Особенности разработки сеноманской залежи Ямбургского месторождения

Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение принадлежит к числу уникальных по запасам газа в Российской Федерации и в настоящее время является базовым при освоении природных богатств Западной Сибири. Месторождение открыто в 1969 г. на восточном берегу Обской губы на территории Надымского и Тазовского районов Ямало-ненецкого автономного округа Тюменской области в 60 км севернее Уренгойского месторождения, находящегося в разработке с 1978 г. Медвежье месорождение, введённое в разработку в 1971 г. первым среди месторождений севера Тюменской области, находится в 30 км южнее от Харвутинской площади, являющейся по сеноману частью Ямбургского месторождения [1].

Сеноманская залежь Ямбургского месторождения условно включает в себя собственно Ямбургскую площадь, которая находится в разработке с 1986 г., Харвутинскую площадь – в разработке с 1996 г. и Анерьяхинскую, введённую в разработку в 2004 г. Условное разделение месторождения было вызвано организационными причинами, связанными с условиями разработки.

Сеноманская залежь газа приурочена к верхам по-курской свиты (пласт ПК1). Покрышкой залежи являются глинистые породы кузнецовской, березовской и ганькинской свит мощностью свыше 600м. Эти обстоятельства создали благоприятные условия для образования регионального резервуара, кровля которого контролируется горизонтом ГПК1. Единая плоскость наклонного газо-водяного контакта объединяет Хар- вутинский и Ямбургский участки залежи. Ямбургско-Харвутинская залежь массивная, водоплавающая. На Ямбургском участке максимальная высота ее достигает 210 м. Коэффициент песчанистости сеноманской толщи составляет 0,6–0,8. прибрежного мелководья вверху.

Накопленный отбор газа из сеноманской залежи Ямбургского НГКМ на 01.10.2011 - 3351,33 млрд.м3, фонд действующих добывающих скважин – 966 ед., среднее пластовое давление – 5,82 МПа, средняя депрессия – 0,24 МПа.

Практически на всём протяжении разработки Ям-бургской площади Ямбургского НГКМ даже с учётом корректировок технологических показателей в проектных документах, наблюдается завышение проектных уровней отборов. В 1989-1994 гг. отмечается превышение среднего дебита скважин по газу над проектным, при этом число фактических скважин ниже числа скважин предусмотренных проектом. Данное обстоятельство позволяет говорить об компенсированном увеличении добычи по скважинам, что в свою очередь пагубно повлияло на скорость снижения пластового давления и подъёма ГВК в последующие периоды разработки.

По Харвутинской площади соответствие проектного и фактического годового отбора газа зафиксировано лишь в 1999-2000 гг. В остальной период разработки, в большинстве случаев, проектный отбор газа выше фактического. По данной площади также отмечаются периоды форсирования отборов газа, а, следовательно, и увеличение скорости снижения пластового давления.

По Анерьяхинской площади, несмотря на корректировку технологических показателей разработки в проекте 2006 г., с 2008 г. наблюдается превышение проектных отборов газа над фактическими. По результатам сопоставления проектных и фактических показателей разработки сеноманской залежи Ямбургского НГКМ на основании ряда несоответствий (как по годовым и накопленным отборам газа, так и по динамике пластовых давлений) рекомендуется корректировка проектных показателей разработки.

Основными параметрами, свидетельствующими о работе скважины без самозадавливания, являются:

• -    величина дебита газа скважины, изменяющегося вследствие изменения давления в шлейфе;

• -    дебиты газа на устье скважины по трубопроводам из ЦЛК и МКП на протяжении всего периода испытаний;

• -    температура газа на устье скважины в трубопроводах из ЦЛК и МКП не ниже 0С на протяжении всего периода испытаний.

Технология эксплуатации самозадавливающихся скважин считается не эффективной, если:

• -    постепенное снижение дебита газа составляет 30-100% от рабочего дебита газа в соответствии с технологическим режимом и не взаимосвязано с динамикой изменения давления в шлейфе;

• -    зафиксированы систематические (периодические) значительные снижения дебита газа, не имеющие прямой зависимости с изменением давления в шлейфе и приводящие к необходимости проведения технологических продувок на факельную линию;

• -    изменение давления в шлейфе приводит к скоплению жидкости в стволе скважины (снижению дебита газа скважины на 30-100%). Технология эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам может эффективно применяться в скважинах сеноманских залежей [2].

Наиболее целесообразно применять данную технологию в скважинах, работающих со значительными депрессиями на пласт без образования песчаных пробок и работающих с перепадом давления между буфером и шлейфом более 2 атм. Целесообразно применение данной технологии на удаленных скважинах, доступ к которым ограничен на протяжении длительного периода.