриваемую дату нефтяными скважинами на месторождении добыто 5848.3 тыс.т. нефти, 200 тыс.т пластовой воды и 5404 млн.м3 попутного газа. Газоконденсатными скважинами отобрано 432.5 тыс.т попутной нефти. Коэффициент нефтеизвлечения при этом составляет приблизительно 3.3%.

Проектный фонд нефтяных эксплуатационных скважин по трем опытным участкам в основном достигнут и составляет 343 скважины. Эксплуатационный фонд при этом составил 143 ед., действующий фонд - 132 ед. Значительное количество (около 50 %) пробуренных нефтяных скважин находятся в консервации. Из числа этих скважин по геологическим и техническим причинам не могут быть введены в эксплуатацию 77 скважин.

Нефтяные скважины действующего фонда характеризуются низкими дебитами. Средние дебеты одной скважины по участкам колеблются от 14,7 т/сут. до 19,8 т/сут. и не могут быть увеличены в результате полного перевода всего действующего фонда на механизированный способ добычи.

Отсутствие компрессорных станций, необходимых для эксплуатации нефтяных скважин газлифтным способом (плунжерным лифтом) и утилизации попутного нефтяного газа, не позволяет увеличить объем добычи нефти и приводит к значительным штрафным санкциям за сверхнормативный выброс его в атмосферу.

На капитальный ремонт тратится свыше 10% всех затрат на добычу нефти. Однако, как показывает практика, эффективность капитального ремонта не всегда высокая. Это связано с тем, что за период консервации, в результате снижения пластового давления по значительному количеству скважин из-за заколонных перетоков воды происходит загрязнение призабойной зоны.

Себестоимость добычи нефти на месторождении в настоящее время почти в три раза превышает отпускную цену. Проведенные нами расчеты показывают, что в силу сложившихся обстоятельств с добычей нефти на Уренгойском месторождении, дальнейшая эксплуатация оторочек на первом, втором и третьем участках и в последующие годы будет убыточна. Условия рыночной экономик;' ликтугот необходимость прекращения эксплуатации залежей.

Из неудачного опыта эксплуатации нефтяных оторочек на Уренгойском месторождении вытекает необходимость поиска новых, альтернативных подходов к разработке иодобнмч месторождений. Эти проблемы рассмотрены в ipcuefl глрве.

R перг?ы< трслг параграфах третьей глязы приведены результаты компьютерного исследования различных эталонных моделей нефтяных оторочек и систем разработки.

В качестве объектов исследования были выбраны эталонные модели нефтяных оторочек крыльевого и подошвенного типа, которые характеризуют типовые случаи строения ГЬСНМ Севера Тюменской области. На их основе формировалась- структура исслсдог.атшх систем разработки

В качестве эталона крыльевого типа нефтяной оторочт выбран продуктивный 1ыаст БУю западного купола Северо-Уренгойского месторождения. Выбор оптимальной стратегии разработки нефтяной оторочки для этого пласта осуществлялся на основе моделирования эксплуатации залежей с использованием профильной и площадной моделей Sim-Best-II известной в мире компании "Scintific Software Interkomp". Эти модели базируются па уравнениях фильтрации флюидов в пористой среде. Их аналогами в России являются модели ВНИИнефти.

С помощью профильной подели исследовался процесс продвижения по разрезу (расчлененному на отдельные пропластки) газонефтяного и

водонефтяного контактов для различных способов разработки залежей. Процесс моделирования проводился для 28 вариантов и десятилетнего периода эксплуатации эталонного участка пласта БУю кустами наклонно-направленных скважин. Выбор количества вариантов обуславливали различные способы разработки залежей (с поддержанием давления, на истощение), а также необходимость проверки чувствительности модели на вариацию исходных геолого-промысловых параметров.

Неизменной во всех первых 16 вариантах принята структура пласта БУШ с исходными вертикальной и горизонтальной проницаемостью, пористостью, эффективными нефтенасыщенными толщинами пропластков, физическими свойствами флюидов. 9 первых вариантов предусматривали разработку месторождения в режиме истощения. Варианты 10-18 - аналоги вариантов 1-9 для режима барьерного отсечения. Варианты 19-28 базируются на новых геолого-промысловых данных.

Результаты моделирования процесса разработки с использованием профильной модели (табл. 1) показали, что в случае, когда нефтяная оторочка непосредственно контактирует с газовой залежью, поддержание пластового давления в оторочках путем закачки воды (по сравнению с эксплуатацией их в режиме истощения) явно выраженных преимуществ не имеет. Барьерное разделение нефтяной и газовой частей залежи с расположением нагнетательных скважин между внутренним и внешним контурами нефтегазоносности (вариант 11) позволяет незначительно (приблизительно на 0.3%) увеличить коэффициент нефтеотдачи. Перенос фронта нагнетания в газовую часть (вариант 25 и 26) приводит к резкому возрастанию объемов закачиваемой воды для поддержания пластового давления и не влияет на величину нефтеотдачи.

Поддержание пластового давления путем закачки воды в зоны газонефтяного и водонефтяного контактов (вариант 27) также не влияет на

нефтеотдачу. Частичное поддержание давления за счет закачки воды (вариант 28) в подстилающий водоносный горизонт (под нефтяную отсрочку), хотя и позволяет вдвое (по сравнению с предыдущим вариантом 27) сократить объем закачки, по не приводит к увеличению нефтеотдачи. Корректировка исходных геолого-промысловых характеристик пласта и свойств флюидов привела к снижению коэффициента нефтеотдачи па 2-3%.

Возможности профильной модели не позволяют полностью оценить преимущества переноса фронта нагнетания в подстилающую водоносную зону, поэтому моделирование процесса разработки нефтяной оторочки продолжалось с использованием площадной модели Бип-ВеБШ.

Таблица 1.

Варианты размещения нагнетательного ряда

№ Показатель Ед. измерения Варианты

2 11 25 26 27 28

I Суммарная добыча нефти тыс.т. 35.4 35.8 22.2 23.8 24.2 24.0

2 Газовый фактор м3/т. 323 1470 280 360 151 150

3 Обводненность % 3.0 8.4 2.1 2.3 9.5 8.7

4 Закачка воды тыс.м3 263 98 125 75.7 37.5

5 Соотношение добычи нефти к закачке воды т/м3 - 0.136 0.228 0.190 0.319 0.639

6 Коэффициент нефтеотдачи % 21.5 21.8 19.1 20.3 20.6 20.4

Площадная модель обладает возможностью моделирования трехфазной трехмерной фильтрации многокомпонентного флюида. Для моделирования на структуре пласта БУ!() выбирался элемент шириной 2.4 км, длиной 13.6 км.; и подсчитанными геологическими запасами нефти (с учетом принятых параметров) 3.08 млн.т. Для выбора оптимальной системы размещения нефтяных эксплуатационных скважин, а также дополнительного изучения эффективности различных способов разработки, моделирование процесса эксплуатации нефтяной оторочки осуществлялось по 19 вариантам и для 40-летнего периода разработки.

Установлено, что при разработке залежей в режиме истощения с учетом воздействия режима газовой шапки, за рассматриваемый период нефтеотдача составит 12.0-13.3% соответственно при 2, 3 и 6 скважинах, и расстоянии между забоями 1200, 800 и 400 м (табл.2). При уплотнении сетки скважин, например в два раза (вместо 800 х 800 - 400 х 400), возможно сократить срок-разработки на 12 лет (с 40 до 28 лет). Расположение скважин в 2 ряда в пределах чисто нефтяной зоны (вариант 4, число скважин 12) позволит увеличить нефтеотдачу до 18.1 %, что будет достигнуто в основном за счет эффективной работы второго ряда скважин, расположенного вблизи внешнего контура нефтеносности.

По-видимому, 17-18%, -это максимальный коэффициент нефтеотдачи, который может быть получен при разработке нефтяной оторочки на истощение, консервации газовой части и расположении рядов эксплуатационных скважин на значительном расстоянии от газонефтяного контакта. Дальнейшее увеличите коэффициента нефтеотдачи сопряжено с применением методов поддержания пластового давления. Так как профильное моделирование показало неэффективность закачки воды в зону газонефтяного контакта (барьерный ряд) и в газовую часть залежи, было проведено моделирование закачки воды под водонефтяной контакт (ВНК) с целью вытеснения нефти от ВНК к забоям скважин, создания барьера (за счет высокого давления) для предотвращения интенсивного внедрения газа из газовой шапки в нефтяную зону.

Результаты моделирования (табл.2,3) показали, что за счет поддержания пластового давления (ПГ1Д) появляется возможность значительно увеличить коэффициент нефтеотдачи: до 25.3-30.7% (по сравнению с 16.9-18.2% при режиме истощения). Сетка скважин тоже играет большую роль в достижении высоких коэффициентов нефтеотдачи (табл.2).

Таблица 2.

Выбор сетки скважин

№ Показатель Ед. измерения Варианты

1 2 3 8 9 10

1 Суммарная добыча нефти тыс. т. 409 387 370 946 884 780

2 Суммарная добыча газа млн. м 909 800 570 613 375 276

3 Обводненность % 2.0 2.1 1.8 45.0 27.0 5.5

4 5 Коэффициент нефтеотдачи % 13.3 12.6 12.0 30.7 28.7 25.3

Сетка скважин м 400 800 1200 400 800 1200 2

6 Количество добывающих скважин ед. 6 3 2 6 3

7 Количество нагнетательных скважин ед. - - - 3 2 1

Таблица 3.

Выбор способа разработки

№ Показатель Ед. измерения Варианты

2 4 6 8 9 14 1 15

1 Суммарная добыча нефти тыс.т 387 558 530 946 884 940 865

2 Суммарная добыча газа млн. м3 800 758 470 613 375 695 710

3 Обводненность % 2.1 2.0 4.4 45.0 27.0 37.4 8.2

4 Коэффициент нефтеотдачи % 12.6 18.1 17.2 30.7 28.7 30.5 28.0

5 Количество добывающих скважин ед. 3 12 3 6 3 6 6

6 Количество нагнетательных скважин ед. 3 2 3 3

7 Способ разработки истощ. истощ. истощ. завод. завод. завод. завод.

Практический интерес представляет вопрос о начале заводнения (табл.3). Если закачку воды осуществлять с начала разработки (14 вариант), то коэффициент нефтеотдачи составит 30.5%, примерно такой же, как и в 8-м варианте, предусматривающем закачку воды с 6-го года. Отнесение начала закачки воды на 8-й год снижает коэффициент нефтеотдачи до 28%.

В результате компьютерного исследования установлены следующие оптимальные характеристики систем разработки:

Для оторочек крыльевого типа (кольцевых) оптимальным является рядное расположение добывающих скважин, с некоторым удалением рядов от газонефтяного контакта (ГНК). При таком размещении в режиме истощения может быть достигнут коэффициент нефтеотдачи 18 % (при условии консервации запасов газовой шапки).

Закачка воды в подстилающую (нефтяную залежь) водоносную зону позволяет повысить коэффициент нефтеотдачи до 25-28 %. Закачку воды можно начинать не с первого года эксплуатации (как это обычно делается на нефтяных месторождениях), а с пятого и шестого годов, что позволяет значительно сократить средства на ГШ Д.

Второй блок систем разработки состоял из систем горизонтальных скважин, на котором проводилось компьютерное исследование их эффективности.

На основании проведенных исследований установлено, что разработка оторочек горизонтальными скважинами в режиме ППД позволяет обеспечить достижение коэффициентов нефтеотдачи 28-30 %. Количество скважин сокращается в три раза.

В качестве эталонной оторочки подошвенного типа выбрана оторочка пласта БУ* Песцового месторождения. Эффективность разработки таких залежей зависиг от многих факторов, в том числе соотношения запасов в нефтяной и газоконденсатной частях месторождения, потенциальном содержании конденсата в пластовом газе, геологического строения месторождения, геометрических форм и размеров оторочки и газоконденсатной части задела!, активности пластовых вод окружающего бассейна.

Соотношение объемов газонасыщенных и нефтенасыщенных пород для

БУ92 составляет 2.2: 1. Оторочка, как ранее отмечалось, почти полностью

18

подстилает газоконденсатпуго часть. С запада пласт БУ92 -замещается плотными породами.

Месторождение имеет не очень большие (по сравнению с Уренгойским и Северо-Уренгойским) размеры, поэтому расчеты проводились для всего месторождетшя целиком. Проведенные компьютерные исследования для 7 вариантов размещения добывающих и нагнетательных скважин, показачи, что наиболее приемлемым является следующий вариант системы разработки таких залежей:

1. Добыча нефти из нефтяной оторочки 16-ю горизонтальными скважинами без ППД в течение трех лет.

2. Добыча газа и конденсата из газоконденсатной части пласта БУу2 через три года после начала добычи нефти шестью скважинами, расположенными в центральной части залежи. Одновременно должно осуществляться поддержание давления закачкой газа в пласт через четыре скважины, расположенные вдоль ГНК. Такое расположение скважин позволяет разрабатывать газовую часть в режиме сайклинг-процесса. Все скважины имеют горизонтальное окончание. Длина горизонтального ствола 600-800 м.

3. С начала 23 года разработки нагнетательные газовые скважины переводятся в эксплуатационные. Система сбора и подготовки продукции на таких месторождениях должна выбираться исходя из условия соответствия системе разработки. Коэффициент нефтеотдачи на 40-й год разработки -0.27, коэффициент извлечения газа-0.865, конденсата -0.405.

На основе проведенных исследований в третьем параграфе четвертой главы изучается стратегия освоения неэксплуатируемых нефтяных участков Уренгойского месторождения.

Как уже отмечалось, на месторождении в эксплуатации находятся оторочки первого, второго и третьего участков. Не введены в разработку четвертый, пятый и шестой участки. Из не освоенных наибольший интерес

представляет шестой участок. Он расположен в пределах Южного купола Уренгойского вала, который имеет размеры 19,0x9.0 км и амплитуду 60 м.

Значительные балансовые запасы нефти категории С[ сосредоточены в горизонте БУ ю-11, и составляют по шестому участку 65,744 млн.т. (извлекаемые-12.692 млн.т.).

Па основе проведенных компьютерных исследований установлены следующие оптимальные условия разработки:

-разработку нефтяных оторочек целесообразно проводить в режиме истощения пластовой энергии.

-разбуривание нефтяных оторочек пластов БУю1, БУц' и БУц2 участка необходимо проводить скважинами с горизонтальными окончанием. Длина горизонтального участка 400-600 метров.

Максимальный уровень добычи жидких углеводородов из нефтяных скважин может достигнуть 1123 тыс.т. (т.е 8.8% от извлекаемых запасов). Всего за расчетный период до 2025 года из пластов БУю', БУц2 и БУц3 можно будет добыть 14,534 млн.т смеси нефти и конденсата, попутного газа (газ газовой шапки и растворенный) -17,226 млрд.м3. Для реализации этого проекта требуется пробурить 40 скважин с горизонтальным окончанием, провести обустройство 46 скважин (6 вертикальных, 40 горизонтальных).

В последнем параграфе третьей главы приводятся результаты исследования проблем эффективности систем разработки газоконденсатных месторождений.

Россия обладает богатейшими газоконденсатными месторождениями с повышенным содержанием конденсата в пластовом газе, которые разрабатываются в режиме истощения. Например, на Уренгойском месторождении к настоящему времени при отборе 40,7 млн.т конденсата или 17,8% от геологических запасов, пластовые потери достигли 29,9 млн.т. что составляет 13% от запасов.

Такие значительные потери жидких углеводородов обуславливают целесообразность поиска рентабельных способов повышения степени их извлечения из недр.

Как показали техпико-экономические оценки, на севере Тюменской области целесообразно эксплуатировать с поддержанием пластового давления газоконденсатные залежи отдельных пластов Песцового, Ен-Яхинского, Северо-Уренгойского, Самбургского и Заполярного месторождений. Применение на этих месторождениях полного сайклинг-процесса, как показывают технико-экономические расчеты, неэффективно (большие инвестиции в компримирование и длительная консервация природного газа). Более эффективным представляется применение различных модификаций сайклинг- процесса со снижающимся пластовым давлением. При этом, как показали исследования, важную роль могут сыграть фильтрационные процессы (перетоки) между различными неоднородными зонами, приводящие к увеличению степени извлечения конденсата из залежи, разрабатываемой в режиме частичного поддержания давления.

Сайклинг-процесс при снижающемся давлении с предварительным истощением залежи может не только обеспечить высокое конденсатоизвлечение, но и имеет следующие преимущества:

-становится возможной продажа газа в начальный период и отпадает

необходимость компенсации отбора газом из посторонних источников;

-осуществляется экономия капвложений и эксплуатационных затрат;

-снижается потребность в закачиваемом газе;

-обеспечивается возможность лучше изучить залежь.

Компьютерные исследования по выбору экономически эффективной технологии разработки газоконденсатной залежи осуществлялась на примере Северо-Уренгойского месторождении (пласт БУв'"2).

Были проанализированы результаты компьютерной реализации технологии разработки залежи в режиме сайклинг-процесса при условиях возврата в пласт 60-70 % газа. Соответственно 30-40 % добытого газа становится товарными. Установлено, что при полном сайклинг-процессе конденсатоотдача составляетг 60%, при частичном возврате газа -70% и 60%, соответственно, -54% и 50 %.

Четвертая глава диссертационной работы рассматривает методологию экономических оценок эффективности проектов разработки газоконденсатонефтяных месторождений.

Ранее в качестве экономического критерия эффективности при выборе системы разработки принимался показатель максимума

народнохозяйственного эффекта. Рассматривались и другие показатели: минимум капитальных вложений и эксплуатационных затрат, максимума величины коэффициентов углеводородоотдачи и др.

В условиях осуществления перехода к рыночной экономике изменился и порядок организации работ по освоению месторождения и критерии оценки эффективности инвестиционных проектов.

В главе приведены результаты анализа методологии организации освоения нефтегазовых месторождений и экономических показателей оценки эффективности технологических проектов.

Условно процесс оценки эффективности технологического проекта разбивается на три этапа: оценка денежного потока; расчет показателей прибыльности проекта; оценка чувствительности проекта и влияния рисков на эффективность проекта.

В качестве показателей прибыльности проектов применяются: суммарный денежный поток, дисконтированный суммарный денежный поток, внутренняя норма доходности. Причем последний показатель является одним из главных.

На базе этой новой методологии оценки проектов в главе приведены результаты анализа оценки экономической эффективности двух проектов, рассматривавшихся в третьей главе: оценка эффективности освоения нефтяных оторочек шестого участка на Уренгойском месторождении и целесообразности сайклинг-процесса со снижающимся пластовым давлением на СевероУренгойском месторождении.

Экономическая оценка эффективности освоения шестого участка осуществлялась с учетом транспортировки нефти по конденсатопроводу до Сургутского завода стабилизации конденсата и последующей её там переработки. Результаты расчетов показали, что при комплексном рассмотрении добычи нефти, её транспорта до Сургута и последующей переработки освоение шестого участка экономически эффективно: чистый дисконтированный доход (ЧДД) равен 268,67 млрд. рублей, внутренняя норма доходности (ВНД) составит 13,63 %, срок окупаемости 10 лет при капитальных вложениях 1321,11 млрд. рублей.

Основные капитальные вложения связаны с бурением и обусловлены его высокой стоимостью. Уменьшение стоимости строительства скважин позволит значительно улучшить экономические показатели проекта.

Технико-экономические расчеты по опенке эффективности разработки газоконденсатных залежей с высоким потенциальным содержанием конденсата в режиме сайклинг-процесса со снижающимся пластовым давлением показали, что ранняя продажа газа положительно сказывается на финансовых показателях проекта. Так, для условия 60%-ного возврата в пласт добываемого газа (40% товарного газа) и отпускных промысловых ценах (без НДС) на стабильный конденсат - 55 американских долларов за тонну и 15 американских долларов за тысячу метров кубических - внутренняя норма доходности составит 11%. Для сравнения внутренняя норма доходности для проекта с осуществлением полного сайклинг-процесса - 3,9 %.

Норма прибыли 11 % является недостаточной для привлечения инвестиций. При такой величине, учитывая рискованность проекта, ни один инвестор деньги вкладывать не будет.

Возможны следующие пути повышения экономической эффективности проекта:

- льготы по налогам, т.е. снижение отчислений на оплату за недра и восстановление минерально-сырьевых ресурсов и других отчислений, а также отчислений, налогов и акцизных сборов, учитывая, что проект с внедрением сайклинг-процесса относится к классу проектов новой техники;

- регулирование цены на добываемую продукцию, например внутренняя норма доходности возрастет с 11 до 20,3 %, если промысловая цена на газ 20 долл./тыс.м' и на стабильный конденсат - 55 долл./т. (цены приведены без НДС). Проект становится экономически эффективным и привлекательным для инвесторов.

выводы

1.На основе анализа проектирования и результатов опытно-промышленной эксплуатации ГКН залежей Уренгойского месторождения установлено, что необходимо внести существенные коррективы в методологию исследования и выбора оптимальных систем разработки как нефтяных оторочек, так и газоконденсатных залежей.

2.Разработанная методология компьютерного исследования эффективности различных систем разработки от различных вариантов ее структуры предполагает: формирование эталонных имитационных моделей типовых характеристик объектов исследования; формирование системы разработки, влияющей на эффективность извлечения УВ; экономическую оценку эффективности инвестиций в рыночных условиях.

3.В результате исследования различных систем разработки эталонных моделей нефтяных оторочек крыльевого и подошвенного типа, характерных для месторождений Севера Тюменской области, установлен комплекс геотехнологических характеристик, определяющих оптимальный вариант их реализации

4.Результаты компьютерного моделирования позволили обосновать концепцию разработки крыльевых нефтяных оторочек. Установлено, что освоение оторочек этого типа должно осуществляться па первом этапе в режиме истощения пластовой энергии, а на втором (через 5-6 лет) -с реализацией заводнения в подстилающую нефтяную залежь водоносную зону.

При этом коэффициент нефтеотдачи при истощении составляет 18%, а при законтурном заводнении -до 25-28%.

5.Обоснован способ разработки нефтяной оторочки подошвенного типа, при котором осуществляется поддержание давления в нефтяной и газоконденсатной зонах залежи за счет закачки сухого газа с одновременным оттеснением части газоконденсатной смеси в нефтяную зону пласта.

6.Компьютерные исследования эффективности различных модификаций частичного сайклинг-процесса для типовых газоконденсатных залежей Севера Тюменской области показали, что рентабельность добычи можно обеспечить при организации первоначальной продажи части добываемого газа (до 40%).

7.Реализация предложенных эффективных систем разработки нефтяных оторочек в совокупности с организацией транспорта и переработки нефти позволяет сделать рентабельной добычу нефти из сложно-построенных нефтяных оторочек газоконденсатонефтяных залежей севера Тюменской области.

СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Бугрий O.E. Вопросы проектирования разработки нефтяных оторочек нефтегазовых месторождений. Тезисы к международной научн-техн. конф., ТюмГНГУ, Тюмень, 1996.

2. Нанивский Е.М., Гереш П.А., Юшков Ю.Ф., Кучеров Г.Г. Бугрий O.E. Повышение эффективности разработки газоконденсатных месторождений Западной Сибири. Газовая промышленность. №7-8. М., 1996.

3. Бугрий O.E., Кучеров Г.Г., Нанивский Е.М., Пономарев В.А. Особенности проектирования разработки нефтяных оторочек нефтегазовых месторождений севера Тюменской области. НТС ИРЦ Газпром, серия: Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе. № 4-5., М., 1996.

4. Бугрий O.E., Кучеров Г.Г., Нанивский Е.М., Пономарев В.А. Разработка нефтяных оторочек нефтегазовых месторождений. Газовая промышленность. №1. М., 1997.

)

Соискатель ^ О.Е.Бугрий

bff

ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

ВНИИГАЗ

На правах рукописи

БУГРИЙ ОКСАНА ЕВСТАХИЕВНА

ОПТИМИЗАЦИЯ ОСВОЕНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТОИЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В УСЛОВИЯХ РЫНОЧНОЙ ЭКОНОМИКИ

СПЕЦИАЛЬНОСТЬ 05.15.06. -Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание ученой степени кандидата технических наук

СОИСКАТЕЛЬ: НАУЧНЫЙ РУКОВОДИТЕЛЬ:

О.Е.БУГРИЙ Д.Т.Н., Профессор Р.М.ТЕР-САРКИСОВ

Г1 ,

Тюмень - 1998г.

ВВЕДЕНИЕ 4

1. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТОНЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СЕВЕРА ТЮМЕНСКОЙ ОБЛАСТИ 9

1.1. Геолого-промысловая характеристика неокомских залежей севера Тюменской области 12

1.1.1. Геологическое строение газоконденсатонефтяных залежей Уренгойского месторождения 12

1.1.2. Геолого-промысловая характеристика газоконденсатонефтяных залежей Северо-Уренгойского месторождения 31

1.1.3. Геолого-промысловая характеристика газоконденсатонефтяных залежей Песцового месторождения 36

1.2. Газоконденсатная характеристика неокомских залежей 41

1.3. Продуктивная характеристика скважин газоконденсатонефтяных месторождений севера Тюменской области 46

2. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ И ПРАКТИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ РАЗРАБОТКИ ГАЗОКОНДЕНСАТОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 49

2.1. Обобщение опыта эксплуатации газоконденсатонефтяных месторождений 49

2.2. Методология проектирования разработки газоконденсатонефтяных месторождений 56

2.3. Анализ перспективы разработки нефтяных оторочек Уренгойского месторождения 59

3. КОМПЬЮТЕРНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ ГАЗОКОНДЕНСАТОНЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ СЕВЕРА ТЮМЕНСКОЙ ОБЛАСТИ 74

3.1. Принципы рациональной разработки газоконденсатонефтяных залежей с нефтяными оторочками крыльевого типа (на примере залежей пласта БУю Северо-Уренгойского месторождения) 75

3.2. Исследование эффективности разработки нефтяных оторочек горизонтальными скважинами 97

3.3. Принципы рациональной разработки газоконденсатонефтяных оторочек подошвенного (подстилающего) типа 114

3.4. Повышение эффективности разработки газоконденсатных месторождений Западной Сибири 128

4. МЕТОДОЛОГИЯ ЭКОНОМИЧЕСКИХ ОЦЕНОК

ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЕКТОВ РАЗРАБОТКИ ГАЗОКОНДЕНСАТОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 142

4.1. Методические вопросы организации освоения месторождений 144

4.2. Экономические показатели эффективности проекта 152

4.3. Оценка экономической эффективности освоения и эксплуатации нефтяных оторочек Уренгойского месторождения 159 ВЫВОДЫ 171

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 173

Актуальность работы

ГКН месторождения (ГКНМ) оказывают все большее влияние на объем и структуру добычи УВ (УВ) на Севере Тюменской области. С 1988 г. в эксплуатации находятся ГКН (ГКН) залежи Уренгойского месторождения. С 2000 г. планируется освоение неокомских залежей Ен-Яхинского, Заполярного, Северо-Уренгойского и Песцового месторождений. При этом стратегия и технология освоения этих залежей определяют не только эффективность извлечения жидких УВ, но и объемы добычи газа.

ГКН залежи региона характеризуются целой гаммой особенностей, отличающих их от других типов скоплений УВ и обуславливающих необходимость новых подходов к их освоению. Главными из них являются: значительные запасы газа и конденсата (до 300 г и более в одном кубическом метре газа) при, как правило, меньших запасах нефти, содержащихся в сложно построенных тонких нефтяных оторочках с большой площадью; низкая продуктивность нефтяных скважин.

Наиболее крупные ГКН залежи приурочены к Уренгойскому месторождению. Отмеченные залежи присутствуют также в разрезах Ен-Яхинского, Северо-Уренгойского, Заполярного, Песцового и других месторождений.

Известно, что проблема разработки таких месторождений относится сегодня к наиболее сложным и наименее исследованным, особенно с учетом современных экономических условий. Основная концепция рациональной эксплуатации ГКНМ формировалась в последние годы в работах ведущих ученых и специалистов, в том числе: М.Т.Абасова, И.Д.Амелина, А.В.Афанасьевой, К.С.Басниева Ю.Е.Батурина, Ю.И.Боксермана, А.И.Брусиловского, С.Н.Бузинова, А.И.Гриценко, А.Г.Дурмишьяна, С.Н.Закирова, Г.А.Зотова, Л.Д.Зиновьевой, Ю.В.Желтова, Ю.П.Коротаева,

В.Н.Мартоса, А.Х.Мирзаджанзаде, Е.М.Нанивского, М.Б.Панфилова, Н.Д.Розенберга, Н.Г.Степанова, А.П.Телкова, Р.М.Тер-Саркисова, И.А.Чарного, В.Н.Щелкачева, П.Т.Шмыгли, и других.

Вместе с этим практика проектирования и освоения таких объектов на неокомских залежах месторождений севера Тюменской области выявила целый ряд новых нерешенных проблем, включая геотехнологические, экологические, инвестиционные.

Для месторождений этого типа, при выборе технологической и экономической стратегии освоения, одним из главных является вопрос определения очередности выработки нефтяной и газоконденсатной частей залежи. Эта проблема особенно актуальна в условиях рыночной экономики при изучении возможности привлечения в начальный период инвестиций, необходимых для освоения месторождения.

В связи с этим ключевой становится задача разработки новых подходов и способов освоения ГКНМ на основе сбалансированной системы извлечения УВ, обеспечивающих максимально рентабельные коэффициенты их извлечения и привлечение инвестиций в добычу продукции.

Цель работы

На основе анализа фактических результатов освоения нефтяных оторочек Уренгойского месторождения и экономико-математического эксперимента по исследованию эффективности различных технологий извлечения УВ из газоконденсатонефтяных залежей разработать оптимальные подходы и способы их освоения, при которых инвестиционные проекты освоения будут рентабельны в условиях рыночной экономики.

Основные задачи исследований

1. Анализ геотехнологических особенностей строения неокомских ГКН залежей севера Тюменской области и построения на его основе имитационных моделей для исследования эффективности различных систем разработки.

2. Анализ результатов опытно-промышленной эксплуатации нефтяных оторочек Уренгойского месторождения.

3. Компьютерное исследование зависимости эффективности извлечения У В из недр от отдельных элементов используемой системы разработки: сеток добывающих и нагнетательных скважин; способов разработки, включая различные системы поддержания пластового давления; систем горизонтальных скважин и других элементов.

4. Экономический анализ эффективности инвестиций при различных подходах к освоению и использованию различных систем разработки.

5. Разработка рекомендаций по повышению рентабельности освоения конкретных объектов ГКНМ севера Тюменской области.

Методы решения поставленных задач

При изучении фактических данных и результатов компьютерных исследований использовалась методология современного системного и экономического анализа эффективности инвестиционных проектов.

При компьютерном исследовании эффективности различных систем разработки использовались современные пакеты компьютерных программ для имитации многокомпонентной многофазной многомерной фильтрации углеводородных смесей.

Научная новизна работы

Научная новизна работы состоит в получении новых геотехнологических и технико-экономических знаний об эффективности различных способов освоения и разработки газоконденсатонефтяных залежей на основе компьютерного исследования большого класса задач и опыта эксплуатации нефтяных оторочек Уренгойского месторождения.

Эти знания формализованы в виде:

1. Методологии построения имитационных геолого-промысловых моделей эталонных участков газоконденсатонефтяных залежей для компьютерных исследований.

2. Методологии выбора структуры системы разработки, включая: набор способов разработки; систем размещения скважин и их конструкции (горизонтальные скважины); очередность ввода в разработку различных частей, темпов разработки и др.

3. Теоретической зависимости коэффициентов извлечения УВ от вариантов систем разработки.

4. Методологии экономического анализа эффективности инвестиций в различные системы разработки.

Основные защищаемые положения

1. Методология компьютерного анализа эффективности различных систем разработки ГКН залежей, включая построение имитационных моделей и структуры системы разработки.

2. Разработка критериев выбора эффективных систем размещения вертикальных и горизонтальных скважин на нефтяных оторочках.

3. Обоснование экономических критериев выбора стратегии разработки ГКНМ в условиях рыночной экономики.

Практическая значимость работы

1. Установлены причины низкой эффективности освоения нефтяных оторочек газоконденсатонефтяных неокомских залежей Уренгойского месторождения, и недостатки в методологии проектирования их разработки, обусловившие нерентабельность добычи нефти на месторождении.

2. Разработаны конкретные геотехнологические и экономические рекомендации по повышению рентабельности комплексного освоения ГКН залежей севера Тюменской области в рыночных условиях.

Реализация и апробация работы

Основные положения работы докладывались на международной конференции, посвященной 30- летию ТИН (Тюмень, 1996 г.) и реализованы в проектах разработки и инвестиционных проектах Северо-Уренгойского и Песцового месторождений, выполненных в институте ТюменНИИГипрогаз.

Публикации

Основные положения диссертационной работы опубликованы в четырех статьях, в том числе, двух -в "Газовой промышленности", научно-техническом сборнике Газпрома, в сборнике тезисов доклада Международной конференции, посвященной 30-летию ТИИ.

Автор признателен и благодарен своему научному руководителю, д.т.н., проф. Р.М.Тер-Саркисову, а также чл.-кор. РАН А.И.Гриценко, д.т.н. проф. Г.А.Зотову, к.т.н. Н.Г. Степанову, к.т.н. Н.А.Туренкову, к.т.н. С.М.Лютомскому д.т.н. проф. А.П.Телкову и Ю.Ф.Юшкову за помощь и оказанное содействие в проведении исследований и подготовке работы.

1. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ГАЗО-КОНДЕНСАТОНЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СЕВЕРА ТЮМЕНСКОЙ ОБЛАСТИ

В разрезе месторождений Тюменской области выделяются несколько этажей нефтегазоносности: сеноманский (верхний мел), неокомский (нижний мел), ачимовская толща (нижний мел), юрские отложения и палеозойский комплекс. На территории Ямало-Ненецкого округа сеноманский горизонт является основным продуктивным объектом, обеспечивающим свыше 80% добычи газа. Вторым по значимости является неокомский (валанжинский) продуктивный комплекс - базовый комплекс для добычи конденсата и нефти на Уренгойском, Ямбургском, Заполярном и других месторождениях.

В настоящее время в отечественной и зарубежной практике существуют различные варианты классификации залежей углеводородов смешанного состава. Чаще всего их называют нефтегазовыми или газонефтяными.

Неокомские залежи ряда месторождений севера Тюменской области необычные по компонентному составу. Они, прежде всего, характеризуются повышенным содержанием конденсата в пластовом газе (до 300 г и более в одном кубическом метре). Размеры газоконденсатных залежей значительны, что позволяет их рассматривать в качестве надежной базы для добычи газового конденсата.

В ряде газоконденсатных пластов содержатся тонкослойные нефтяные оторочки (нефтяные залежи). Промышленные запасы конденсата на рассматриваемых месторождениях преобладают над промышленными запасами нефти. Соответственно, неокомские залежи по применяемой в России классификации, можно отнести к газоконденсатонефтяным.

Наиболее крупные ГКН залежи приурочены к Уренгойскому месторождению. Отмеченные залежи присутствуют также в разрезах Ен-

Яхинского, Северо-Уренгойского, Заполярного, Песцового и других месторождений.

Известно, что концепция разработки месторождений сложного компонентного состава углеводородов в первую очередь определяется геологическим строением месторождений. В связи с чем в последующих параграфах настоящего раздела рассматриваются особенности геологического строения наиболее крупных и характерных месторождений региона -Уренгойского, Северо-Уренгойского и Песцового (рис. 1.1).

Обзорная карта месторождений Севера Тюменской области (нижний мел)

шш ш- ■ щт ШЩ

ШВтШж а

тгИйь <

ч-' .Ж У ^йКЗГ® ~

газ

нефть

50 100 150 200 250 километры

N

Рис. 1.1

1.1.1. Геологическое строение газоконденсатонефтяных залежей Уренгойского месторождения

На Уренгойском месторождении [81] нижнемеловой газоконденсатонефтяной комплекс залегает на глубинах 1750-3650 м. Он характеризуется многопластовостью (рис. 1.2), сложным углеводородным составом пластовой смеси и относительно высоким содержанием тяжелых углеводородов в пластовом газе [19,49,81].

Территориально месторождение разбивается на три части (рис. 1.3): южный купол, центрально-приподнятая зона и северный купол.

Продуктивные пласты действующим проектом разработки объединены в четыре эксплуатационные объекта.

К первому эксплуатационному объекту отнесены сравнительно небольшие по размерам и запасам, практически чисто газоконденсатные верхние залежи неокома (пласты от АУ9 до БУ6) и нижние залежи в покурской свите верхнего мела (пласты от ПК16 до ПК21).

Пласты БУ8°, БУ8 и БУ9 объединены во второй эксплуатационный объект. К пласту БУ8° приурочена нефтяная оторочка кольцевого типа, окаймляющая газоконденсатную часть в пределах северного купола и восточного склона севера центрально-приподнятой зоны.

Высота газоконденсатной шапки колеблется в пределах 95-100 м. Ширина газонефтяной (газоводяной зоны) варьирует в пределах 0,5-2,0 км при сравнительно небольшой толщине.

К пласту БУ8 так же приурочена нефтяная оторочка, характер распространения которой и параметры аналогичны оторочке пласта БУ8°.

Пласт БУ9 - нижний пласт второго эксплуатационного объекта, содержит две газоконденсатные залежи: на северном куполе и центрально-приподнятой зоне (первая залежь) и на южном куполе. Первая залежь подстилается нефтяной оторочкой, однако, безводных промышленных притоков здесь не получено. Нефтенасыщенность коллекторов оторочки ниже или близка к критической.

III эксплуатационный объект - пласты БУю-п, БУ^1. На северном куполе в газоконденсатной части пласт БУю-п можно рассматривать как единый газогидродинамический связанный горизонт. Нефтяная залежь здесь приурочена к двум пластам - БУю1 и БУ102. Оторочки кольцевого типа, потенциальное содержание конденсата в пласте БУю на северном и южном куполах различно, поэтому ранее предполагалось, что в пласте содержатся две самостоятельные залежи: одна на севере, вторая на юге.

Ширина газонефтяной зоны 1,5-3,0 км. В целом горизонт БУ10.ц подразделяется на пласты БУю1, БУю2, БУп1, БУц2 и БУц3. В пласте БУп1 содержатся две разделенных газоконденсатных залежи: одна на южном куполе, вторая на северном куполе и центрально-приподнятой зоне. Нефтяная оторочка приурочена к пласту кольцевого типа с узкой газонефтяной зоной (0,5-1,2 км) и узкой чисто нефтяной. Нефтяные оторочки содержатся и в пластах БУц2 и БУц3. Они также кольцевого типа, сравнительно не широкие. Газовая залежь пласта БУ^1 северного купола соседствует с нефтяной оторочкой кольцевого типа высотой 6-12 м. В пределах центрально-приподнятой зоны выделяются две самостоятельные чисто газовые залежи. На Южном куполе так же присутствует в пласте БУ^1 нефтяная оторочка кольцевого типа высотой в среднем 18 м.

О Т О

ГУ эксплуатационный объект - это пласты БУ]2 ДэУ^БУи и БУ14 . В пласте БУ^2 - две газоконденсатные залежи.

В пласте БУн на южном куполе нефтяная оторочка козырькового типа. Возможно эта залежь, с помощью экрана, отделена от газовой части.

Уренгойское месторождение (нижний мел)

северный т центральна я приподнятая зг" '

купол " ; ™*най ;

_!_I кршиш I | ■ I

Я ' [ЩгЗ5! I ГУКПГ?

ЗОНА | южный"

КУПОЛ

-газоконденсатная залежь; -нефтяная оторочка;

-пластовая вода;

-зона предполагаемой газоносности

Уренгойское месторождение Структурная карта по кровле пласта БУю с выделением участков разработки

Условные обозначения к рис. 1.3:

2770- -изолинии по кровле пласта;

-контуры газонефтяного и водонефтяного контактов 0 10161 -номер скважины;

2753.2 -абсолютная отметка пласта (вскрытая скважиной), м; 187, 254... (трехзначные номера) -разведочные скважины; 1-2 и 3 участки:

6340... (четырехзначные номера, начинающиеся на 6) -нефтяные скважины, остальные -газоконденсатные; 6 участок:

10161... (пятизначные номера) -нефтяные скважины, остальные -газоконденсатные;

° -не обозначенные, но учтенные при построении карты скважины.

Пласт БУ14 условно разделен на два пласта, так как газовые залежи в них различаются по потенциальному содержанию конденсата. Нефтяная оторочка промышленного значения присутствует на восточном склоне центрально-приподнятой зоны. Газонефтяная зона узкая. В целом залежи 1У эксплуатационного объекта распространены в пределах центрально-приподнятой зоны и южног