В статье авторы исследуют эффективность применения вертикальных и горизонтальных газовых скважин в поздней стадии разработки газоконденсатных месторождений.
Ключевые слова: поздняя стадия разработки газоконденсатных месторождений, вертикальная скважина, горизонтальная скважина, производительность скважины.
В период поздней стадии разработки газовых месторождений требуется решение специфических вопросов для увеличения дебитов скважин и снижения их обводненности. Одним из методов удаления скапливающейся в скважинах воды является ввод на забой скважин пенообразующих составов на основе поверхностно-активных веществ. Также, установка в скважинах лифтовых колонн меньшего диаметра обеспечивает вынос жидкости с забоев скважин. Однако при применении данных методов через несколько месяцев эксплуатации условия удаления жидкости с забоев скважин ухудшаются. В настоящее время, технологии бурения бокового горизонтального ствола в существующих низкопроизводительных скважинах и бурения горизонтальных скважин (ГС) все чаще используются для увеличения компонентоотдачи и снижения риска обводнения скважин в период доразработки месторождений.
В Узбекистане многие крупные месторождения находятся на поздней стадии разработки, поэтому вопрос доразработки месторождений с максимальной выработкой запасов является актуальным. В данной работе рассмотрены два метода доизвлечения запасов углеводородов — бурением ГС и уплотнением сетки скважин вертикальными на примере крупного ГКМ Угам.
Газоконденсатное месторождение Угам введено в разработку в 1979 г. с подачей газа на Мубарекский ГПЗ (МГПЗ). Из залежи месторождения отобрано 87,2 % от его начальных балансовых запасов.
Специфика доразработки месторождения Угам усиливает вес экономической эффективности применения этих методов. Как правило, экономическая эффективность горизонтального вскрытия продуктивных пластов в основном достигается за счет экономии средств и времени от сокращения числа скважин. При разработке газоконденсатных месторождений экономический эффект от применения этого способа вскрытия пластов достигается в результате сокращения капитальных затрат на бурение скважин и обустройство промыслов, а в последующем за счет сокращения эксплуатационных расходов. Горизонтальные стволы, проходя по продуктивному пласту на сотни метров, а в отдельных случаях несколько сотен метров, могут открыть в неоднородном пласте ранее не вовлеченные в разработку участки, трещиноватых зон с повышенной проницаемостью, что позволит получить по этим скважинам дебиты в несколько раз выше, чем по вертикальным.
Эффект применения данных схем доразработки на месторождении Угам был определен при использовании адаптированной геолого-гидродинамической модели месторождения, при котором обеспечивается рациональное размещение горизонтальных и вертикальных скважин в участки с наибольшими остаточными запасами газа.
Для моделирования были отобраны 74 скважин, которые расположены на различных участках залежи, и проведены расчеты для двух вариантов: в первом варианте уплотнения сетки рассматривается бурение 6 проектных ВС и во втором варианте — 3 проектных ГС. Размещение скважин показано на рисунке 1.
Рис. 1. План расположения проектных скважин на карте остаточных запасов месторождения Угам
Для сравнения данных вариантов был произведен расчет разработки месторождения в течение пяти лет с одинаковым технологическим режимом эксплуатации скважин — постоянной депрессией на пласт в 0.3 МПа.
Результаты расчета производительности скважин, а также эффекта применения ГС и ВС в целом по месторождению в первые 5 лет эксплуатации пробуренных скважин приведены в таблице 1 и на рисунке 2.
Таблица 1
Результаты расчетов производительности скважин
|
Проектные ВС |
Проектные ГС |
||
|
Скважина |
Накопленный объем, млн.м 3 |
Скважина |
Накопленный объем, млн.м 3 |
|
219 |
182,5 |
301 |
383,7 |
|
220 |
110,51 |
||
|
221 |
193,5 |
303 |
307,19 |
|
222 |
206,8 |
||
|
223 |
141,48 |
305 |
368,63 |
|
224 |
51,18 |
||
Рис. 2. Накопленный объем по проектным скважинам
На основании расчета сделаны следующие выводы:
– Эффективность бурения горизонтальных скважин составляет 120 %.
– Производительность горизонтальных скважин от 1,2 до 6,5 раз больше чем проектных вертикальных скважин в начале эксплуатации.
Литература:
- Определение оптимальной конструкции горизонтальных скважин. Басниев К. С., Алиев З. С., Сомов Б. Е. // Газовая промышленность № 1, 1999.
- Технология применения горизонтальных скважин. Часть I. Алиев З. С., Бондаренко В. В. М.: ГУП Изд. «Нефть и газ» РГУНГ им И. М. Губкина, 2004.
- Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах. Шенбергер В. М., Зозуля Г. П. Тюмень: ТюмГНГУ, 2006. 573 с.
