К оглавлению	УДК 553.981:622.324
	© Н.М. Кругликов, Е.И. Кудрявцева, 1995

ОСТАТОЧНЫЕ ЗАПАСЫ ГАЗА В ИСТОЩЕННЫХ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ КАК ОБЪЕКТ МЕСТНОГО ГАЗОСНАБЖЕНИЯ

Н.М. Кругликов, Е.И. Кудрявцева (ВНИГРИ)

При эксплуатации газовых месторождений в силу физических (фазовая проницаемость, неоднородность строения коллектора) и технологических (сетка скважин, режим их работы) причин из продуктивного пласта никогда не извлекается весь свободный газ.

В большинстве случаев удается получить 70-80 % его геологических запасов, реже - больше.

После прекращения разработки в залежах многих газовых месторождений, предназначенных для магистрального газоснабжения, наряду с рассеянным остаточным газом сохраняются литологически или тектонически изолированные участки, практически не затронутые эксплуатацией. Именно эта часть геологических запасов, остающаяся в месторождении, особенно крупном, представляет наибольший практический интерес. Запасы таких остаточных мелких залежей на выработанных крупных и средних месторождениях могут быть реализованы для местного газоснабжения.

Необходимо различать остаточный газ и остаточные запасы газа. Остаточный газ - это газ, который не может быть рентабельно извлечен из залежи при современной технологии разработки месторождений. Остаточные запасы газа - это разность между величиной извлекаемых запасов и количеством фактически извлеченного газа. Точность оценки остаточных запасов газа зависит от точности подсчета его начальных геологических запасов. Здесь могут влиять как объективные, так и субъективные, конъюнктурные по характеру факторы.

Учитывая накопленный опыт эксплуатации газовых месторождений, условимся под истощенным газовым месторождением (залежью) понимать месторождение, выработанное до такой степени, что рабочий дебит отдельных скважин и общий дебит всех эксплуатационных скважин по величине стоимости газа не обеспечивает затрат на его добычу, включая амортизационные отчисления и другие затраты.

В пластах с низкой пьезопроводностью при редкой сетке эксплуатационных скважин степень охвата коллектора депрессией давления при интенсивном отборе газа может оказаться неполной. Будет проявляться ограниченный упругий режим. В этом случае величина материального истощения газовой залежи будет отставать от величины истощения пластовой энергии в зоне влияния работающих скважин. В таких условиях известный метод оценки величины запасов по падению давления оказывается неприемлемым. В то же время при высокой пьезопроводности как самого объекта, так и его неограниченной по объему законтурной области интенсивный отбор газа будет компенсироваться поступлением пластовой воды без существенного, снижения давления (идеальный водонапорный режим).

В результате степень материального истощения залежи будет существенно превышать степень истощения пластовой энергии самой залежи и ее законтурной области. В подобной ситуации оценка запасов по падению давления затруднена. Требуется знать объем воды, заместивший газоносную часть залежи. И лишь при наличии газонапорного режима в чистом виде степень истощения залежи будет проявляться в одинаковой мере как в дебитах скважин, так и в величине давления на их устье.

Таким образом, степень истощения определяется не только дебитом и количеством отобранного газа, но и давлением на устье эксплуатационных скважин, которое отражает степень истощения пластовой энергии разрабатываемого объекта как в окрестностях эксплуатационных скважин, так и в целом всей залежи. По этому показателю следует выделять несколько стадий истощения.

Первая стадия - среднее давление на выходе пунктов промысловой подготовки газа снижается (от начального) до уровня давления в магистральном газопроводе, т.е. газ в газопровод попадает под собственным давлением без помощи дожимных компрессорных станций (ДКС). При разработке залежей с низким начальным пластовым давлением первая стадия не выделяется.

Газ таких залежей используется или для местного газоснабжения, или попутно при разработке залежей, обладающих высоким давлением. Для этого нужны ДКС.

Вторая стадия - среднее давление изменяется от давления в газопроводе до давления, технически допустимого на устье скважин. Подача газа в газопровод осуществляется через ДКС.

При этом рабочие дебиты отдельных скважин могут оказаться как выше, так и ниже рентабельного уровня, но общий дебит всех скважин должен быть не ниже осредненного по всем скважинам рентабельного уровня.

В отдельных скважинах вследствие обводнения может снизиться дебит ниже рентабельного уровня задолго до технически допустимого снижения общего давления в залежи. Если резервные возможности нормально работающих скважин не позволяют компенсировать потери и поддерживать добычу на заданном уровне, бурят дополнительные скважины.

Третья стадия - это стадия компенсируемого истощения, когда вследствие проявления водонапорного режима в сочетании с высвобождением (перераспределением) упругого запаса законтурной области давление в залежи стабилизируется или через какое-то время возрастает выше технически допустимого минимума (на устье скважин). При этом дебит скважин превышает рентабельный уровень. На этой стадии возможен периодический отбор газа для местного пользования при наличии емкостей для его хранения. Для дальней транспортировки этот газ непригоден.

Четвертая стадия - стадия полного истощения. Она имеет место на месторождениях, когда водонапорный режим не проявляется, а упругая энергия самой залежи и ее законтурной области исчерпана. Газ, остающийся в залежи на этой стадии, может быть извлечен совместно с водорастворенным газом законтурной области путем создания на истощенном месторождении циркуляционной системы (систем). Работа такой системы основана на закачке через нагнетательные (бывшие эксплуатационные) скважины в продуктивный пласт дегазированной воды с несколько пониженной минерализацией и откачке ее из ближайших к нагнетательным скважин. Интенсивность выработки остаточного газа при этом будет зависеть в первую очередь от приемистости нагнетательных скважин, т.е. от проницаемости и мощности продуктивного горизонта. Большинство истощенных по запасам залежей находится на второй стадии истощения пластовой энергии.

Необходимо подчеркнуть, что многие газовые месторождения, особенно крупные, предназначенные для магистрального газоснабжения и не имеющие местных потребителей, часто прекращали разрабатывать на второй и третьей стадиях истощения, причем в залежи оставались литологически или тектонически изолированные участки, практически не затронутые эксплуатацией. Такие остаточные мелкие залежи в истощенных крупных месторождениях, разработка которых прекращена, явление почти рядовое, и при наличии потребителей многие из них могут быть реанимированы для местного газоснабжения.

Уровень снижения добычи газа в добывающих месторождениях различен.

По степени истощения могут быть выделены районы, в которых газ может быть использован для местного газоснабжения. Около 90 % разведанных запасов газа размещены вдали от потребителей в районах Сибири, Средней Азии и др. Это вызвало необходимость строительства мощных газовых магистралей протяженностью 2,5-4,0 тыс. км. Такие месторождения невольно остаются недовыработанными. Одновременно с этим известны старые газоносные районы с развитой инфраструктурой и массовым потребителем, где отдельные газовые месторождения выработаны на 90 % и более и где существует высокий топливный дефицит. К ним относятся Северное Предкавказье, Саратовская, Волгоградская, Оренбургская, Самарская области, Республики Калмыкия и Коми.

В большинстве месторождений газ неагрессивен в коррозионном отношении, что позволяет предполагать достаточно хорошую сохранность оборудования старых эксплуатационных скважин, особенно при их незначительной обводненности и малом выносе терригенного материала из пласта.

В общем балансе газа на 01.01.93 г. наибольшее количество остаточных запасов газа приходится на Ставропольский край - 21,6 млрд. м³ по категориям A+B+C₁ (47 % общих запасов края), из них 20,3 млрд м³ относятся к 11 законсервированным месторождениям и 1,3 млрд. м³ - к 4 истощенным. Заслуживают внимания для доразработки Сенгилеевское газовое месторождение, выработанное на 73 %, с остаточными запасами газа 506 млн. м³ и Кугутское газовое месторождение, выработанное на 75 %, с остаточными запасами газа 566 млн. м³.

В Краснодарском крае остаточные запасы газа по категориям А+В+С₁ составляют 6,5 млрд. м³ и по категории С₂ - 7,1 млрд. м³. Из них на 14 истощенных месторождениях сосредоточено 4,1 млрд м³ газа категорий A+B+C₁. Среди них заслуживает внимания Каневско-Лебяжье газоконденсатное месторождение, выработанное на 87,8 %, с остаточными запасами газа 2,6 млрд. м³ по категориям А+В+С₁ и 1,1 млрд. м³ по категории С₂.

В Поволжском районе интерес представляет Саратовская область, где на 6 истощенных месторождений приходится около 5,6 млрд м³ газа категорий А+В+С₁. Здесь можно рекомендовать нефтегазоконденсатные Западно-Рыбушанское месторождение, выработанное на 70 %, с остаточными запасами газа 2,5 млрд. м³, Урицкое, выработанное на 89 %, с остаточными запасами газа 2,2 млрд. м³, Степновское, отработанное на 97 %, с остаточными запасами газа 0,7 млрд. м³. В Волгоградской области остаточные запасы газа по категориям А+В+С₁ составляют 13,3 млрд. м³. Из них на 5 истощенных месторождений приходится 2,1 млрд. м³ газа. Заслуживает внимания Коробковское месторождение, выработанное на 98.5 %, с суммарными остаточными запасами газа 0,7 млрд м³ и Верховское, отработанное на 98,9 %, с суммарными остаточными запасами газа 1,3 млрд. м³.

Всего по европейской части России суммарные остаточные запасы газа категорий А+В+С₁ составляют около 200 млрд. м³.

Для продления эксплуатации объектов газодобычи на истощенных газовых месторождениях к настоящему времени разработаны и внедрены в практику как у нас, так и за рубежом следующие прогрессивные методы и технологии разработки.

1. Прирост добычи, а иногда и запасов газа за счет сгущения сетки эксплуатационных скважин. Наиболее яркий пример - Канзасская часть крупного газового месторождения Хьюготон (США), эксплуатация которого продолжается более семи десятилетий [5]. Глубина залегания эксплуатируемого пермского горизонта составляет 430-1670 м. В 1987 г. на месторождении началось бурение скважин по сгущенной сетке. Площадь эксплуатации на каждую скважину снизилась от 2,6 до 1,9 км². Дебит газа новых скважин в 2-3 раза превысил дебит старых, увеличившись с 28 до 50-80 тыс. м³/сут. Прирост запасов газа составил 213 млрд. м³ (т.е. 71 % текущих запасов). В дальнейшем планируется пробурить по сгущенной сетке скважины глубиной 1800-1950 м до нижележащих каменноугольных отложений, которые также являются продуктивными. Это несколько повысит стоимость одной скважины на пермский комплекс - до 130-135 вместо 100 тыс. дол. Но предполагается, что каждая новая скважина будет давать на 40 % газа больше, чем старая. Такое же разбуривание старых месторождений по сгущенной сетке планируется в Оклахоме и по профилю Канзас - Оклахома. Различные компании сгущают сетку скважин по-разному, даже уменьшают площадь, приходящуюся на одну скважину, до 0,6 км². Этот метод можно рекомендовать для истощенных месторождений в Ставропольском крае - Сенгилеевского, Петровско-Благодарненского, Казино-Грачевского. Указанные месторождения имеют большую площадь и небольшую глубину залегания продуктивных горизонтов (200- 900 м). В Краснодарском крае для увеличения газодобычи таким методом рекомендуется разрабатывать месторождения Кущевское (глубина продуктивного горизонта 1200-1400 м) и Каневско-Лебяжье (глубина 1300 м).

2. Метод повторного заканчивания скважин. Этот новый метод широко используется для повышения дебита скважин и запасов газа в истощенных газовых месторождениях путем бурения горизонтального ствола в продуктивном пласте. Скважины с горизонтальным стволом позволяют значительно увеличить отбор нефти и газа из трещиноватых коллекторов, маломощных и малопроницаемых продуктивных горизонтов со сложным строением (линзы, литологическое замещение, тектонические экраны). Горизонтальное бурение, как отмечают зарубежные авторы [4], начатое в 50-е гг. в СССР, не привело в свое время к ощутимым положительным результатам. В настоящее время благодаря развитию новых технологий оно широко используется во многих регионах и странах мира - Северное море, Италия, США (Аляска, Техас, Канзас, Оклахома), Канада, Филиппины, Австралия и др. В 1980-1984 гг. только в США ежегодно бурилось не более одной-двух скважин. В 1988 г. их число в нефтегазодобывающих странах возросло до 200.

Горизонтальное бурение позволяет обходиться значительно меньшим числом эксплуатационных скважин. Примером может являться месторождение Прадхо-Бей на Аляске, где одна горизонтальная скважина по объему добычи соответствует четырем вертикальным. До 1989 г. горизонтальное бурение использовалось только на нефтяных месторождениях. Но на газовых месторождениях эффект даже выше [2]. Так, в 1989 г. на газовом месторождении Норт-Вальянт в Северном море пробурена горизонтальная скважина.

Ее стоимость на 35 % выше традиционной вертикальной. Однако приток газа во время испытания был в 3 раза больше, чем в вертикальной. Тогда же в Аргентине на месторождении Неукен было пробурено 120 м горизонтального ствола. Добыча газа здесь увеличилась в 6 раз [2]. Для повышения охвата пласта и роста продуктивности добывающие скважины бурят рядами с таким направлением горизонтальных стволов, чтобы в месте окончания бурения первой скважины пласт вскрывала вторая, а в месте окончания второй - третья и т.д. Такие скважины могут обеспечить практическое применение многих известных технологий добычи [1]. Для многократного увеличения дренирующей поверхности пласта в нашей стране рекомендована и используется проводка скважин нового типа в виде системы разветвленно-горизонтальных скважин (РГС). При вскрытии пласта основной ствол скважин разветвляют на несколько дополнительных, резко искривленных и горизонтально направленных. Протяженность вскрытия продуктивного пласта в них обычно в 10-12 раз больше, чем в обычных вертикальных скважинах. В Краснодарском крае, на Украине и в других районах системы РГС отличались более высокими дебитами, чем обычные скважины [1].

Многозабойные и разветвленно-горизонтальные скважины позволяют в десятки раз увеличивать полезную площадь вскрытия пласта. За счет этого их дебит возрастает в 8-12 раз. Скважины такого профиля экономически эффективны при разведке небольших месторождений со сложной конфигурацией продуктивной залежи [3].

3. Для извлечения остаточных запасов газа относительно небольших по размерам истощенных газовых месторождений с одновременным использованием геотермальной энергии, гидроминеральных ресурсов и растворенных газов законтурных областей и верхних водоносных горизонтов рекомендуется применение гидроциркуляционных систем. Эффективность таких систем будет зависеть от качества коллекторов - проницаемости, мощности, выдержанности. Их преимущество заключается в комплексности освоения недр и возможности извлечения не только остаточных запасов газа, но и части самого остаточного газа, т.е. в повышении коэффициента извлечения газа.

4. На базе месторождений с высокими дебитами и хорошими выдержанными коллекторами возможно создание подземных газохранилищ, в которых технологически используются остаточный газ, сформировавшаяся в процессе эксплуатации депрессия пластового давления, облегчающая закачку газа, предназначенного для хранения, и вся инфраструктура промысла.

5. На крупных газовых месторождениях, особенно многокупольных, типа Северо-Ставропольско-Пелагиадинского возможны одновременно создание подземного газохранилища и доработка отдельных частей месторождения.

Поскольку объем газа подземных газохранилищ обычно не превышает нескольких миллиардов кубических метров, для их формирования могут быть использованы как мелкие, так и более крупные истощенные залежи. При этом степень использования объема залежи будет больше у мелких, но в них будет выше давление нагнетания при данной глубине.

На 01.01.93 г. наиболее выработанными районами европейской части России являются Ставропольский край, выработанность - 86,2 %, Краснодарский край - 68,9 %, Волгоградская область - 76,5 %, Самарская область - 80,6 %, Саратовская область - 66,6 %, Республика Коми - 68,2 %. Как первоочередные районы для использования остаточных запасов газа заслуживают внимания Ставропольский и Краснодарский края, Волгоградская и Саратовская области. Судя по величине остаточных запасов (газ категорий A+B+C₁) в истощенных месторождениях для доосвоения с целью местного газоснабжения наиболее перспективны Саратовская область (5,6 млрд. м³), Краснодарский край (4,1 млрд. м³), Волгоградская область (2,1 млрд. м³) и Ставропольский край (1,3. млрд м³).

В то же время запасы газа категорий A+B+C₁ в законсервированных месторождениях в Ставропольском крае значительно выше - 20,3 млрд. м³, в Волгоградской области - 11,1 млрд. м³, Саратовской области - 10,9 млрд. м³ и Краснодарском крае - 2,4 млрд. м³.

Повышение коэффициента извлечения остаточных запасов газа посредством различных интенсификационных методов извлечения только на 10-15 % приведет к пропорциональному увеличению запасов без применения геологоразведочных работ.

Такой подход к доосвоению остаточных запасов газа истощенных, ранее законсервированных и выработанных месторождений может "оживить" многие месторождения Урало-Поволжья, Предкавказья и Тимано-Печорской НГП.

ЛИТЕРАТУРА

1. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1988.

2. Виноградова О.В., Толстой Н.С. Горизонтальное бурение при эксплуатации нефти // Геология нефти и газа. - 1990. - № 12. - С.28-30.

3. Калинин А.Г., Григорян Н.А., Султанов Б.З. Бурение наклонных скважин (Справочник). - М.: Недра, 1990.

4. Economides M.J., McLennan J.D., Rolgiers J.C. Performance and stimulation of horizontal wells // World oil. - 1989. - Vol.208, № 6. - P.41-45.

5. Petzet G.A. Infill drilling going slow in big Kansas Hugoton field // Oil and Gas J. - 1988. - Vol.86, № 2. - P.15-17.

Abstract

Many gas fields intended for main gas supply, after cessation of exploitation activity retain in pool lithologically or tectonically isolated parts which have not practically been exploited.

It is just that part of geological reserves remaining in the field, especially a large one, which is of the most practical interest. Reserves of such remaining small pools may be used for local gas supply. Degree of pools depletion is determined by not only production rate and gas run but well head pressure that reflects degree of reservoir energy of the object under development both in vicinities of production wells and as a whole in the pool. To prolong exploitation of oil production tar- gets in depleted gas fields the following advanced methods and technologies have been developed and brought into practice by the present time in Russia and abroad:

1) increase in production or sometimes in gas reserves due to close-spaced development wells;

2) multiple well completion method; 3) application of hydrocirculating systems; 4) creation of underground gas storages. Among the first priority areas for the remaining gas reserves utilization are the Stavropolsky and Krasnodarsky krajs which are worthy of notice. Increase in recovery factor of remaining gas reserves by means of various stimulating recovery methods will lead to proportional reserves increase at least by 10-15 per cent with no exploration activity being involved.