Геолого-промысловые особенности применения ГРП и ЗБС на скважинах Уренгойского месторождения

Geological and field features of application of hydraulic fracturing and ZBS on wells of the Urengoy field

Добыча газа из сеноманских залежей в промышленных масштабах началась в 1972 году на Медвежьем месторождении. Затем в 1978 году вводится в разработку Уренгойское месторождение, коре по запасам газа в астоящее время является наиболее крупным месторождением в России. Кроме этого, Уренгойское месторождение является третьим в мире по величине пластовых запасов, которые превышают 10 триллионов кубических метров (10¹³ м³).

На Уренгойском месторождении, по общим подсчетам, запасы природного газа можно оценить в  16 трлн. м³. Помимо этого, остаточных геологических запасов природного газа можно оценить в 10,5 трлн. м³, что составит 65,63 % от общего геологического запаса природного газа Уренгойского месторождения.

Физико-географическое районирование и расположение Уренгойского месторождения определяется в Западносибирской низменности. В административном отношении оно входит в состав Надымского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области.

На территории Уренгойского месторождения расположено большое количество рек, ручьев и озер, практически 50% от всей территории занято болотами, что определяет сильную заболоченность и труднопроходимость территории Уренгойского месторождения. Так же район расположения месторождения представлен залеганием многолетнемерзлых пород.

Непосредственно на Уренгойском месторождении ведется добыча газа, конденсата и нефти из сеноманских и валанжинских отложений. Карта сеноманской залежи Уренгойского месторождения представлена на рисунке 1.

Рисунок 1 - Карта сеноманской залежи Уренгойского месторождения

 

Слой вечной мерзлоты на Уренгойском месторождении представлен на уровне 400 м., сразу под ним располагается пласт нефтегазоносности, который представлен тремя этажами:

- сеноманский газовый горизонт;

- нефтеконденсатные залежи нижнего мела;

- нефтегазоконденсатные залежи ачимовской толщи и юры (рисунок 2).

Рисунок 2 - Геологический разрез Уренгойского месторождения

 

Первый этаж нефтегазоносности Уренгойского месторождения располагается на уровне 1000 м. от поверхности Земли и представлен тремя структурами: Уренгойским валом, Песцовым и Ен-Яхинским поднятием. В составе пластового газа преобладает метан (почти 98%). Здесь нет опасного сероводорода, крайне малы примеси азота, аргона, гелия, углекислого газа [2].

Отложения характеризуются исключительно благоприятными условиями для накопления и сохранения крупных залежей газа. Песчано-алевролитовые коллекторы сеномана отличаются высокими емкостными свойствами: открытая пористость их 26–34%, проницаемость нередко достигает 3000–6000 мД, составляя в среднем 1000–1500 мД. Это и обусловливает очень высокие дебиты газа из сеноманских отложений [2].

Второй этаж нефтегазоносности Уренгойского месторождения представлен такими структурами, как Уренгойская, Ен-Яхинская, Песцовая, Северо-Уренгойская площади, глубина залегания находится на уровне 1700-3340 м. Здесь выделяют около 17 нефтегазоконденсатных пластов. Природного газа на данном ярусе добывается значительно меньше, чем на первом, однако, увеличивается добыча жидких углеводородов – нефти и конденсата.

Что касается третьего яруса, то залежи газа ачимовской толщи в настоящее время активно изучаются, апробируются новые способы увеличения добычи природного газа. Кроме того, возможен выход к еще более глубоко залегающему, четвертому, этажу газоносности – триас-полеозойскому [3].

Среди осложнений добычи газа на сеноманских залежах можно выделить замерзание промывочной жидкости, протаивание и потеря связности в рыхлых породах с образованием значительных по объему каверн, а так же образование песчаных пробок, забивающих скважинное оборудование.

Для минимизации последствий и поддержанию режима работы газоконденсатных скважин сеноманской залежи Уренгойского месторождения необходимо проводить геолого-технологические мероприятия в общем виде к следующим:

  • проведение капитального ремонта скважин, включающего крепление призабойной зоны пласта и водоизоляционные работы;
  • осуществление ГРП и ЗБС;
  • обработка забоя скважин твердыми и жидкими поверхностно-активными веществами (ПАВ);
  • замена насосно-компрессорных труб (НКТ) на трубы меньшего диаметра;
  • применение модульных компрессорных установок.

Наиболее эффективными геолого-технологическими мероприятиями по поддержанию режима работы газоконденсатных скважин сеноманской залежи Уренгойского месторождения  являются ГРП и ЗБС.

Таким образом, только своевременное применение вышеперечисленных геолого-технологических мероприятий, а в частности ГРП и ЗБС, позволяет преодолеть трудности эксплуатации выработанных сеноманских газовых залежей Западной Сибири. По нашему мнению, именно этим и будет определяться дальнейшее развитие отечественной газовой отрасли ближайшее время.

 

Список литературы:

  1. Ермолкин В.П. Геология и геохимия нефти и газа / В.И. Ермолкин, В.Ю. Керимов. - М.: Недра, 2012. - 460 с.
  2. Керимов В.Ю. Геология нефти и газа / В.Ю. Керимов [и др.]. — М.: Академия, 2015. — 288 с.
  3. Покрепин, Б. В. Разработка нефтяных и газовых месторождений / Б.В. Покрепин. - М.: Феникс, 2015. - 320 c.