2. Состояние разработки ямбургского гкм [3]

По состоянию на 1.01.2004 г. на Ямбургском месторождении работали 9 УКПГ и 3 УППГ, фонд действующих скважин составлял 861 единицу.

Суммарный отбор газа в 2003 году составил 144,66 млрд.м³, с начала разработки отобрано 2383,455 млрд.м³ или 41,76 % от начальных утвержденных запасов.. Начальные и текущие запасы представлены в таблице 2.1

Месторождение вступает в период перехода с постоянной на падающую добычу, т.к. основная центральная часть залежи, в которой сосредоточены основные запасы (зоны УКПГ-1,2,3,5,6), выработана на 50% и более.

Таблица 2.1- Начальные и текущие запасы

Месторождение, площадь	Начальные запасы С1, млрд.м3	Отбор газа 1.01.2004	Текущие запасы газа, млрд.м3	Отбор от запасов, (%)
Ямбургское	5708.18	2383.46	3324.73	41.76

Принимая во внимание недостаточную равномерность отборов по площади, в коррективах проекта разработки (ВНИИГаз, 1997г.) было предусмотрено добуривание северных частей месторождения (зоны УКПГ-3В,7) 47-ю скважинами, ускоренный ввод в разработку Анерьяхинского участка, а также дальнейшее разбуривание и ввод в разработку новых скважин Харвутинского участка. Это позволило бы скомпенсировать падение добычи по основной части залежи и сохранить уровень суммарных отборов с Ямбургского месторождения в пределах 145-156 млрд.м³/год, обеспечить более плавное снижение уровней отборов в будущем. Процесс несоответствия проектных и фактических отборов газа, а также связанных с ними других технологических показателей будет, скорее всего, в будущем углубляться по мере отставания сроков ввода мощностей и, прежде всего, вторых очередей ДКС. Такое положение с отставанием сроков ввода мощностей отмечается в течение всей истории месторождения. В конечном итоге это привело к целому ряду негативных последствий. Необходимо отметить, что несоответствие фактических показателей проектным (годовые суммарные отборы, средние дебиты на одну скважину, устьевые и пластовые давления) по годам разработки и связано в основном с отставанием сроков ввода производственных мощностей. Так например, поздний ввод УКПГ-3В,7 привел в итоге к повышенным (до 6% и более в год от начальных запасов) отборам по зонам других УКПГ. В итоге, уровень годовых отборов в 185 млрд.м³ оказался недоступным (максимум отборов достигнут в 1994 году и составил 174 млрд.м³). Неравномерное дренирование залежи в целом, образование значительного количества локальных депрессионных воронок, неравномерный подъем ГВК и, как следствие, разрушение призабойных зон, вертикальное конусное подтягивание пластовой воды в зонах «литологических окон», присутствие пластовой воды и мех. примесей в продукции ряда скважин привели к необходимости внесения корректив в проект разработки (1997г.), пересмотру технологических показателей разработки. В результате в 1998-1999 годах несоответствие целого ряда показателей проектным становится менее заметным. В 2003 году суммарный годовой отбор из сеноманской залежи составил 101% от проектного. По зонам УКПГ годовые отборы нигде не соответствовали проектным и составили от 90,7% до 121,9% от проекта. По УКПГ-1,6,7 они ниже проектных; по УКПГ-2,4,5 – выше проектных, на УКПГ-3 и 8 близки к проектному. Такое перераспределение добычи между УКПГ связано, прежде всего, с фактическим состоянием фонда скважин и отставанием от сроков ввода ДКС, с количеством бездействующих скважин на каждом УКПГ, числом скважин, работающих с различными осложнениями. Наибольшие значения падения пластового давления на 1 млрд.м³ добытого газа по зонам УКПГ показывает, что наибольшие величины этого параметра на УКПГ-3В,7,8, введенных в разработку с опозданием, связаны прежде всего с интенсивными перетоками газа из этих зон в центральные зоны месторождения.

Совершенно очевидно, что локальные «прорывы» ГВК связаны с литологическими особенностями строения продуктивной части разреза, соотношением песчаной и глинистой его составляющими, удельным весом пород-суперколлекторов в разрезе. В меньшей степени подъем ГВК связан с величиной отборов по кустам и положением куста на площади (например с высотой залежи). В целом можно говорить о том, что в центральных зонах УКПГ-1,2,3,5 доля пород–суперколлекторов колеблется от 40 до 50%. Периферийные зоны УКПГ-3В,7,8, средняя высота залежи которых составляет 57-80 метров, характеризуется увеличением доли глин и заглинизированных коллекторов. Имеющаяся информация о строении разреза на каждом отдельном кусте (от начального ГВК до кровли сеномана) и особенность разреза, уже пройденного ГВК, позволяет прогнозировать его движение в будущем, регулировать технологическими режимами темп его подъема. Наиболее выраженный подъем ГВК от 30 метров и больше отмечается на следующих кустах: №№ 104(32м.), 114(45,2м.), 602(38,0м.), 605(30,4м.), 611(32,3м.), 705(36,4м.), 707(29,8м.). Наиболее интенсивный подъем по годам разработки (выше 3-х метров в год) отмечается на следующих кустах: №№ 114, 302, 404, 412, 413, 416, 418, 511, 602, 605, 608, 615, 705, 707, 709, 710, 713, 716, 801. Наиболее интенсивным подъемом ГВК в зависимости от отборов характеризуются кусты: №№ 403(3,3 м./млрд.м³), 404(3,3 м./млрд.м³), 412(5,5 м./млрд.м³), 413(5,5 м./млрд.м³), 416(17,7 м./млрд.м³), 418(6,2 м./млрд.м³), 705(3,1 м./млрд.м³), 707(4,1 м./млрд.м³), 710(4,2 м./млрд.м³), 716(5,3 м./млрд.м³), 801(8,7 м./млрд.м³), 802(5,8 м./млрд.м³), 803(4,1 м./млрд.м³).

Причем на ряде из этих кустов коллекторские свойства разреза выше текущего ГВК лучше, чем у пород, которые ГВК уже прошел и поэтому можно прогнозировать более интенсивный его подъем в дальнейшем. Кроме того, анализ данных по подъему ГВК позволяет сделать вывод о том, что прогноз дальнейшего его подъема на каждом УКПГ имеет свои особенности. Так, например, если в центральных зонах подъем практически не зависит от отборов, а в большей степени связан с литологией слагающих пород, то на периферии (УКПГ-1В,3В,7,8) можно отметить его хорошую связь с интенсивными отборами по кустам. При этом подъем происходит не всегда плавно, (вертикальные прорывы могут достигать 5-10 метров в год) а чаще всего дискретно, и этот процесс в последние 2-3 года усложняет процесс эксплуатации скважин. Следствием такого движения ГВК является активное проявление пластовой воды в продукции многих скважин. Объем добываемой воды на УКПГ особенно возрастает в зимнее время при увеличении общих объемов, идет интенсивное разрушение призабойных зон скважин, разрушение устьевых обвязок, наблюдаются повышенные выносы мехпримесей, в шлейфах кустов образовываются жидкостные пробки, идет перерасход метанола, значительные температурные потери ведут к гидратным режимам работы шлейфов. Подавляющее большинство простоев скважин связано с процессами обводнения и разрушения призабойных зон. В настоящее время на месторождении по всему фонду скважин в летнее время, не реже одного раза в два года, проводятся специальные исследования на предмет выноса воды и механических примесей, отбираются пробы жидкости, геофизическими методами на проблемных скважинах определяется профиль и характер притока газа, анализируются технологические режимы работы скважин, проводятся водоизоляционные работы при капитальных ремонтах скважин.

Пластовые водопроявления на Ямбургском месторождении имеют три особенности. Есть скважины, в которых текущий ГВК поднялся до нижних перфорационных отверстий и объем добываемой воды при таком прямом поступлении в скважину зависит лишь от того какова доля нижних проперфорированных интервалов, находящихся под ГВК, в общем дебите скважин (например скважины кустов №№ 114, 419, 605, 611, 705). Большинство пластовых водопроявлений связано с некачественными цементажами эксплуатационных колонн. В одних случаях, это те скважины, которые вскрыли начальный ГВК с целью контроля за его положением (на 26 кустах положение ГВК на сегодняшний день вообще не отслеживается). В других случаях, это те скважины, в которых текущий ГВК поднялся до геологических забоев скважин, в ряде случаев – до искусственных забоев. При этом пластовая вода поступает в нижние перфорационные отверстия через заколонное пространство, а ее объем целиком зависит от состояния цементного камня за эксплуатационной колонной, степени разрушения призабойной зоны и в какой-то степени может регулироваться технологическими режимами работы конкретной скважины, т.к. зависит от задаваемой депрессии. Многие пластовые водопроявления зачастую здесь определяются неоднозначно, т.к. даже прямые геофизические методы иногда определяют такую незначительность водопритока, которая не сказывается на работе скважины. Третья особенность пластовых водопроявлений также связана с некачественным цементом за эксплуатационной колонной, но в данном случае текущий ГВК может находится значительно ниже геологического забоя скважины, а пластовое водопроявление связано с тем, что в скважине может быть вскрыта верхняя часть мощной толщи (до20-25 метров) суперколлектора., и в том случае, когда идет интенсивная отработка данного объекта, пластовая вода может поступать по литологическому окну вертикально конусом (скважины кустов №№ 707, 712, 717).

В связи с вышеизложенным особое значение приобретает правильное регулирование оптимальных отборов по кустам в технологических режимах, качественное проведение капитальных ремонтов скважин. В случае невозможности проведения водоизоляционных работ одновременно на большом количестве проблемных скважин во избежание остановок скважин, депрессии и скорости потока в скважинах должны обеспечивать вынос пластовой воды. С другой стороны технологические режимы работы скважин должны обеспечивать безгидратную работу шлейфов, уменьшение перерасхода метанола, безаварийную эксплуатацию устьевых обвязок. Еще более важное значение установление технологических режимов приобретает для скважин и кустов, с ожидаемыми пластовыми водопроявлениями (в свете прогноза подъема ГВК, возможного попадания в ближайшем будущем в интервалы «суперколлектора», наличия некачественного цементажа), но не подтвержденными на сегодняшний день.