Главная База знаний "Allbest" Геология, гидрология и геодезия Оценка влияния разработки месторождения на уровень проседания

Оценка влияния разработки месторождения на уровень проседания

Геолого-геофизическая характеристика Керновского газоконденсатного месторождения, фильтрационно-емкостные свойства; нефтегазоносность района, перспективы. Оценка влияния разработки скважин на уровень дневной поверхности; технико-экономические показатели.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 31.05.2012
Размер файла 5,0 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Минобрнауки России

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Ухтинский государственный технический университет

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений и подземной гидромеханики

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

Оценка влияния разработки Керновского месторождения на уровень дневной поверхности

ДП-02069562-130503-030-11

Группа РЭНГМ 2-06

Н.А. Игнатов

Ухта 2011

АННОТАЦИЯ

Объем 97 стр., ил. 22, табл. 18, библ. назв. 9, графич. прил. 6.

Ключевые слова: скважина, газ, нефть, конденсат, месторождение, технологические показатели разработки, проседание

На основе собранной геолого-промысловой информации, проанализированы общие сведения о Керновском газоконденсатном месторождении. Рассмотрены особенности геологического строения, состав и свойства углеводородных флюидов, изучены фильтрационно-емкостные свойства Керновского месторождения. По выбранному участку залежи выполнен расчет основных показателей разработки и дана оценка влияния разработки месторождения на уровень проседания, что является главной целью дипломного проекта.

THE SUMMERY

Volume 97 pages, illustrations 22, tables 18, 9 bibliographic titles, graphical attachments 6.

Keywords: well, gas, oil, condensate, field, technological development performance, subsidence

On the asis of the collected geological - fishing information analyzed general information about Kernovskoe gas condensate field. The features of the geological structure, composition and properties of hydrocarbon fluids have been studied - fluid properties of Kernovskoe field. The selected site deposits calculated on basic indicators of development and evaluated the influence of the field development to the level of subsidence, which is the main purpose of the graduation project.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Геологическое строение

1.1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика вскрытых отложений

1.2.1 Нефтегазоносность

1.1.2.1 Краткие сведения о нефтегазоносности района и перспективы месторождения

1.1.2.1 Характеристика залежи в песчаниках старооскольского горизонта среднего девона

2. СВЕДЕНИЯ О РАЗРАБАТЫВАЕМОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

2.1 Движение фонда скважин по годам и условия их эксплуатации

2.2 Анализ результатов исследований скважин в процессе разработки

2.2.1 Объемы и виды исследований

2.2.2 Исследование продуктивной характеристики

2.2.3 Исследование газоконденсатной характеристики

2.3 Текущее состояние разработки месторождения

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ КЕРНОВСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

3.1 Обоснование расчетной методики прогноза показателей разработки

3.2 Исходные данные для технологических расчетов

3.3 Расчет технологических показателей разработки

3.4 Анализ расчетных коэффициентов извлечения газа и конденсата

3.5 Проседание дневной поверхности месторождения

3.5.1 Теоретические основы

3.5.2 Расчет проседания уровня дневной поверхности

4. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

4.1 Идентификация потенциальных опасностей Керновского месторождения

4.1.1 Анализ воздействия объекта на условия труда

4.1.2 Анализ возможных чрезвычайных ситуаций

4.1.3 Анализ воздействия объекта на окружающую среду

4.1.3.1 Анализ состояния территории

4.1.3.2 Анализ воздействия объекта на окружающую среду

4.2 Мероприятия по обеспечению безопасности и экологичности проекта

4.2.1 Нормативно-техническая база обеспечения безопасности и экологичности

4.2.2 Мероприятия по обеспечению безопасных условий труда

4.2.3 Определение вероятных параметров ударной волны при взрыве газовоздушной смеси на кусте скважин

4.2.4 Мероприятия по обеспечению безопасности объекта при чрезвычайных ситуациях

4.3 Мероприятия по охране окружающей среды

5. РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ НИР

5.1 Цель проведения НИР

5.2 Исходные данные

5.3 Сметные затраты

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

ВВЕДЕНИЕ

Керновское месторождение было открыто в 1983 году. Расположен в северо-западной части Среднепечорского поперечного поднятия.

Целью дипломного проекта является оценка влияния разработки участка Керновского месторождения на уровень дневной поверхности.

Эта тема на сегодняшний день имеет большую актуальность для газовой отрасли, так как явление проседания может приводить к очень серьезным последствиям угрожающие здоровью и жизни людей, добывающему оборудованию.

Разработка нефтяных и газовых месторождений сопровождается процессами деформирования коллекторов и вмещающих пород, что может проявляться на земной поверхности в виде её оседания.

Непосредственной причиной деформации горных пород при добыче углеводородов является падение пластового давления вследствие добычи флюидов. Снижение пластового давления нарушает сложившийся баланс сил в горном массиве и вызывает дополнительную нагрузку на матрицу коллектора, что является причиной его уплотнения и деформаций окружающих пород.

Мировой опыт говорит о том, что оседание земной поверхности может составлять от нуля и первых сантиметров до десятков метров. Примером служит Северо-Сравропольско-Пелагиадинское газовое месторождение, где проседание достигало до 0,15 м, Гуз Крик (США) - 0,65 м, в Бачакуэро (Венесуэла) - до 3,7 м.

Все это представляет большой интерес для изучения, так как в Республике Коми имеются газоконденсатные месторождения находящиеся в разработке.

1. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Геологическое строение

1.1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика вскрытых отложений

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза и продуктивных горизонтов месторождения Керновское, расположенного в северо-западной части Среднепечорского поперечного поднятия, приводится по результатам послойного описания керна параметрической (21), поисковых (71-80, 85, 92, 95), разведочных (81-84, 86-91, 93, 94), эксплуатационных (3, 6, 18, 25, 30, 31) и сверхглубокой (1-Тимано-Печорская) скважин. В процессе работы использованы результаты петрографического изучения шлифов, гранулометрического, минералогического анализов пород, палеонтологических исследований, а также промыслово-геофизические материалы.

Вскрытый разрез осадочного чехла поднятия слагают породы, представленные девонскими, каменноугольными, пермскими и четвертичными отложениями, максимальная вскрытая толщина которых в скважине 1-Тимано-Печорская составляет 6903,5 м.

Отложения силурийской системы, представленные нижним и верхним отделами, вскрыты только скважиной 78 толщиной 173,9 м. Скважина пробурена в зоне Припечорского глубинного разлома, отделяющего Верхнепечорскую впадину от Среднепечорского поперечного поднятия. Вскрытый разрез силурийских отложений близок к разрезу Верхнепечорской впадины.

Ниже приводится краткое литологическое описание разреза, вскрытого скважинами на месторождении.

Девонская система -- D. Девонские отложения в пределах рассматриваемой территории представлены нижним, средним и верхним отделами.

Нижний отдел -- D1. Отложения нижнего отдела вскрыты только сверхглубокой скважиной 1-Тимано-Печорская.

Разрез представлен неравномерным чередованием аргиллитов и известняков с прослоями мергелей, песчаников и алевролитов.

Аргиллиты серые и темно-серые до черных, известковистые, известково-доломитистые, прослоями алевритистые, участками ангидритизированные, тонко- и горизонтально-слоистые, среднеплитчатые, плотные и крепкие с раковистым изломом при скалывании.

Известняки серые и темно-серые до черных, в различной степени глинистые, прослоями доломитизированные и алевритистые, скрытокристаллические, массивные, твердые, крепкие.

Песчаники серые и светло-серые, кварцевые, известковистые, мелкозернистые, массивные, реже горизонтально и волнистослоистые, твердые, крепкие. Встречаются редкие прослои песчаников полимиктовых, слабокарбонатных, ангидритизированных.

Алевролиты светло-серые и серые до темно-серых, известковистые, тонко- мелкозернистые, прослоями ангидритизированные, массивные и со слабовыраженной слоистостью, твердые, крепкие.

По всему разрезу отмечаются рассеянные кристаллы пирита. В верхней части разреза присутствуют прослои доломито-ангидритов, ангидрито-доломитов, доломитов и ангидритов.

В интервале глубин 6195-6315 м скважиной вскрыты диабазы темно-серые с мелкими белыми порфировидными включениями кварца и полевых шпатов, мелкокристаллические, массивные, средней твердости и крепости.

Вскрытая толщина нижнедевонских отложений составляет 876,5 м.

Средний отдел -- D2. Средний отдел выделен в составе эйфельского и живетского ярусов.

Эйфельский ярус D2ef. Отложения эйфельского яруса полностью пройдены двумя скважинами (78 и 1-Тимано-Печорская). В скважине 78 вскрыт сокращенный разрез среднего девона (78 м), условно отнесенный к эйфельскому ярусу, представлен переслаиванием светло-серых и серых кварцевых, разнозернистых песчаников и аргиллитов темно-серых до серых, неравномерно алевритистых, с листоватой отдельностью, реже скорлуповатых.

В пределах месторождения отложения данного яруса скважиной 1-Тимано-Печорская пройдены в интервале 6027-4980 м, литологически представлены неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В верхней части яруса преобладают аргиллиты и алевролиты.

Песчаники серые, серые с голубоватым оттенком и светло-серые до белых, кварцевые, мелко- тонкозернистые, массивные и тонкоплитчатые, неясно горизонтально и волнистослоистые плотные, крепкие, участками трещиноватые, с мелкими кристаллами пирита.

Толщина эйфельского яруса составляет 1047 м.

Живетский ярус -- D2ћv. Живетский ярус представлен отложениями афонинского и старооскольского горизонтов.

В отложениях данных горизонтов на разных гипсометрических уровнях встречены прослои диабазов (скважины 7, 10, 12-16, 23, 25, 32, 72-74, 85). В площадном отношении они выявлены в юго-западной и центральной частях месторождения и имеют пластообразное залегание.

В западной, северной и восточной частях, по-видимому, они не вскрыты вследствие глубокого их залегания.

Афонинский горизонт -- D2af. К афонинскому горизонту отнесена толща переслаивающихся аргиллитов, алевролитов и песчаников.

Полностью отложения афонинского горизонта пройдены скв. 1-Тимано-Печорская, где толщина их составляет 817 м.

Старооскольский горизонт -- D2st. В разрезе рассматриваемого горизонта снизу-вверх выделены три пачки песчаников (I, II и III), разделенные между собой глинисто - алевритистыми перемычками толщиною порядка 5-10 м.

I пачка, залегающая в основании горизонта, вскрыта большинством скважин. Нижняя часть пачки представлена переслаиванием аргиллитов и алевролитов с редкими линзовидными прослоями песчаников, количество которых вверх по разрезу увеличивается и в верхней части пласты песчаников становятся более выдержанными и протяженными.

Песчаники кварцевые, светло-серые, серые и серые с коричневатым оттенком, в основном мелко-, среднезернистые и тонко-, мелкозернистые, хорошо сортированные, прослоями и участками пористые, неравномерно глинистые, неизвестковистые, плотные, крепкие.

Толщина I пачки изменяется от 36 (скв. 22) до 89 м (скв. 13), в среднем составляет 50 м.

II пачка приурочена к средней части старооскольских отложений, представлена песчаниками, переслаивающимися с маломощными прослоями алевролитов и аргиллитов.

Песчаники кварцевые, светло-серые и серые, иногда с коричневатым и буроватым (за счет нефтенасыщения) оттенком, мелко- средне- крупнозернистые, отдельными редкими прослоями до грубозернистых, в основном хорошо сортированные, прослоями и участками пористые, неравномерно глинистые, неизвестковистые, плотные, крепкие, иногда трещиноватые, с зернами белого или прозрачного кварца.

Толщина II пачки довольно выдержанна, в среднем составляет 55 м.

Венчает разрез старооскольского горизонта III пачка, толщина которой вследствие размыва варьирует в широких пределах (от нескольких десятков до первых метров), а в северо-западной части поднятия и в районе скв. 9 отложения данной пачки полностью отсутствуют.

По керну пачка представлена песчаниками с маломощными прослоями алевролитов, реже аргиллитов.

Толщина III пачки изменяется от 4 м (скв. 4) до 66 м (скв. 1), в среднем составляет 28 м.

Толщина старооскольских отложений изменяется от 118 (скв. 84) до 202 м (скв. 85), в среднем -- 145 м.

Старооскольский горизонт является промышленно газоносным.

Верхний отдел -- D3. Верхний отдел девонской системы представлен франским и фаменским ярусами.

Толщина I пачки изменяется от 9 м (скв. 14) до 99 м(скв. 1), в среднем составляет 47 м.

1.1.2 Нефтегазоносность

1.1.2.1 Краткие сведения о нефтегазоносности района и перспективы месторождения

Месторождение расположено в пределах Среднепечорского нефтегазоносного района (НГР) Северо-Предуральской нефтегазоносной области (НГО). Приурочено оно к приразломному поднятию, осложняющему северо-западную часть Среднепечорского поперечного поднятия.

Залежи приурочены к различным типам ловушек: структурному, литологическому, литолого-стратиграфическому. Месторождения нередко многопластовые, со сложным строением пустотного пространства коллекторов, слагающих природные резервуары.

1.1.2.2 Характеристика залежи в песчаниках старооскольского горизонта среднего девона

Залежь в песчаниках старооскольского горизонта среднего девона -- пластовая сводовая, тектонически и стратиграфически экранированная с литологическим ограничением, газоконденсатная с незначительной нефтяной оторочкой.

Размеры залежи 8,8х7,3 км при этаже нефтегазоносности 313 м, в том числе -- газоконденсатной части залежи -- 8,7х7,2х0,303 км, нефтяной оторочки -- 0,3-1,5х0,1 км при высоте -- 8-10 м.

Рассматриваемая залежь имеет сложное геологическое строение. Принятая в настоящее время модель геологического строения залежи отображено на структурной карте (рисунок 1.1).

В пределах залежи выделено пять в различной степени гидродинамически связанных блоков (I-V).

В I блоке подошва продуктивных коллекторов отбита на довольно высоком гипсометрическом уровне (минус 4020 м), что позволяет предположить на данном участке залежи отсутствие нефтяной оторочки.

В пределах I блока пробурено 5 скважин (1, 4, 5, 75 и 82), в контуре продуктивности -- три скважины (1, 4, 75).

Самая низкая отметка газонасыщенных коллекторов по данным ГИС в скважине 4 отбивается на отметке минус 4020 м, кровля водонасыщенных коллекторов в этой же скважине -- на отметке минус 4021 м, вероятно, не первоначальное насыщение обусловлено внутрипластовым продвижением законтурных пластовых вод в приконтактных участках (скв. 4 расположена в 450 м от внутреннего контура газоносности). Для данного блока уровень ГВК принимаемый по материалам ГИС на отметке минус 4020 м по подошве газонасыщенных коллекторов в скв. 4 является, вероятно, текущим ГВК. Принятый начальный контакт “газ-вода” -- минус 4088 м.

В пределах II блока пробурены три скважины (11, 31 и 32). Скважина 31 находится в зоне отсутствия коллекторов. Граница замещения проницаемых песчаников плотными породами проведена на половине расстояния между скважинами 32 и 31. В силу высокого гипсометрического залегания данного блока, весь его эффективный объем отнесен к газонасыщенному.

Наиболее крупным является блок III, выделенный в центральной части залежи, к нему приурочены основные запасы углеводородов и осуществляется основная их добыча.

В пределах III блока пробурено 26 скважин (2, 3, 7, 10, 12-18, 20, 22-27, 72-74, 77, 84, 85, 94 и 95). Все скважины, за исключением скв. 94, находятся в контуре продуктивности. Скважина 94 не вскрыла первую пачку, выделенную в составе старооскольских отложений. Во вскрытой части разреза коллекторы отсутствуют.

Рисунок 1.1 - Структурная карта проницаемых песчаников старооскольских отложений

Принимая во внимание, что фильтрационно-емкостные свойства к периферии залежи ухудшаются, можно предположить, что в разрезе данной скважины пласты-коллекторы отсутствуют. Граница замещения проницаемых песчаников плотными породами проведена на половине расстояния между скважинами 77-94, 3-94 и 27-94.

Самая низкая отметка, на которой получена нефть - минус 4089,1 м в скважине 77. Кровля водонасыщенного коллектора по ГИС отбивается на отметке минус 4087,8 м в скважине 3. В данном блоке уровень ВНК принят на отметке минус 4088 м как среднее значение между подошвой нефтенасыщенных коллекторов в скважине 77 и кровлей водонасыщенных в скважине 3.

Газонефтяной контакт, как указано выше, принят на отметке минус 4078 м. Высота нефтяной оторочки в данном блоке составляет 10 м.

B IV блоке пробурены скважины 8, 9 и 89. Скважиной 89 вскрыта только верхняя плотная часть разреза старооскольских отложений (III пачка). В отчете по подсчету запасов УВ за 1984 г. указывается, что, учитывая сопоставимость разрезов скважин 89-N и расположенной в 10 км к северу 61-Х, где наличие пластов-коллекторов в старооскольской толще не установлено, район скважины 89 также отнесен к зоне отсутствия коллекторов. На основании этого граница замещения проницаемых песчаников плотными породами проведена на половине расстояния между скважинами 8-89 и 9-89.

Самая низкая отметка продуктивных коллекторов, выделенных по ГИС и условно отнесенных к нефти, отбивается на отметке минус 4056 м в скважине 8, кровля водонасыщенных коллекторов по ГИС в этой же скважине выделена на отметке минус 4057 м. Вероятно, пласты обводнены в процессе интенсивных отборов газа из залежи. Скв. 8 расположена в межконтурной зоне. Текущий водонефтяной контакт по рассматриваемому блоку принят на отметке минус 4056 м, газонефтяной контакт -- на отметке минус 4048 м. Высота нефтяной оторочки составляет 8 м. Принятый начальный контур ГВК -- минус 4088 м.

B V блоке пробурено 10 скважин (6, 19, 28-30, 79, 83, 91, 93 и 96). В контуре продуктивности 8 скважин (6, 19, 28-30, 79, 83 и 93). Подошва продуктивного коллектора, выделенного по ГИС и отнесенного к нефтенасыщенному, отбивается на отметке минус 4076,1 м в скважине 93, кровля водонасыщенного коллектора по ГИС отбивается на отметке минус 4074,6 м в скважине 29. Для V блока текущий уровень ВНК принят на отметке минус 4075 м как среднее значение между подошвой нефтенасыщенного коллектора в скважине 93 и кровлей водонасыщенного в скважине 29. Текущий газонефтяной контакт принят на отметке минус 4065 м по кровле продуктивного коллектора, условно отнесенного к нефтенасыщенному, в скважине 28. Высота нефтяной оторочки составляет 10 м. Принятый начальный ГВК -- минус 4088 м.

I блок от основной залежи отделен районом скважины 85, характеризующимся ухудшенными коллекторскими свойствами. Во II блоке пробурены скважины 11 и 32, в разрезах которых пласты-коллекторы представлены разрозненными прослоями незначительной толщины (общая толщина проницаемых песчаников в этих скважинах составляет 9,2 и 10 м соответственно); скважина 31 находится в зоне отсутствия коллекторов. Примыкающий ко II блоку III блок, в районе скважин 2 и 23, также относится к зоне с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами (толщина коллекторов составляет 9,2 и 10,6 м соответственно). В разрезах скважин 12, 32, 85 присутствуют диабазы, затрудняющие сообщаемость блоков в этом районе. Выделенные под диабазовым телом пласты-коллекторы с наддиабазовой частью залежи могут иметь связь только по зонам трещиноватости, развитой в залежи вследствие разломной тектоники.

Кроме того, в пределах I (скв. 1) и II (скв. 11 и 32) блоков в процессе разработки сохраняется относительно повышенное пластовое давление по сравнению с близлежащими скважинами III блока, что так же указывает на затрудненную гидродинамическую связь между этими блоками.

Разработка залежи осуществляется на режиме истощения. Эксплуатационные скважины по площади залежи располагаются по треугольной сетке (расстояние между ними 0,5-1,5 км) от свода к крыльям структуры. При условии равномерного и одновременного разбуривания как сводовой, так и краевых частей, такая плотность была бы достаточной для уточнения особенностей строения залежи и изменений условий ее разработки. Однако, в первую очередь велось разбуривание свода и интенсивная его разработка, в то время как периферийные части залежи оставались неизученными. Это привело к тому, что в процессе последующего разбуривания краевых зон залежи получаемая информация отображала уже изменившиеся в результате эксплуатации термобарические условия и фазовое состояние углеводородов в залежи (при опробовании скважин 3, 24, 26, 28 и 30 были получены притоки как газоконденсатной смеси, так и жидких пластовых флюидов).

Нефтяная оторочка выделена на основании переинтерпретации данных, полученных при исследовании интервала 4263-4240 м в скважине 77 в процессе поисково-разведочных работ (май 1982 г.). Жидкие углеводороды из этого интервала имеют следующую характеристику: плотность в стандартных условиях -- 0,840 г/см3, молекулярная масса -- 239, до 300оС выкипает 33,2%, что почти вдвое меньше, чем для конденсатов данной залежи. По своим свойствам эти флюиды представляют собой легкую нефть.

Из-за отсутствия однозначных результатов испытаний в интервале глубин, соответствующих по положению в залежи нефтяной оторочке, и невозможности разделить продуктивные коллекторы по насыщенности (газ-нефть) по данным ГИС газонефтяные контакты (ГНК) по блокам приняты условно.

2. СВЕДЕНИЯ О РАЗРАБАТЫВАЕМОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

2.1 Движение фонда скважин по годам и условия их эксплуатации

На месторождении Керновское пробурено 59 скважин, из них одна - параметрическая (скв. 1), одна опорная (скв. 1 - Тимано-Печорская), 13 - поисковых (скв. 71-80, 85, 92, 95), 13 - разведочных (скв. 81, 84, 86-91, 93, 94, 96) и 31 - эксплуатационная (скв. 1-20, 22-32).

Состояние фонда пробуренных поисково-разведочных скважин следующее:

- введены в общий фонд шесть скважин, из них - три в эксплуатационный фонд (скв. 74 - действующая, скв. 83 и 95 - находящиеся в бездействии), две - (скв. 77 и 84) - контрольно-наблюдательные, одна - скв. 96 - пьезометрическая;

- ликвидированы по геологическим и техническим причинам 20 скважин (cкв. 71, 72, 73, 75, 76, 78, 79, 80, 81, 82, 85, 89, 91, 93, 94, 86, 90, 87, 88, 92);

- параметрическая скв. 21, вскрывшая залежь в песчаниках пашийского возраста, введена в основные фонды, находится в консервации.

C 1983 г. опытно-промышленная эксплуатация велась двумя скважинами: 10 и 74. К концу 1985 г. эксплуатационный фонд составил 13 скважин, из них 12 - действующих (в том числе, кроме скв. 74, переведенной из поисковых ранее, переведены из разведочных и поисковых скв. 83 и скв. 95 соответственно) и одна (скв. 5) - контрольно-наблюдательная.

В 1985 г. разведочная скв. 96 после окончания опробования была ликвидирована по геологическим причинам с сохранением ствола. В настоящее время скважина находится на балансе ВГПУ и используется как пъезометрическая.

При составлении технологической схемы ГКМ N в 1985 г. действующий фонд скважин был условно разделен по продуктивности на три группы.

К высокодебитным относились скважины (скв. 12, 15, 16, 17, 74), расположенные, в основном, в сводовой и присводовой частях структуры, в зоне развития максимальных эффективных мощностей с улучшенными коллекторскими свойствами и работающих с дебитом свыше 300 тыс. м3/сут, cреднедебитные скважины (скв. 1, 6, 18, 22, 83, 95) - с дебитом от 100 - до 300 тыс. м3/сут, низкодебитные (cкв. 10) - с дебитом до 100 тыс.м3/сут.

В процессе дальнейшей эксплуатации ряд среднедебитных скважин перешел в разряд низкодебитных, вследствие поступления жидкой фазы в скважины.

C 1987 г. основной фонд (высоко - и среднедебитный) работал без осложнений, а низкодебитные скважины часто выходили из строя. Увеличение коэффициента эксплуатации в этом году достигнуто как за счет сокращения времени на все виды исследований, так и введения с июня газлифтной эксплуатации трех низкодебитных скважин (скв. 9, 10, 22) с подачей газа высокого давления (ГВД) в затрубное пространство cо скв. 74.

В 1987 г. разведочные скв. 77 и 84, находившиеся в консервации, переданы на баланс ГПУ в качестве контрольно-наблюдательных.

Общий фонд на конец 1987 г. составил 25 единиц, одна из которых (скв. 8) ликвидирована 28.11.87 г. в процессе опробования по техническим причинам.

В период 1987-90 гг. пробурено 10 скважин. Из них в пяти скважинах (скв. 23, 24, 25, 27, 29) получены низкие притоки газа (от 3 до 30 тыс.м3/сут), а в остальных (скв. 4, 26, 28, 30, 32) при опробовании лишь накапливались в стволе столбы жидкости. Причинами всего этого является разбуривание в первую очередь сводовой части залежи с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами, а затем периферийной части, характеризующейся ухудшенными коллекторскими свойствами. Интенсивные отборы газа сводовыми скважинами вызвали значительное снижение пластового давления в залежи, что привело к изменению фазового состояния УВ флюидов, обусловленного ретроградными процессами, происходящими в пласте и призабойной зоне.

Эксплуатационное разбуривание залежи завершено в 1990 г., пробурена 31 скважина и шесть скважин переведены в эксплуатационные из поисково-разведочных. Максимальное количество действующих скважин - 21 было в 1988 г. против 29 по проекту.

В первой половине 1991 г. ряд низкодебитных скважин (скв. 6, 9, 10, 22, 23, 25, 27, 28, 32, 29, 83, 95) был переведен на газлифтный способ эксплуатации с подачей газа из соседних высокодебитных скважин (скв. 13 и 74) и энергетического газа из газопровода. Результаты исследований газлифтных скважин показали, что притоки газа очень низкие (до 5 тыс. м3/сут), а эксплуатация скважин газлифтным способом экономически нецелесообразна, вследствие чего добыча газа по этим скважинам была прекращена.

За период 1992-97 гг. самостоятельно могли работать только семь скважин (скв. 1, 11, 13, 14, 15, 18, 74). За этот период низкодебитные жидкостные скважины (скв. 6, 9, 10, 16, 17, 20, 23, 24, 25, 27, 28, 29, 30, 32, 83, 95) простаивали в ожидании подключения ГВД или работали кратковременно с закачкой газа в затрубное пространство для подъема накопившихся столбов углеводородной жидкости.

Высокодебитные скважины в процессе разработки эксплуатировались по НКТ и ЗТ, в последние годы - только по НКТ, за исключением скв. 1 и 74. Скв. 1 до 1997 г. эксплуатировалась периодически по ЗТ из-за образовавшейся парафиновой пробки в стволе НКТ. Cкв. 74 эксплуатируется по НКТ и ЗТ, вследствие обрыва НКТ.

В процессе эксплуатации скважины простаивали по различным причинам. Так, в длительном капремонте находились скв. 12, 13, 16, 19, 20, 22 по причине извлечения оборванных НКТ и их замены. Cкв. 27 и 29 стояли в связи с подъемом лифтовых труб для перевода скважин на газлифт. По скв. 83 проводилось извлечение оставленных в стволе глубинных приборов.

В процессе разбуривания и разработки, кроме указанной выше скв. 8, были ликвидированы по геологическим причинам, как непродуктивные скв. 2 и 26 (с сохранением ствола) и скв. 31, скв. 12 - по техническим причинам (смятие колонны).

Скважины оборудованы, в основном, лифтовыми трубами диаметром 88,9 мм, а забои - фильтрами (17 скважин), перфорация проведена в 20 скважинах. В процессе эксплуатации в скв. 7, 12, 22 произошло смятие колонны, вследствие горно-геологических причин.

По состоянию на 01.01.99 г. в 12 - ти имеются осложнения в стволах скважин (скв. 1, 6, 7, 13, 14, 16, 19, 20, 22, 29, 74).

В период промышленной разработки месторождения по восстановлению продуктивности эксплуатационных скважин применялись химические методы воздействия, волновой и обработка призабойной зоны углеводородными растворителями.

Прирост дебита до 10 тыс. м3/сут при химических методах воздействия был получен по отдельным скважинам (скв. 10, 11, 15, 18, 22), что показало неэффективность таких методов.

Волновой метод был испытан на скв. 10, дебит кратковременно возрос в три раза, а затем снизился до исходной величины. Из-за низкой эффективности этот метод больше не применялся.

Одной из причин снижения дебитов явилось накопление углеводородной жидкости в призабойной зоне скважин. По условиям накопления жидкости скважины условно разделяются на две группы: расположенные в сводовой и присводовой частях залежи и находящиеся в периферийной зоне.

Для скважин первой группы накопление углеводородной жидкости в призабойной зоне происходило за счет ретроградного конденсата, а второй группы - жидкие углеводороды присутствовали в скважинах в процессе их опробования.

Для изменения характеристики притока к скважине в данной ситуации, необходимо снизить насыщенность призабойной зоны жидкими углеводородными флюидами.

Работы по восстановлению продуктивности эксплуатационных скважин в призабойных зонах и стволах скважин, в которых накопилась ретроградная углеводородная жидкость, выполняются в рамках “Программы по восстановлению продуктивности и реанимации бездействующего фонда скважин ГКМ Керновское на период 1996-2000 гг.”

За период 1993-98 гг. обработка призабойной зоны углеводородными растворителями (ШФЛУ, легкий конденсат) и обработка “сухим” газом проведены по скважинам (скв. 6, 7, 10, 15, 17, 20, 24, 25, 27, 83, 95).

Выполненные филиалом ВНИИГАЗа “Севернипигаз” аналитические исследования показали, что наиболее эффективными обработки будут в скважинах, расположенных в сводовой и присводовой частях залежи. Для скважин, расположенных в периферийной зоне, эффективность обработок будет ниже, вследствие интенсивного повторного накопления углеводородной жидкости в призабойных зонах скважин.

Из числа действующих в настоящее время скважин при существующем технологическом режиме эксплуатации в двух (скв. 11, 18) создаются благоприятные условия для накопления жидкости в стволах. В процессе дальнейшей работы условия эксплуатации будут ухудшаться и эти скважины, возможно, остановятся.

В процессе разработки отмечены водопроявления: незначительное присутствие пластовой воды в продукции скв. 10, 11, 13, 15, 20, 74, 83 и эпизодические проявления в скв. 6, 18, 25, 28, 29.

Появление пластовой воды или ее примеси отмечается также в пробах, отобранных из стволов скважин (скв. 6, 7, 9, 10, 13, 16-18, 23, 74, 95). Таким образом, не исключается внедрение в залежь законтурных вод по отдельным пластам с улучшенными коллекторскими свойствами. К сожалению, ни в одной из скважин, расположенных в приконтактной зоне не выполнялись временные замеры НГК, которые могли бы фиксировать подъем пластовой воды в крыльевых участках залежи по мере ее разработки.

Притоки пластовой воды получены в восьми скважинах (скв. 3, 5, 8, 82, 85, 91, 93, 96), из них три - вскрыли подошвенные воды (скв. 3, 8, 93), в четырех - (скв. 5, 82, 91, 96) - законтурные воды. В скв. 85 пластовая вода поступает из линзы (в поддиабазовой части залежи), расположенной на 29,8 м ниже продуктивного коллектора.

За контуром ГВК пробурено семь скважин (скв. 5, 31, 82, 89, 91, 94, 96).

Пластовые воды, поступающие в вышеперечисленные скважины - хлоркальциевого типа, с минерализацией 86,5-106,7 г/л.

Незначительные притоки пластовой воды (до 10,7 м3/сут) свидетельствуют о низких фильтрационно-емкостных свойствах коллекторов в приконтурной зоне, что и подтверждается данными разработки: эксплуатационные скважины выносят на поверхность преимущественно конденсатогенные и техногенные воды. Активного внедрения в залежь пластовых вод практически не происходит, за исключением скв. 32, в продукции которой зафиксировано присутствие пластовой воды. Очевидно, внедрение пластовой воды на этом участке происходит из нижезалегающих пластов по зонам трещиноватости, развитой в залежи вследствие разломной тектоники.

2.2 Анализ результатов исследований скважин в процессе разработки

2.2.1 Объемы и виды исследований

На газоконденсатном месторождении Керновское применяются традиционные методы контроля за разработкой: поскважинные замеры давлений и температур в статических и динамических условиях, исследования на продуктивность и газоконденсатность, замеры дебитов газа, воды, гидрохимический анализ выносимых жидкостей, специальные геофизические исследования.

До начала промышленной эксплуатации месторождения исследования на продуктивность и газоконденсатность проводились комплексной методической экспедицией (КМЭ) объединения “Ухтанефтегазгеология”. В последующие годы промысловыми исследованиями занимались непосредственно службы ГПУ и “Севернипигаза”.

Полученные данные показывают, что исследований явно недостаточно для контроля за разработкой. Особенно мал объем исследований на продуктивность. За период 1997-98 гг. не проведено ни одного исследования на продуктивность, что в свою очередь не позволяет надежно прогнозировать объемы добычи газа по месторождению.

Недостаточно замеров пластового давления. Проводятся они не по всему фонду скважин. Заметный рост поскважинных замеров давлений в 1991 г. связан с плановой остановкой всего промысла. В недостаточном количестве ведутся гидрохимические исследования, мал объем замеров дебитов газа, конденсата. Анализы составов газов, конденсатов и воды выполняются эпизодически.

К сожалению, температура пласта измерялась только на забое скважин термометром при выполнении замеров пластовых давлений, поэтому по всем скважинам отсутствует динамика распределения по стволу статических температур.

Всего проведен 51 геофизический комплекс в 22 скважинах. Геофизических методов явно недостаточно для осуществления эффективного контроля условий эксплуатации скважин и характера выработки запасов по площади и разрезу залежи.

Таким образом, контроль за разработкой ведется со значительными отклонениями от проектных документов и “Комплексной программы исследовательских работ по ГКМ Керновское”, утвержденной в августе 1997 г. руководством предприятия “Севергазпром”.

2.2.2 Исследование продуктивной характеристики

В процессе разработки месторождения проведено 77 исследований на продуктивность по 11 скважинам.

Как показал анализ, большинство исследованных скважин (cкв. 7, 11, 13, 14, 15, 18, 20, 74, 95) являются высокопродуктивными и располагаются в основном в III блоке, за исключением скв. 19 и 83. Снижение фильтрационных характеристик продуктивных разрезов в этих скважинах в процессе разработки связано, главным образом, с подтягиванием жидких углеводородов по системе трещин, ухудшением условий выноса жидкости в результате осложнений в стволах скважин и существенной кольматацией коллекторов при проведении капитального ремонта скважин.

По остальным скважинам исследования практически не проводились из-за невозможности установления устойчивых режимов работы скважин вследствие их низкой продуктивности. По этой же причине эксплуатация значительной части этих скважин с самого начала была невозможна. В основном, это связано с бурением при высоких репрессиях на пласт и преимущественно жидкостным насыщением коллекторов в момент ввода скважин в эксплуатацию (после 1997 г.). Одним из подтверждений последнего является постоянное наличие в них жидкостных столбов, которые не фиксируются по распределению статических давлений в стволах скважин (скв. 2, 6, 9, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 32, 77, 83, 84).

2.2.3 Исследование газоконденсатной характеристики

Всего на месторождении проведено 75 исследований на газоконденсатность по 11 скважинам.

Газоконденсатная характеристика при начальных условиях получена по результатам промысловых исследований рекомбинированной пробы присводовой скв. 74, выполненных по действующей инструкции ВНИИГАЗа в 1982 г.

В 1984 г. повторно проведенные экспериментальные исследования рекомбинированной пробы скв. 74 с применением новой установки дебутанизации подтвердили экспериментальные исследования 1982 г. Результаты исследования 1984 г. подтвердили утвержденный ГКЗ конденсатогазовый фактор, равный 345 г/м3.

Как показывает анализ, проводимых газоконденсатных исследований содержание конденсата в начальный период хорошо согласуется с прогнозной экспериментальной зависимостью. В дальнейшем происходит разброс точек. Содержание конденсата в пластовом газе по скважинам, находящимся в своде залежи незначительно превышает прогнозное (до 10 г/м3), а по скважинам с газожидкостным насыщением отмечается значительное превышение: до 100 г/м3. В связи с этим, по данным промысловых исследований прогнозная кривая была скорректирована с пластового давления 13,0 МПа. Списание добычи углеводородного сырья ведется по уточненной зависимости.

2.3 Текущее состояние разработки месторождения

С 2004 г. старооскольской залежь разрабатывается в соответствии с «Дополнением к проекту доразработки» (протокол №36-р/2004 г. от 24.06.2004 г.).

Разрабатываемая залежь по типу классифицируется как пластовая сводовая, тектонически и стратиграфически экранированная, с литологическим ограничением. Глубина залегания 4083 м, средняя общая толщина старооскольских отложений достигает 145 м, газоводяной контакт определен на отметке минус 4088 м.

Тип коллектора - поровый. Продуктивные отложения в основном представлены кварцевыми песчаниками, от мелко- до грубозернистых. Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов характеризуются значительной неоднородностью. Средняя пористость коллекторов около 8,3% (от 5,4 до 15,2%) при проницаемости 22,0 мкм2 (от 1,0 до 89,1 мкм2). Эффективные газонасыщенные толщины изменяются от 54,4 (скв. 74) до 0,6 м (скв. 93). Средневзвешенная по площади эффективная газонасыщенная толщина - 22 м.

Максимальные толщины приурочены к сводовой и присводовой частям залежи. К периферии доля коллекторов уменьшается и увеличивается расчлененность разреза.

Начальный состав и физико-химические свойства пластовых флюидов приняты по результатам промысловых и экспериментальных исследований рекомбинированных проб из присводовой скв. 74. Тип пластового газа углеводородный, подтип метановый, начальное содержание конденсата 345 г/м3. Молекулярный состав пластового газа, %: содержание метана - 78,99; этана - 8,38; пропана - 3,04; бутанов - 1,21; пентана - 6,11; углекислого газа - 1,12; азота + редких - 1,15. Коэффициент сжимаемости 1,015.

Давление начала конденсации углеводородной смеси (40,8 МПа) ниже начального пластового давления (44,5 МПа) на 3,7 МПа. Конденсат содержит по массе, %: масел - 41,34, парафинов - 3,39 и асфальто - смолистых веществ - 0,35. Стабильный конденсат содержит до 55% бензиновых фракций, плотностью более 0,75 г/см3 и молекулярной массой 127.

В продуктивных старооскольских отложениях месторождения выделен один эксплуатационный объект. Критериями выделения послужили следующие геолого-геофизические и геолого-промысловые показатели: совпадение контуров залежей (частей залежи) в разрезе и по площади; газовый режим работы залежей с незначительным локальным (“языковое”) избирательным поступлением пластовых вод по отдельным высокопроницаемым прослоям и зонам повышенной трещиноватости; литолого-физические свойства продуктивных пластов (литология, проницаемость, наличие трещин, состав цемента пород и т.д.); физико-химические свойства пластовых флюидов и термобарические условия (газонасыщенность, вязкость, содержание парафинов, серы и других компонентов, осложняющих условия эксплуатации; пластовые давления, давления выпадения конденсата в пласте, способность газов к гидратообразованию и т.п.).

Строение залежи осложнено экранирующим высокоамплитудным надвигом. Кроме этого, многочисленные нарушения надвигового типа разбивают залежь на пять (I-V) в различной степени гидродинамически связанных блоков.

Наиболее крупным является III блок, выделенный в сводовой части месторождения: к нему приурочены основные запасы углеводородов, и из него осуществляется основная добыча. Ухудшение коллекторских свойств наблюдается от свода (зона максимальных газонасыщенных толщин) к периклиналям. В пределах III блока пробурено 26 скважин (скв. 2, 3, 7, 10, 12-18, 20, 22-27, 72-74, 77, 84, 85, 94 и 95). Все скважины, за исключением скв. 94, находятся в контуре продуктивности .

Эксплуатационные скважины по площади месторождения располагаются по треугольной сетке (расстояние между ними 0,5-1,5 км) от свода к крыльям структуры. При условии равномерного и одновременного разбуривания как сводовой, так и краевых частей, такая плотность была бы достаточной для уточнения особенностей строения залежи и изменений условий ее разработки. Однако, в первую очередь велись разбуривание свода и интенсивная его разработка, в то время как периферийные части залежи оставались неизученными. Это привело к тому, что в процессе последующего разбуривания краевых зон залежи получаемая информация отображала уже изменившиеся в результате эксплуатации термобарические условия и фазовое состояние углеводородов в залежи (при опробовании скв. 3, 24, 26, 28 и 30 были получены притоки как газоконденсатной смеси, так и жидких пластовых флюидов).

Разбуривание старооскольской газоконденсатной залежи завершено в 1990 г. Пробурена 31 эксплуатационная скважина.

До 1988 г. происходило увеличение действующего фонда скважин с различной продуктивностью. Сокращение действующего фонда скважин с 21 (1988 г.) до пяти (1995 г.) объясняется низкой продуктивностью периферийных скважин (скв. 23, 25, 27-30, 32) и ухудшением продуктивности по ряду скважин (скв. 6, 9, 10, 17, 20, 22, 83 и 95) в связи с появлением двухфазной фильтрации (скопление жидких углеводородов в призабойной зоне пласта). Эти скважины даже в газлифтном режиме не могли работать в систему сбора (проведенные методы интенсификации по скважинам ожидаемого эффекта не дали), часть скважин не вступила в эксплуатацию по причине накопления столбов жидкости при опробовании. По низкодебитным скважинам происходило самоглушение.

В августе 1997 г. по различным причинам (неудовлетворительное техническое состояние и отсутствие притоков газа) в консервацию была выведена 21 скважина.

По состоянию на 01.01.2008 г. на балансе недропользователя числится 51 скважина (таблица 2.1).

Эксплуатационный фонд составляет девять скважин, в том числе семь - действующих. В фонде контрольно-наблюдательных скважин числятся четыре скважины. В консервации по различным причинам находятся 17 эксплуатационных и три контрольно-наблюдательные скважины, в ожидании ликвидации - одна скважина. В процессе разбуривания и разработки из числа эксплуатационных скважин по техническим и геологическим причинам ликвидировано пять.

Среднегодовой дебит по скважинам составил 44,7 тыс. м3/сут. (в 2006 г. 45,0 тыс. м3/сут), коэффициент эксплуатации 0,961 (в 2006 г. 0,971); коэффициент использования 0,735 (в 2006 г. 0,710); средневзвешенное по отборам устьевое давление 1,74 МПа (в 2006 г. 1,92 МПа); депрессия 3,08 МПа (в 2006 г. 3,15 МПа). За 2007 г. извлечено “сухого” газа 112,1948 млн. м3 и 9,347 тыс. т стабильного конденсата. Среднее содержание стабильного конденсата C5+ составило 84,14 г/м3 против начального 345 г/м3.

По состоянию на 01.01.2008 г. из залежи в отложениях D2st отобрано 13319,22 млн. м3 “сухого” газа и 2061,378 тыс. т стабильного конденсата (С5+), что составляет 59,8 и 26,8% соответственно от утвержденных в ЦКЗ по категории С1 начальных геологических запасов.

Таблица 2.1

Состояние фонда скважин на 01.01.2008 г.

Наименование фонда

Характеристика фонда скважин

Количество скважин

Фонд добывающих скважин

Пробурено

32

В том числе:

переведены из поисково-оценочных и разведочных

3

возвращены с других горизонтов

-

Всего из числа пробуренных, в том числе:

32

действующие

7

бездействующие

2

в консервации

17

в ожидании ликвидации

1

ликвидированы по техническим и другим

причинам

5

Фонд наблюдательных скважин

Всего

4

В том числе:

в освоении, интенсификации

1

в консервации

3

Общий фонд скважин

Пробурено всего

51

В том числе:

поисково-оценочные и разведочные

20

эксплуатационные

31

Ликвидированы из числа:

эксплуатационных

5

разведочных

15

Всего на балансе предприятия

51

Контроль за динамикой пластовых давлений в скважинах ведется путем замеров статических и пластовых давлений. В 2007 г. выполнены замеры пластовых давлений по трем скважинам (скв. 9, 15 и 30). Характер изменения давления во времени показывает, что пластовое давление продолжает снижаться.

Распределение пластового давления по всей площади залежи в отложениях D2st представлено на карте изобар (рисунок 2.3), построенной с использованием программного комплекса «Landmark» в пакете Z-MAP Plus. Как видно из рисунка, пластовое давление по скважинам изменяется в широком диапазоне: от 5,14 МПа (скв. 13) до 27,32 МПа (скв. 30). Зона низкого давления (изобара 8 МПа) охватывает сводовую часть месторождения, где находятся действующие скважины (блок III). Максимальная изобара (32 МПа) проходит вблизи контура газоносности и определяется давлением по скв. 30 (блок V). Скважины с повышенным давлением (скв. 1, 6, 9, 11, 27, 28, 29, 30, 32 и 84) находятся в блоках II, IV и V с ухудшенными коллекторскими свойствами. Текущие пластовые давления по периферийным скважинам на 15-20 МПа выше, чем по сводовым, что свидетельствует о затрудненной газогидродинамической связи между блоками.

В то же время по всем скважинам текущее пластовое давление ниже начального, то есть газонасыщенный объем залежи практически весь дренируется.

Карта изобар построена с некоторой долей условности по следующим причинам:

- скв. 16 и 19 исключены из построения по причине того, что они длительное время находились в капремонте по извлечению оборванных НКТ, продуктивные пласты после ремонта остаются перекрытыми оставшимися трубами и металлической стружкой; по скважинам газодинамическая связь с пластом отсутствует;

- По скв. 13 с 1992 г., по скв. 7 и 17 с 1994 г., по скв. 2, 14, 23, 27, 28, 83 с 1995-1998 гг., по скв. 14, 18, 26, 28, 74 с 2002 г. глубинные замеры пластовых давлений отсутствуют, давление по ним определялось экстраполяцией по графикам изменения давления во времени.

- Средневзвешенное пластовое давление по объему порового пространства в контуре газоносности составило 14,28 МПа (в 2006 г. 14,35 МПа), в зоне отбора 8,11 МПа. Динамика пластового давления указывает на газовый режим разработки месторождения.

Динамика основных показателей по залежи с начала разработки приведена на рисунке 2.1, за период 2002 -2007 гг. - в таблице 2.2.

Отборы “сухого” газа с начала разработки залежи по скважинам представлены на карте разработки (рисунок 2.2). Основная добыча газа приходится на сводовые скважины. Накопленный отбор по ним составляет около 88 % от общей добычи по залежи.

Рисунок 2.1 - Основные показатели разработки Керновского НГКМ (на конец 2007 г.)

Рисунок 2.2 - Карта разработки старооскольской залежи Керновского НГКМ: 1 - внешний контур газоносности; 2 - номер скважины.

Скважины: 3 - действующие; 4 - бездействующие; 5 - ликвидированные; 6 - контрольно- наблюдательные; 7 - пьезометрические; 8 - в консервации; 9 - в ожидании ликвидации.

Продукция скважин: 10 - газоконденсатные; 11 - жидкостные; 12 - с преобладанием пластовых вод в попутных жидкостях (>70 %); 13 - с отбором менее 5 млн м3.

Площади кругов пропорциональны отбору «сухого» газа.

Рисунок 2.3 - Карта изобар старооскольской залежи Керновского НГКМ, приведенная к отметке средневзвешенной плоскости минус 3994 м, по состоянию на 01.01.2008 г.

Таблица 2.2

Годовые показатели разработки Старооскольской залежи Керновского НГКМ

Год

Номер протокола Дата утверждения проекта

Добыча

промыслового газа, млн. м3

Добыча нестабильного

конденсата, тыс.т

Фактическое извлечение "сухого" газа, млн. м3

Коэф., учитыв. газы стабилизации, д.

Коэф. Извлечения "сухого" газа, %

Остаточные запасы "сухого" газа, млн. м3

Коэф. Падения годовой добычи газа, д.

Темп годового отбора

от запасов, %

за период

факт. суммарная

за период

факт. суммарная

Начальных

остаточных

Проект

Факт

Проект

Факт

за период

суммарное

Проект

Факт

Проект

Факт

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

2003

26.06.2000

184,4

144,3492

12476,909

19,76

12,825

2182,97764

145,021

12813,404

1,0047

57,568

9539,04196

0,994

0,86

0,645

2,03

1,51

2004

25.10.2005

136,5

138,2993

12615,2083

13,68

13,138

2174,502

138,674

12952,078

1,0027

58,184

9400,36795

0,956

0,619

0,617

1,479

1,47

2005

128,7

133,522

12748,7303

12,24

12,82

2187,322

135,711

13087,79

1,0164

58,788

9264,65627

0,979

0,583

0,604

1,414

1,44

2006

129,5

117,7357

12866,466

12,48

10,827

2198,149

119,231

13207,021

1,0127

59,319

9145,42476

0,879

0,587

0,53

1,425

1,29

2007

93,3

110,8071

12977,2731

9,92

10,13

2208,279

112,194

13319,216

1,0125

59,818

9033,22992

0,941

0,423

0,499

1,04

1,23

Продолжение таблицы 2. 2

Год

Фактическое извлечение С5+ из пласта, тыс. т

Коэффициент извлечения С5+ от начальных запасов, %

Остаточные запаcы С5+, тыс. т (от балансовых)

за период

суммарное

Всего

в т.ч. в газовой фазе

баланс

извлек.

1

19

20

21

22

23

24

2003

11,243

2019,062

26,286

59,612

5718,55

739,51

2004

11,632

2030,694

26,438

59,956

5706,81

788,51

2005

11,395

2042,089

26,586

60,292

5695,3

777,86

2006

9,942

2052,031

26,716

60,586

5685,26

762,42

2007

9,347

2061,378

26,837

60,861

5675,82

752,53

Год

Содержание С5+ в продукции

скважин, г/м3 «сухого» газа

Пластовое давление в газо-

насыщенной части пласта, МПа

Фонд газоконденсатных скважин на конец года, ед.

Среднее,

всего

В том числе в газовой фазе пласта

Эксплуатационные

Действующие

Сред. коэф.

эксплуатации

Сред. коэф.

использования

Контрольно- наблюдат.,

пьезометри-

ческие

Проект

Факт

Проект

Факт

Проект

Факт

В том числе средне-годовой

Проект

Факт

среднее

на конец года

на конец года

на конец года

среднее

Проект

Факт

1

25

26

27

28

29

30

31

32

33

34

35

36

37

38

39

40

2003

75,90

78,30

78,30

78,30

8,73

7,97

7,97

6

10

6

6

5,180

0,906

0,494

3

4

2004

86,30

84,72

84,72

84,72

8,63

8,77

8,37

7

10

7

7

6,340

0,955

0,674

3

4

2005

81,80

84,80

84,80

84,80

8,30

8,51

8,64

7

10

6

7

7,440

0,940

0,744

3

4

2006

82,90

84,20

84,20

84,20

8,05

8,28

8,40

7

10

7

7

7,103

0,971

0,710

3

4

2007

91,90

84,14

84,14

84,14

9,06

8,11

8,20

7

9

7

7

6,730

0,961

0,735

3

4

Продолжение таблицы 2. 2

Средний дебит промыслового газа, тыс. м3/сут

Депрессия на конец года, МПа

Устьевое давление на конец года, МПа

Проект

Факт

Проект

Факт

Проект

Факт

41

42

43

44

45

46

88,6

75,62

4,53

2,65

1,98

2,32

66,1

55,53

3,49

2,18

2,32

2,25

72,8

48,70

3,36

3,34

2,28

2,37

62,8

45,00

3,29

3,15

2,17

1,92

45,3

44,66

3,94

3,08

2,06

1,74

Год

Общепромысловый объем попутной воды, тыс.м3

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены