В настоящее время сеноманские залежи месторождений севера Западной Сибири являются основным источником добычи газа. Однако большинство крупных и гигантских месторождений в рассматриваемом районе разрабатываются с 80-х годов прошлого столетия и находятся на завершающей стадии. В связи с этим актуальным является анализ геолого-промысловых характеристик и оценка состояния разработки сеноманских залежей газа для повышения эффективности выработки запасов, обоснования комплекса мероприятий для контроля за разработкой и определения методов повышения дебитов газа.
Рассматриваемое газокондесатное месторождение расположено в заполярной части Западно-Сибирской равнины на Тазовском полуострове. По административно-территориальному делению территория месторождения является Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области.
Разрез отложений месторождения представлен породами мезозойско-кайнозойского осадочного комплекса толщиной порядка 7 км, и породами палеозойского фундамента. Отложения палеозойского фундамента на территории месторождения не вскрыты. Сеноманская газовая залежь приурочена к отложениям покурской свиты верхнего мела, представленной переслаиванием мелкозернистых песчаников, песков, алевролитов и глин с пропластками и линзами углей.
Сеноманская продуктивная толща представляет собой сложный полифациальный комплекс прибрежно-морских и аллювиально-дельтовых континентальных отложений и характеризуется значительной изменчивостью литологического состава, сильной расчлененностью и неоднородностью пластов-коллекторов, которые выклиниваются и замещаются по разрезу и по площади. Характерной особенностью этой толщи является ритмичность осадконакопления. В ее разрезе выделяются четыре полных и один неполный ритмоцикла.
Полные циклы осадконакопления характеризуются уменьшением зернистости пород вверх по разрезу и состоят из двух пачек, изменяющихся по толщине и составу. Нижние пачки циклитов сложены сравнительно однородными пес-чано-алевролитовыми породами с высокими фильтрационно-емкостными свойствами. Перекрываются они менее проница-емыми либо слабопроницаемыми пачками глинистых алевролитов и глин, расслоенных на отдельных участках пластами алевролитов и песчаников [4].
К сеноманской продуктивной толще приурочены основные запасы газа месторождения. Она представлена кон-тинентальными песчано-алевролитовыми, часто слабосцементированными породами с подчиненными прослоями глин и пропластками углей. Значительное место в разрезе продуктивных отложений занимают коллекторы I, II, и III классов (Рис. 1). Рабочие дебиты разведочных скважин достигают 800 тыс.м3/сут., а в эксплуатационных скважинах они колеблются от 200 до 1680 тыс.м3/сут. Газоводяной контакт ее находится на отметках от минус 1159,0 до минус 1175,9 м и имеет наклон в северо-восточном направлении. Залежь вскрыта в интервале глубин от 997,0 до 1211,6 м, ее размеры составляют 84х44 км, а высота более 210 м.
Сеноманская залежь газа контролируется природным фактором – наличием высокоамплитудной ловушки, пе-рекрытой мощной (от 200 до 800 м) толщей глин кузнецовской свиты, которая служит надежной покрышкой залежи. Залежь подстилается пластовой водой по всей площади ее распространения и является субмассивной. Объем сеноманской залежи определяется двумя поверхностями – кровлей сеноманских коллекторов и уровнем газоводянного контакта. Песчано-алевритовые породы в газонасыщенной части сеноманской продуктивной толщи составляют от 42,0 % до 85,3 %.
Толщины проницаемых пород колеблются от 0,2 до 20,0 м; глинистых – от 0,4 до 32,0 м. Коллекторами газа являются пески, песчаники, крупнозернистые алевролиты. По гранулометрическому составу в коллекторах преобладают мелко-псамитовая и крупноалевритовая фракции. В целом породообразующие минералы представлены кварцем (45 %), полевыми шпатами (30 %), слюдой (10 %), обломками других пород (15 %). Количество цемента в песчано-алевритовых породах изменяется от 10 % до 20 % в слабосцементированных разностях, до 35 % в более плотных. По составу цемент в основном представлен каолинитом и монтмориллонитом. Коллекторы разделяются между собой плотными породами, представленными, в основном, глинами. Средневзвешенная по толщине пористость изменяется от 23 % до 33 %. Коэф-фициент газонасыщенности равен 0,75. Среднее значение проницаемости составляет 1,67 Д.
Известно, что неоднородность продуктивных пластов оказывает существенное влияние на основные технические показатели добычи и полноту выработки запасов. Наиболее важными характеристиками неоднородности являются прерывистость пластов и неоднородность пластов-коллекторов по проницаемости, пористости [1, 2].
По имеющимся геолого-промысловым данным в пределах рассматриваемой залежи можно выделить пять зо-нальных интервала. Сеноманская залежь имеет свои особенности: на всей территории четко прослеживается 1-ый зо-нальный интервал, в пределах скважин №№ 40, 20, 90, 50 распространены все пять зональных интервала, а в пределах скважин №№ 30, 10, 60, 70 наблюдается слияние 2-го и 3-го зональных интервалов, в скважине № 50 – 3-го и 4-го, в скважине № 70 – 4-го и 5-го. Толщина глинистого раздела между проницаемыми прослоями в среднем составляет 15 м и может достигать 20 м. Ниже приведено описание выделенных зональных интервалов.
Первый зональный интервал имеет повсеместное распространение. Толщина зонального интервала в среднем составляет от 30 до 35м, может достигать 45м. Коэффициент выдержанности первого зонального интервала составляет 1.
Второй зональный интервал распространен на большей части залежи. Его толщина колеблется от 25 до 35м. Коэффициент выдержанности второго зонального интервала по площади равен 0,52.

Рис. 1 – Схематический геологический разрез сеноманской продуктивной толщи на текущий момент разработки

Третий зональный интервал так же как и второй прослеживается на большей части исследуемой территории. Мощность его в среднем составляет от 15 до 20м. Коэффициент выдержанности его составляет 0,51.
Четвертый зональный интервал распространен практически повсеместно, за исключением двух зон, где он имеет слияние с 3-им и 4-ым зональными интервалами, соответственно. Толщина четвертого зонального интервала до-стигает 40м. Коэффициент выдержанности четвертого зонального интервала равен 0,80.
Пятый зональный интервал имеет повсеместное распространение, исключая небольшой участок восточной части исследуемой площади. Его толщина в среднем составляет 40м. Коэффициент выдержанности данного интервала равен 0,82.
В северной и южной частях залежи наблюдается слияние 2-го и 3-го зональных интервалов. Коэффициент свя-занности составляет 0,48. В восточной части площади наблюдается слияние четвертого и пятого зональных интервалов, коэффициент связанности здесь составляет 0,20. Наибольшее значение для разработки имеет значение зона слияния второго и третьего зональных интервалов.
По результатам выполненных работ выявлены закономерности распространения газонасыщенных пород-коллекторов и изменения их фильтрационно-емкостных параметров на площади месторождения. На территории место-рождения выделяется несколько крупных участков с повышенными толщинами газонасыщенных коллекторов. В пределах этих участков породы-коллекторы характеризуются также более высокими фильтрационно-емкостными свойствами по сравнению с соседними районами.
В южной половине месторождения прослеживаются два таких участка. Наиболее крупный по размерам, основной участок, в котором наблюдаются наибольшие в пределах месторождения толщины газонасыщенных коллекторов, приурочен к купольной части поднятия. Эффективные газонасыщенные толщины здесь изменяются от 90 до 175 м, мак-симальные их значения установлены в скважинах 99 и 25, пробуренных в своде поднятия.
Породы-коллекторы основного участка характеризуются очень высокими фильтрационно-емкостными свой-ствами. В его пределах средневзвешенная эффективная пористость газонасыщенных пород-коллекторов составляет 31,5 % и лишь на отдельных периферийных участках уменьшается до 22%. Средневзвешенная абсолютная проницаемость коллекторов изменяется от 1,0 до 2,11 Д, и только вблизи границ участка местами снижается до 0,5 Д. Максимальные значения средневзвешенной эффективной пористости и абсолютной проницаемости наблюдаются в сводовой скважине 25.
Второй участок повышенных толщин газонасыщенных коллекторов наименьших размеров выделяется на поло-гом восточном крыле структуры. В его пределах эффективные газонасыщенные толщины изменяются от 80 до 107м. средневзвешенные значения эффективной пористости и абсолютной проницаемости пород-коллекторов соответственно составляют 26 % и 1,14 Д.
В зоне, отделяющей первый основной участок от второго, эффективные газонасыщенные толщины уменьшаются до 75 м, эффективная пористость коллекторов – до 20,5 % и абсолютная проницаемость – до 0,34 Д.
В северной части месторождения прослеживаются три участка повышенных толщин газонасыщенных коллек-торов: западный, восточный и центральный.
Западный участок выделяется на северной периклинали поднятия. Эффективные газонасыщенные толщины изменяются в нем от 40 до 60 м, из которых на долю высокопроницаемых пород I-III классов приходится более 50 % толщин, что составляет от 24 до 49м. На картах эффективной пористости и абсолютной проницаемости этот участок также характеризуется высокими значениями фильтрационно-емкостных параметров: средневзвешенная эффективная пористость составляет от 18 % до 26% и абсолютная проницаемость от 0,3 до 0,9 Д.
Восточный участок повышенных толщин газонасыщенных пород-коллекторов приурочен к северо-восточному структурному носу. Эффективные газонасыщенные толщины изменяются в его пределах от 50 до 84,5 м. Толщины вы-сокопроницаемых газонасыщенных коллекторов I-III классов достигают 60м. Средневзвешенная эффективная пористость коллекторов составляет здесь от 18 % до 24,5 %, а абсолютная проницаемость от 0,250 до 1,14 Д.
Центральный участок повышенных толщин газонасыщенных коллекторов, имеет субмеридиональное прости-рание. Эффективные газонасыщенные толщины достигают в нем 60 м., при этом толщина пород-коллекторов III класса составляет от 19,0 до 36,2 м, средневзвешенная эффективная пористость здесь не превышает 20,6 %, а проницаемость 0,27 Д.
Западный, центральный и восточный участки повышенных толщин разделены зонами, где толщины газонасы-щенных коллекторов значительно сокращаются и составляют менее 40 м, при этом содержание высокопроницаемых пород в них уменьшается до 11 м. В разрезах этих зон присутствуют коллекторы, состоящие в основном из глинистых алевролитов, в связи с чем их средневзвешенная эффективная пористость составляет лишь 16 %, а абсолютная проница-емость – менее 0,1 Д.
Толщины высокопроницаемых газонасыщенных коллекторов в разрезах участков повышенных толщин в не-сколько раз больше, чем в разделяющих их зонах. Это указывает на то, что значительная часть песчаных и алевролитовых пластов вероятно выклинивается или замещается слабопроницаемыми глинисто-алевролитовыми породами в сторону зон пониженных эффективных газонасыщенных толщин.
Газ сеноманской залежи состоит, в основном, из метана (98,32%). Содержание тяжелых углеводородов в среднем составляет 0,066 %, сероводород отсутствует. В пробах и по результатам на газоконденсатность углеводороды С5+В не обнаружены. Сероводород отсутствует. Содержание азота – 1,18 %, углекислого газа – 0,382 %, аргона – 0,03 %; гелия – 0,019 %; водорода – 0,27 %. В непромышленных концентрациях отмечены инертные газы (до 0,01 %), водород содер-жится в количестве 0,038 %. Относительная плотность газа по воздуху 0,564, среднее значение низшей теплотворной способности – 7878ккал/м3. Среднекритические параметры составляют Ркр.= 45,75 ата, Ткр.= 190,66°К.
Пластовые воды апт-сеноманского комплекса в районе месторождения имеют довольно однообразный состав и минерализацию (14-18 г/л). По составу воды комплекса относятся к хлор-кальциевому типу, плотность их при атмо-сферном давлении и температуре 200 C равна 1,01-1,014 г/см3. Вязкость пластовых вод составляет по различным оценкам 0,69-0,78 МПа.с. Водорастворенные газы пластовых вод представлены почти полностью метаном (96,7-98,4 %), со-держание растворенных газов составляет 1900-2060 см3/л.
Как было отмечено выше сеноманская залежь газа контролируется природным фактором. Природным режимом залежи нефти и газа называют совокупность естественных сил, которые обеспечивают перемещение нефти и газа в пласте к забоям добывающих скважин. К основным источникам пластовой энергии в газовых и газоконденсатных залежах относят напор расширяющегося сжатого газа и краевых пластовых вод и упругость жидкости и породы. Соответственно выделяют режимы — газовый и упруговодонапорный. При упруговодонапорном режиме напор краевых вод всегда сочетается с упругими силами газа, и в чистом виде этот режим практически не встречается. Поэтому наряду с названием «упруговодонапорный часто используют название «газоводонапорный» режим [1, 2, 3].
В настоящее время на рассматриваемом месторождении наблюдается активное проявление упруго-водонапорного режима. Имеется следующая характеристика режима залежи: 1) два вида энергии: напор краевых вод и напор расширяющегося газа; 2) геологические условия проявления: хорошая связь с областью питания; небольшое рас-стояние до области питания; большие размеры залежи; высокая проницаемость; низкая неоднородность; уменьшение объема залежи при разработке; 3) медленное снижение пластового давления; 4) рост обводненности.
Исходя из выше написанного на месторождении применяется фонтанный способ. Этот способ эксплуатации может применяться в тех случаях, когда энергия пласта достаточно для подъема пластовой жидкости от забоя до по-верхности. Фонтанирование скважины может происходить как за счет гидростатического давления пласта, так и за счет энергии газа. Гидростатическое давление может быть природным или искусственным, создаваемым за счет нагнетания в пласт жидкости или газа.
Энергии напора краевых вод и напора расширяющегося газа достаточно для перемещения газа к забою скважины. Поэтому разработку сеноманской залежи месторождения производят на естественном режиме (в режиме естественного истощения), без воздействия на пласт. Только в некоторых случаях (когда очень низкая проницаемость пласта) проводят солянокислотную обработку скважины, а также для очистки ПЗП производят ее обработку с помощью жидких углеводородов.
Сеноманская залежь начала разрабатываться в 1986 году. Месторождение вступает в период перехода с посто-янной на падающую добычу, т.к. основная центральная часть залежи, в которой сосредоточены основные запасы, выра-ботана на 50% и более [4].
Ниже приведен исторический анализ разработки сеноманской газовой залежи за период с 1986 по 1998 гг. В первый год разработки (1986 г.) месторождение характеризуется высокими дебитами скважин, которые достигают 1430 тыс. м3/сут, максимальным пластовым давлением 11,5 МПа, а также минимальным уровнем добычи газа 3,2 млрд. м3 (Рис. 2). Темпы годовых отборов также находились на низком уровне – 0,08% от извлекаемых запасов. В 1986 году была пробурена 31 единица добывающих скважин. До 1986 г. коллектор дренировался как Поровый (П), происходила промывка трещин вследствие их забивкой в процессе бурения.
В период (1986-1987 гг.) происходила дальнейшая очистка пласта и подключение трещин, и коллектор в этот период времени работал уже как трещинно-поровый (ТП). Годовая добыча газа возросла с 3,2 до 35,6 млрд.м3, фонд скважин увеличился с 31 до 117.
С 1987 до середины 1988 г. коллектор дренировался как порово-трещинный (ПТ). Годовая добыча газа возросла в среднем с 35,6 до 84,2 млрд.м3, фонд скважин увеличился в среднем от 117 до 300 .
С середины 1988 и по 1993 г. коллектор уже работал как трещинный (Т). К 1989 году уровень годовой добычи газа достиг 128,9 млрд.м3, а темпы годовых отборов – 3,27 %. Максимальная годовая добыча газа наблюдается в 1992 г. (172,5 млрд.м3) при фонде скважин 381 единица. В 1989-1990 гг. отмечается момент стабилизации дебитов – они держатся на одном уровне – 1190 тыс. м3/сут. Однако данный период длился весьма непродолжительно, начиная с 1991 года, дебиты скважин вновь стали снижаться в среднем на 5 % и к 1993 году достигли 917 тыс. м3/сут.
Годовые отборы газа имели растущую динамику до 1990 года, несмотря на снижение дебитов, и пластового давления, это происходило за счет бурения новых добывающих скважин. После 1990 они стали снижаться, возможно следовало не бурить новые скважины, а регулировать оптимальный режим работы скважин, при котором скважины давали бы растущие дебиты постепенно, соответственно необходимо было проводить ГРП, это позволило бы обеспечить уве-личение конечных коэффициентов газоотдачи.
За весь рассматриваемый период разработки месторождения было добыто 1759,4 млрд. м3 газа, а пластовое давление в целом по объекту достигло значения в 64,3 МПа.

Рис. 2 - График зависимости объёмов добытого газа от пластового давления и сроки ввода объектов

По состоянию на 01.01.2015 года суммарный отбор газа из сеноманской залежи составил 2236,2 млрд.м3 или более 41 % от начальных утвержденных запасов, фонд действующих скважин составлял 861 единицу. Месторождение находится в периоде перехода с постоянной на падающую добычу. На 1.01.2014 года с начала года суммарный отбор из сеноманской залежи составил 167,88 млрд.м3 газа, с начала разработки из сеноманской залежи отобрано 2082,6 млрд.м3 газа или 38,2 % от начальных утвержденных запасов.
Принимая во внимание сложности с подключением новых мощностей, низкое качество водоизоляционных работ при капремонтах, высокие плановые показатели позволяют уверенно прогнозировать в самое ближайшее время зна-чительное увеличение нагрузки на действующий фонд скважин, увеличение бездействующего фонда, и, как следствие более резкое снижение добычи с месторождения в последние годы.
Анализ всех приведенных геолого-промысловых данных показал, что сеноманская залежь достаточно охвачена разработкой только в центральной части месторождения. Большинство скважин в сводовой части структуры обводнены более чем на 50%, большая часть запасов уже добыта. Поэтому, для повышения выработки запасов, на менее пробуренном участке площади необходимо пробурить десять очаговых скважин, объединенных в один куст для повышения степени выработки запасов газа.
Мероприятия по повышению производительности скважин в сеноманской толщи на месторождении практически не проводятся т.к. пластовой энергии вполне достаточно. В данной работе для повышения производительности скважин, в которых вскрыт низкопроницаемый коллектор, рекомендуется провести глинокислотную и солянокислотные обработки (ГКО и СКО) ПЗП. Также одним из путей увеличения эффективного радиуса скважины и, соответственно уменьшения падения давления являются: повторная перфорация интервалов коллекторов или перфорация с добавлением интервала коллектора для уменьшения влияния скин-эффекта, возникающего при ограниченном интервале перфорации.
Анализ эффективности рекомендованных мероприятий показал, что проведение повторной перфорации позволит увеличить дебиты скважин 20%. Далее для усиления эффекта в тех же скважинах необходимо проведение кислотно-щелочных обработок. От проведения всех рекомендованных мероприятий по увеличению производительности скважин ожидается получение технологического эффекта в размере:
- Повторная перфорация – прирост добычи газа на 20-40тыс.м3/сут.
- Проведение ГКО и СКО в скважине – дебит газа увеличился примерно на 4-5%.
Заключение
В работе изучена геологическая неоднородность, геолого-промысловая характеристика залежи и изучены методы контроля и регулирования разработки месторождения. Проведя анализ разработки можно сделать вывод, что выработка запасов производится в большей степени из высокопроницаемых коллекторов, а низкопроницаемые коллектора остаются невыработанными. Рекомендуемые в настоящей работе мероприятия приведут к улучшению процесса разработки и к увеличению дебитов скважин с низкопроницаемыми коллекторами.
Учитывая неизбежность снижения уровней добычи по основной площади сеноманской залежи месторождения, в целях обеспечения плановых показателей по добыче газа, приведения в соответствие всех проектных и фактических технологических показателей разработки, создания оптимальной системы разработки и выхода на наибольший коэффи-циент конечной газоотдачи, первостепенными задачами сегодняшнего дня, требующими скорейшего решения являются: доразбуривание краевых площадей месторождения; ввод в эксплуатацию пробуренных скважин.

В процессе разработки были получены сведения о работе коллекторов: максимальные работающие толщины отмечены в районе скважин 150, 160 и 170, в районе этих же скважин максимальные и относительные работающие толщины. В целом коллектор хорошо работает в северо-восточной части залежи и в южной, а в северной, западной и юго-западной частях залежи коллектор работает только наполовину, т.е. из всей эффективной толщины флюид отдает только половина.

Рис.1

Рис. 2

Анализируя карты текущих и накопленных отборов жидкости (рис. 1 и 2), полученных в процессе разработки, видим, что в восточной части залежи достаточно низкие отборы. Это происходит вследствие того, что в этой части залежи низкие коллекторские свойства, низкий К_песч  и небольшие эффективные толщины. Несмотря на то, что здесь довольно высокие относительные работающие толщины, это эффекта не дает, т.к. сами эффективные толщины меньше, чем в других частях залежи.

Увеличение отборов наблюдается по направлению к западной части залежи. Это очевидно, т.к. коллекторские свойства здесь улучшаются, К_песч повышается, и эффективные толщины увеличиваются. Но все-таки отборы здесь не максимальные, т.к. коллектор в этой части залежи работает только наполовину. Наиболее высокие отборы жидкости наблюдаются на северном и южном склонах структуры, где хорошие коллекторские свойства. Здесь высокая добыча также за счет того, что скважины на этих крыльях расположены близко к зоне закачки воды. Но зато в этих скважинах достаточно большая обводненность, т.к. скважины располагаются близко к контурам нефтеносности.

В целом для повышения добычи нефти необходимо в скважинах, расположенных в западной части структуры, провести кислотные обработки, обработки ПАВ для очистки ПЗП и увеличения профиля притока. Также необходимо в скважинах с низкой добычей провести ГРП. Для предотвращения быстрой обводненности можно проводить изоляцию водопритоков. Также скважины, находящиеся на крыльях структуры, после полного обводнения можно перевести под закачку, тем самым, приблизив зону нагнетания к зоне отбора.