Размещено на http://www.allbest.ru/

- 5 -6

Совершенствование систем разработки нефтяного месторождения Кумколь

Содержание

Введение

1. Геологическая часть

1.1 Геолого-физическая характеристика месторождения

1.2 Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных пластов и их неоднородности

1.3 Характеристика продуктивного горизонтов по данным ГИС

1.4 Комплекс методов ГИС, техника и методика проведения исследований

1.5 Свойства и состав газа, конденсата и воды

1.6 Физико-гидродинамические характеристики

1.7 Запасы газа и конденсата

2. Технологическая часть

2.1 Подготовка геолого-промысловой основы для проектирования разработки

2.2 Анализ текущего состояния опытно-промышленной эксплуатации и эффективности применения методов повышения газоотдачи

2.3 Обоснование выделения эксплуатационных объектов и выбор расчетных вариантов разработки

2.4 Обоснование выбора рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования. Характеристика показателей эксплуатации скважин

2.5 Состояние антикоррозионных мероприятий на месторождении и анализ эффективности

2.6 Разработка рекомендации по управлению скважинами с МКД. Расчет предельно-допустимых давлений (ПДД)

2.7 Требования к конструкциям скважин

3. Экономическая часть

3.1 Обоснование нормативов капитальных вложений и эксплуатационных затрат, принятых для расчета экономических показателей

3.2 Экономические показатели вариантов разработки

3.3 Технико-экономический анализ вариантов разработки, обоснование выбора рекомендуемого к утверждению варианта

4. Охрана труда и окружающей среды

4.1 Охрана труда и техника безопасности при проведении работ

4.2 Охрана недр и окружающей среды

4.3 Природно-климатические условия

4.4 Охрана атмосферного воздуха

4.5 Охрана поверхностных и подземных вод от загрязнения и истощения

Заключение

Список использованной литературы

Приложения

коллекторский пласт газоотдача антикоррозионный

Аннотация

Ключевые слова: МЕСТОРОЖДЕНИЕ, ЗАЛЕЖЬ, ПЛАСТ, ГОРИЗОНТ, СКВАЖИНА, ГАЗ, КОНДЕНСАТ, ДЕБИТ, ДОБЫЧА, ЭКСПЛУАТАЦИЯ, ПРОМЫШЛЕННАЯ РАЗРАБОТКА, ОБЪЕКТ РАЗРАБОТКИ, ПЛАСТОВОЕ, ЗАБОЙНОЕ, УСТЬЕВОЕ ДАВЛЕНИЯ, КОЭФФИЦИЕНТЫ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ГАЗА И КОНДЕНСАТА (КИГ И КИК).

Цель работы - обоснование рациональной системы промышленной разработки нижневизейского продуктивного горизонта газоконденсатного месторождения Амангельды.

Пояснительная записка выполнена в объеме страниц и включает четыре раздела, список использованной литературы единиц. Графическая часть представлена в виде слайдов.

В проекте промышленной разработки приведены сведения о геолого-промысловой характеристике, физико-химических свойствах пластовых флюидов, запасах газа и конденсата нижневизейского продуктивного горизонта.

Дано обоснование выбора объекта промышленной разработки, приведены его исходные геолого-физические характеристики, а также обоснование расчетных вариантов разработки и их исходные характеристики.

Для рекомендованного варианта разработки рассмотрены вопросы техники и технологии добычи, охраны недр и окружающей среды.

Введение

Газоконденсатное месторождение Амангельды открыто в 1975 году бурением глубокой поисковой скважины 1.

В 1981 году партией подсчетов запасов и геологическим отделом Южно-Казахстанской нефтеразведочной экспедиции ПГО "Казнефтегазразведка" с участием сотрудников "СредНИИГаза", "ВНИГНИ" и "ВНИИГаза" был выполнен подсчет запасов природного газа по залежам нижневизейского, серпуховского и нижнепермского горизонтов и представлен на утверждение в ГКЗ СССР, где были утверждены запасы газа по нижнепермскому и нижневизейскому продуктивным горизонтам (протокол ГКЗ СССР № 8884 от 27.11.1981 г.) [1].

По результатам пересмотра материалов геологоразведочных работ и новых данных бурения в 1996 году ТОО "Мунайгазгеолсервис" были пересчитаны геологические запасы газа по нижневизейской залежи и переутверждены в ГКЗ РК (протокол ГКЗ РК № 46 от 09.10.1996 г.) [2].

В 2001 году институтом ЗАО "НИПИнефтегаз" выполнен "Проект опытно-промышленной эксплуатации месторождения Амангельды" [3] и утвержден ЦКР РК (протокол № 14 от 12.09.2001 г.). На дату анализа (по состоянию на 01.07.2007 г.) на месторождении осуществляется реализация вышеназванного проекта.

В 2007 году АО "НИПИнефтегаз" выполнен отчет "По подсчету запасов газа, конденсата и попутных компонентов месторождения Амангельды по состоянию на 01.01.2006 г." и утвержден ГКЗ РК (протокол № 632-07-У от 15.11.2007 г.) [8].

Настоящий отчет "Проект промышленной разработки газоконденсатного месторождения Амангельды (по состоянию на 01.07.2007 г.)" выполнен институтом АО "НИПИнефтегаз" (г. Актау) по договору № 07-ДМ-28 с АО "КазТрансГаз" (г. Астана, оператор ТОО "АмангельдыГаз" в г.Тараз) в соответствии с "Едиными правилами разработки…"[9] и "Регламентом составления проектов и технологических схем разработки…" (РД 39-0147035-207-86) [10].

1. Геологическая часть

1.1 Геолого-физическая характеристика месторождения

Стратиграфия.

В пределах структуры Амангельды вскрыты отложения верхней части нижне-среднего девона, верхнего девона (фаменский ярус), карбона и перми, перекрытые с угловым несогласием рыхлыми отложениями мезокайнозоя.

Разрез верхней части нижне-среднего девона, условно относимый к фундаменту, вскрыт скважинами 1 и 102 и представлен грубообломочными и пестроцветными, крупнозернистыми, очень крепкими кварц-полевошпатовыми песчаниками (скважина 102) и сильно уплотненными, частично рассланцованными, трещиноватыми аргиллитами. Максимальная вскрытая толщина составляет 557 м в скважине 102.

Фаменский ярус представлен красноцветной терригенной толщей: песчаниками и гравелитами с маломощными прослоями аргиллитов и конгломератов. Толщина отложений составляет 214 м в скважине 1 и 232 м в скважине 102.

Каменноугольные отложения представлены нижним отделом и нерасчлененным средне-верхним отделом.

Нижний отдел. Отложения представлены турнейским, визейским и серпуховским ярусами.

Отложения турнейского яруса со стратиграфическим несогласием перекрывают породы верхнего девона. Разрез представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, с редкими прослоями доломитов и мергелей. На полную мощность отложения вскрыты в скважинах 1 и 102 и составляют321 м и 314 м, соответственно.

Визейский ярус литологически относительно выдержан. Нижний подъярус представлен сероцветными песчаниками и аргиллитами, с пропластками углей и обильным включением обуглившихся растительных остатков, которые вверх по разрезу сменяются аргиллитами с прослоями известняка. Толщина подъяруса составляет 76-95м. Верхний подъярус представлен, в основном, известняками, доломитами и мергелями с прослоями аргиллитов и алевролитов. Толщина отложений изменяется от 283 м до 327 м.

Серпуховский ярус представлен известняками, доломитами, в верхней части - ангидритизированными аргиллитами. Толщина яруса составляет 134-159 м.

Отложения среднего-верхнего карбона представлены пестроцветной терригенной толщей. Толщина отложений изменяется от 377 м до 537 м.

Отложения перми представлены двумя отделами. Нижний отдел по литолого-фациальной характеристике подразделяется на две толщи: подсоленосную и соленосную. Верхний отдел выделен в составе надсоленосной толщи. Подсоленосная толща представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, часто с сульфатизированными включениями ангидрита. Горизонт подстилается толщей аргиллитов, которая представляет собой газоупор снизу. Толщина отложений изменяется от 242 м до 412 м. Кровля горизонта перекрывается соленосной толщей.

Соленосная толща представлена переслаиванием красноцветных сульфатизированных терригенных пород с прослоями галита. Толщина отложений изменяется от 211м до 495м. Надсоленосная толща верхней перми с угловым несогласием и размывом залегает на подстилающих отложениях соленосной толщи и представлены красноцветными окремненными алевролитами и сульфатизированными аргиллитами. Толщина отложений изменяется от 178 м до 346 м.

Мезо-кайнозойские отложения представлены переслаиванием песков, глин и алевролитов. Толщина отложений изменяется от 256 м до 360 м.

Тектоника. В тектоническом отношении месторождение Амангельды приурочено к одноименной структуре, расположенной в восточной части Миштинского прогиба Моинкумской впадины.

Строение структуры изучено сейсморазведочными работами 2Д, 3Д и глубоким бурением.

Структура Амангельды представляет собой приразломную брахиантиклиналь северовосточного простирания. Разлом, ограничивающий структуру с северо-востока, фиксируется сейсморазведкой как зона потери корреляции отложений от опорных горизонтов и прослеживается по всему разрезу.

По кровле нижневизейских отложений размеры структуры, по замкнутой изогипсе -1875 м, составляют 12 х 4 км, амплитуда - 200 м.

Характеристика продуктивных горизонтов.

Поисково-разведочными скважинами выявлена газоносность турнейских, нижневизейских, серпуховских и пермских отложений.

Турнейские отложения испытаны в шести поисково-разведочных скважинах. Приток газа дебитом до 3 тыс.м³/сут, получен только в скважине 6. Во всех остальных скважинах притоков не получили или получили слабый приток пластовой воды. Так как промышленных притоков газа не получено и площадь залежи незначительна, запасы газа по турнейским отложениям не подсчитывались.

В серпуховских отложениях коллекторы распространены только в сводовой части структуры, на крыльях они замещаются глинистыми известняками и сульфатами. Горизонт испытан в 5 поисково-разведочных скважинах. Промышленный приток газа получен только в скважине 1, после соляно-кислотной обработки дебит газа составил 17.3 тыс.м³/сут. В 2-х скважинах получили незначительные притоки газа (до 3 тыс.м³/сут) даже после кислотной обработки, в одной притока не получили, в одной получили приток фильтрата бурового раствора. В эксплуатационных скважинах серпуховские отложения испытаны в двух скважинах в процессе бурения, притоков не получили. Учитывая небольшие размеры залежи, запасы газа по ней не подсчитывались.

В пермских отложениях коллекторы развиты только в северо-восточной части площади, на остальной части они замещаются глинистыми породами. К пермским отложениям приурочена газовая залежь - азотно-гелиевая.

В нижневизейских отложениях по данным опробования практически всех скважин установлена газоконденсатная залежь, которая является объектом промышленной разработки.

Самая низкая отметка получения газа фиксируется в скважине 117, где при опробовании в открытом стволе получен газ до абсолютной отметки минус 1979,8 м (скважина наклонно-направленная). Учитывая, что скважина 117 наклонно-направленная и есть вероятность неправильной привязки к приведенной глубине, то нижнюю отметку получения газа в этой скважине при обосновании ГВК мы не учитываем. В скважине 5 приток газа получен до абсолютной отметки минус 1967,6м. В скважине 9 при опробовании получена пластовая вода с абсолютной отметки минус 1979,0м, по ГИС кровля водонасыщенного пласта фиксируется с отметки минус 1976,8м (таблица 1.1). В скважине 13 водонасыщенный пласт по ГИС фиксируется с отметки минус 1968,6 м.

Таблица 1.1 - Обоснование газоводяного контакта

Газоводяной контакт принят единым на абсолютной отметке минус 1968 м. Залежь газа по типу пластового резервуара пластовая сводовая, тектонически экранированная. Размеры залежи 14,8 х 7,5 км, высота - 268,8 м.

1.2 Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных пластов и их неоднородности

В разрезе нижневизейского горизонта прослежено три продуктивных пачки (А, Б, В), в каждом из которой выделены несколько пропластков.

Пачка А имеет почти повсеместное распространение, в районе скважин 13 и 18 коллекторы замещаются глинистыми породами. Коэффициент распространения равен 0,94 (таблица 1.2). Общая толщина пачки составляет, в среднем, 9,8м, изменяясь от 0,8 до 17,6м. В пределах пачки выделяют до 6 пропластков, которые не выдержаны по площади. Коэффициент расчлененности составляет 2,6; коэффициент песчанистости - 0,50. Суммарная эффективная газонасыщенная толщина колеблется от 0,8 м до 8,2 м, составляя в среднем 4,3м.

Таблица 1.2 - Статистические показатели характеристик неоднородности пластов нижневизейского продуктивного горизонта

Пачка Б отделяется от вышележащей пачки А глинистым разделом, толщина которого изменяется от 4 до 20м. В пределах пачки выделяется, в основном, один пласт-коллектор, который иногда расчленяется на два пропластка. На северо-востоке, пласты-коллекторы замещены глинистыми породами. Коэффициент распространения равен 0,7. Общая толщина пачки небольшая и колеблется от 1 до 5,6 м. Эффективная газонасыщенная толщина составляет, в среднем, 2,6 м, изменяясь от 0.8 (скв. 8) до 4,6 м (скв.112). Коэффициенты песчанистости и расчлененности составляют соответственно 0.64 и 1.1.

Пачка В наиболее выдержанная по мощности, отделяется от вышезалегающей пачки Б небольшим глинистым пластом толщиной от 1,6 (скв. 108) до 6м (скважины 6, 113), коэффициент распространения её равен 0,97. В скважине 15 пласты-коллекторы замещены породами.

Таблица 1.3 - Характеристика толщин пластов нижневизейского продуктивного горизонта

Пачка	Толщина	Наименование	В пределах залежи
А	Общая	Средняя, м	9.8
		Коэф. вариации, доли ед.	0.28
		Интервал изменения, м	0.8-17.6
	Эффективная	Средняя, м	4.3
		Коэф. вариации, доли ед.	0.21
		Интервал изменения, м	0.8-8.2
	Газонасыщенная	Средняя, м	4.3
		Коэф. вариации, доли ед.	0.21
		Интервал изменения, м	0.8-8.2
Б	Общая	Средняя, м	2.9
		Коэф. вариации, доли ед.	0.25
		Интервал изменения, м	1.0-5.6
	Эффективная	Средняя, м	2.6
		Коэф. вариации, доли ед.	0.17
		Интервал изменения, м	0.8-4.6
	Газонасыщенная	Средняя, м	2.6
		Коэф. вариации, доли ед.	0.17
		Интервал изменения, м	0.8-4.6
В	Общая	Средняя, м	15.8
		Коэф. вариации, доли ед.	0.09
		Интервал изменения, м	1.8-22.6
	Эффективная	Средняя, м	12.3
		Коэф. вариации, доли ед.	0.11
		Интервал изменения, м	1.8-19.0
	Газонасыщенная	Средняя, м	12.3
		Коэф. вариации, доли ед.	0.11
		Интервал изменения, м	1.8-19.0
В целом по горизонту	Общая	Средняя, м	37.2
		Коэф. вариации, доли ед.	0.06
		Интервал изменения, м	17.6-47.2
	Эффективная	Средняя, м	18.3
		Коэф. вариации, доли ед.	0.08
		Интервал изменения, м	6.2-26.8
	Газонасыщенная	Средняя, м	18.3
		Коэф. вариации, доли ед.	0.08
		Интервал изменения, м	6.2-26.8

Общая толщина пачки изменяется от 1.8 м (скв 7) до 22.6 м (скв 105), составляя в среднем 15.8 м. Эффективные газонасыщенные толщины изменяются от 1.8 м (скв 7) до 19.0 м (скв 5) и в среднем составляет 12.3 м. Коэффициенты песчанистости и расчлененности составляют 0.80 и 2.5, соответственно. Пачки А, Б, В между собой не сливаются, но толщины глинистых пластов, разделяющих пачки, не выдержаны по толщине и сложены аргиллитами плотными, тонкослоистыми, с вертикальными и наклонными трещинами, что говорит о возможной гидродинамической связи между пачками.

Общая толщина горизонта составляет, в среднем, 37.2 м (см. таблицу 1.3). Суммарные газонасыщенные толщины изменяются от 6.2 м (скв 7) до 26.8 м (скв 5), составляя в среднем 18.3 м.

Коэффициент расчлененности и песчанистости равны 5.6 и 0.50, соответственно.

1.3 Характеристика продуктивных горизонтов по данным ГИС

На площади Амангельды промышленные притоки газа получены из песчано-глинистых отложений подсоленосной толщи перми (Р₁), карбонатно-терригенных отложений серпуховского (С₁s) и песчаников нижневизейского (С₁v₁) и турнейского (С1t) ярусов нижнего карбона.

Коллекторы подсоленосных отложений перми представлены песчаниками средне- и мелкозернистыми, полимиктовыми, алевритистыми с прослоями алевролитов и аргиллитов, сцементированные в различной степени сульфатно-железисто-глинистым цементом. Как установлено в (21), по исследованиям кернов и данным опробования в подсоленосной толще пермских отложений развиты коллекторы порового и порово-трещинного типов.

Коллекторы нижневизейских отложений нижнего карбона по данным анализа кернов представлены песчаниками полевошпат-кварцевыми, с преобладанием кварца. Нижневизейский продуктивный горизонт по коллекторским свойствам, данным опробования и геофизическим характеристикам, подразделен на три пачки (А, Б и В).

Коллекторам каждой пачки свойственны свои структурно-текстурные особенности, различная степень сцементированности, глинистости. Цемент контактово- и неравномерно-поровый, глинистый, гидрослюдистый, участками кальцитовый. Карбонатность практически всего терригенного разреза низка, не превышает 0.10 д.ед. Коллекторы порового типа, что также установлено по данным изучения пустотного пространства в петрографических шлифах. В алевролитах, песчаниках пористых и аргиллитах отмечено присутствие микротрещин, выполненных кальцитом. От средне-верхневизейского подъяруса нижневизейский отделен пластом ангидрита толщиной 10-12м, являющимся верхним газоупорным пластом. Пачка В снизу ограничена пластом аргиллита толщиной 2.5-5м. Подстилающая толща до кровли яруса С₁t представлена чередующимися песчаников глинистых пластами аргиллитов, углей, песчаников углистых.

1.4 Комплекс методов ГИС, техника и методика проведения исследований

Используемый комплекс методов ГИС при оценке запасов [1, 2] отличался, в силу состояния технической оснащенности скважинной аппаратурой, от комплекса исследований новых эксплуатационных скважин. Ко времени бурения новых скважин, произошли значительные изменения в оснащении геофизических предприятий современной комплексной (модульной), программно управляемой аппаратурой. Структура комплекса ГИС в эксплуатационных скважинах изменилась: методы АК, ГГК-П, многозондовые ИК выполняются во всех скважинах, произошли и качественные изменения самих исследований. Применяемый с 2001г. в скважинах месторождения Амангельды комплекс ГИС соответствует обязательному комплексу исследований в открытом стволе для решения геологических и технических задач в эксплуатационных скважинах [12]. Комплекс позволяет изучать электрические, радиоактивные, плотностные, акустические свойства пород, слагающих разрезы скважин, а также геометрию стволов скважин.

По достижению проектной глубины эксплуатационных скважин в отложениях нижневизейского и турнейского ярусов выполнен обязательный современный комплекс детальных геофизических исследований, включающий методы:

ПС - каротаж потенциалов самопроизвольной поляризации; кавернометрия (профилеметрия);

КС (БКЗ комплексом разноглубинными подошвенными градиент-зондами A2.0M0.5N, A4.0M0.5N, A8.0M1.0N и кровельными градиент-зондами N0.5M2.0A, N11.0M0.5A);

БК - боковой каротаж;

БМК (МКВ) - боковой микрокаротаж (микрокавернометрия);

МКЗ - микрозондирование;

ИК - индукционный каротаж, двузондовый;

АК - акустический каротаж по скорости пробега упругих волн;

радиоактивный каротаж (РК);

ГК - замеры естественного гамма-излучения;

НГК - нейтронный гамма - каротаж;

ГГК-П - плотностной гамма-гамма - каротаж.

Изучение геометрии ствола скважины и положения его в пространстве выполнено по замерам инклинометрии. Регистрация выполнялась на точках с шагом через 25 м.

Общие исследования (КС, СП, КВ, ГК, НГК, АК в масштабе глубин 1:500, инклинометрия) сопровождали процесс бурения скважин и выполнены поэтапно по всему вскрытому бурением разрезу, в том числе, по завершению бурения интервалов, перекрываемых, в среднем, до глубин 450 и 1200м кондуктором и технической колонной диаметрами 9 и 12".

После спуска обсадных колонн, через 2-7 суток после окончания процесса цементирования для определения высоты подъема цемента и качества цементного камня выполнялись исследования акустической цементометрией.

Комплексы методов исследований, выполненные в новых скважинах в интервалах отложений подсоленосного и нижневизейского ярусов представлены в подсчете запасов 2007г (ПЗ). В целом структура комплекса ГИС, выполненного в эксплуатационных скважинах, позволяет решать геологические задачи в условиях разреза месторождения Амангельды: литологическое расчленение разреза, выделение пластов-коллекторов; проводить качественную и количественную интерпретацию: определять эффективные толщины, оценивать фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС), характер насыщения выделенных в разрезе пластов-коллекторов.

Геофизические исследования выполняли геофизические предприятия: ЮКФ ГИС "Казпромгеофизика", компания ОАО "Удмуртгеология" по заявкам подрядчика по бурению скважин - "КазБурГаз".

При записи геофизической информации использовались цифровые регистраторы "Гектор", "Карсар", "ПАК". Регистрация ГИС проводилась аппаратурой, прошедшей метрологический контроль и калибровку. Каротаж выполнялся со скоростью, регламентируемой эксплуатационной документацией к приборам. В таблице 1.4 представлен перечень скважинной аппаратуры, примененной при геофизических исследованиях скважин, показаны режимы каротажа, регистрации и визуализации геофизических параметров в новых скважинах.

Таблица 1.4 - Аппаратура комплекса промыслово-геофизических исследований. Режимы каротажа и визуализации геофизических параметров в эксплуатационных скважинах

Метод ГИС	Тип аппаратуры	Скорость регистрации, м/час	Дискретность регистрации м	Масштаб визуализации	Единицы измерений
ПС	ЭК-1, К-3, К-741	<2000	0.1, 0.2	линейный, (кратный 2.5)	мВ/см
Стандартный каротаж, БКЗ, резистивиметрия				линейный	Ом м
БК				логарифмический	Ом м
ИК (ВИКИЗ)	АИК-5 ВИКИЗ	<1000	0.1, 0.2	линейный	мСм/м
				логарифмический	Ом м
МБК(МКВ)	МБКУ, МК-УЦ, МКГ-АГАТ	<1000	0.1	Логарифмический (МКВ- линейный)	Ом м (мм)
МКЗ		<1000	0.1	линейный	Ом м
АК (по скорости)	АКВ-1,СПАК-6, МАК-2	800-1200	0.1, 0.2	линейный	мкс/м
ГК	СРК-1, УРАЛ-100	250-400	0.1, 0.2	линейный	мкР/час
НГК (ННК)			0.1, 0.2	линейный	усл. ед.
ГГК-П	СГП-2, РКП-Т, СГП-АГАТ	280-350	0.1, 0.2	линейный	г/см3
КВ	СКП-1, СКПД-3, ПФ-73-М	<2000	0.1, 0.2	линейный	мм
Инклинометрия	КИТ-А, ИОН 2004-03	Исследования по точкам (шаг через 25 м)	зенитные, азимутальные углы в функции глубины скважины	градус

В соответствии с требованиями технологии проведения ГИС [12] методы исследований выполнялись в следующей последовательности: электрические - стандартный каротаж с одновременной регистрацией кривой ПС; БК, ИК, МБК, МК; затем акустический и методы радиоактивного каротажа - ГК, НГК (ННК), ГГК-П; далее - КВ, инклинометрия.

1.5 Свойства и состав газа, конденсата и воды

В процессе ОПЭ по изучению свойств и составов пластового газа и конденсата месторождения Амангельды за период 1996-2006 гг. лабораторией "КазНИГРИ" и компанией "Мунайгазгеолсервис" были проведены исследования проб флюида из 19 скважин (2, 5, 6, 101, 102, 103, 104, 105, 106, 107, 108, 109, 110, 111, 112, 113, 114, 115, 116).

По новой информации 2006 г. по исследованиям пластовых флюидов, включая предыдущие исследования, подсчитаны средние параметры, приведены диапазоны изменений. Полученные новые средние значения практически совпадают и подтверждают средние значения, представленные в "Подсчете запасов по состоянию на 01.01.2006 г." [8].

Свойства пластового газа.

В связи с увеличением информации о составе и свойствах пластового газа, полученной в 2006г., рассчитаны новые средние параметры свойств пластового газа по состоянию на 01.01.2007 г. Они рассчитаны с учетом результатов исследований, полученных в период разведки (использованных при "Подсчете запасов (1996 г.)" [2]) и позже - в процессе эксплуатации месторождения. Потенциальное содержание стабильного конденсата (С_5+В) с учетом результатов 2005-2006 гг., выполненные лабораторией "КазНИГРИ" путем рекомбинации устьевых проб флюидов, в среднем составило - 71.1 г/м³, что входит в диапазон значений использованных при "Подсчете запасов (1996 г.)" [2] - 67.9-112.9 г/м³, коэффициент сверхсжимаемости - 0.79, плотность при 20^°С - 0.8589 кг/м³, вязкость пластового газа - 0.0120 мПа·с. Однако полностью согласиться с новым полученным значением содержания стабильного конденсата (С_5+В), не представляется возможным, так как оно получено в процессе рекомбинации, а не по промысловым замерам. По показателям разработки средний за 2006 год содержание нестабильного конденсата по промысловым замерам из скважин колебался в диапазоне 92.4-97 г/м³, составляя в среднем 94.9 г/м³. По результатам исследований 2005-2006 гг. получено потенциальное содержание конденсата ниже, чем принято в "Подсчете запасов (2006 г.)" [8]. Причиной снижения содержания конденсата может быть выпадение конденсата в пласте вследствие снижения пластового давления ниже давления начальной конденсации, что и повлияло на результаты исследований рекомбинированных проб, отобранных с устья скважин. В связи с вышесказанным, в данном отчете следует принять значение содержание стабильного конденсата (С_5+В), такое же, как и в "Подсчете запасов (2006 г.)"[8] - 86 г/м³.

Компонентный состав газа

Компонентный состав пластового газа, газа сепарации и сырого конденсата получен по результатам газоконденсатных исследований скважин 101, 103, 104, 110, 115 и представлен в таблице 1.5 .

Таблица 1.5 - Компонентный состав пластового газа, газа сепарации и сырого конденсата

Наименование	Нижневизейский горизонт
	пластовый газ	газ сепарации	сырой конденсат
Углекислый газ	0.13	0.13	-
Азот	5.68	5.82	-
Метан	78.80	80.18	18.81
Этан	9.48	9.50	9.47
Пропан	3.35	3.15	12.44
Изо-бутан	0.47	0.59	3.88
Н-бутан	0.74	0.54	9.49
Изо-пентан	0.25	0.16	3.52
Н-пентан	0.22	0.14	3.76
Гексаны(С6+ высшие)	0.88	-	38.64
Плотность газа, при 20 °С, г/л	0.854	0.822	-
Относительная плотность по воздуху	0.709	0.682	-

Содержание углеводородов составляет: метана - 77.88-79.90 % мол., этана - 8.80-10.42 % мол., С₃+в - 5.38-6.71 % мол. Из неуглеводородных компонентов присутствует азот и углекислый газ, которые составляют: азота - 5.67-5.73 %мол., углекислого газа - 0.11 - 0.17 %мол., соответственно (см. таблицу 2.3.1.2).

В среднем состав пластового газа содержит метана 78.80 % мол., этана - 9.48 % мол., С₃+в - 5.90 % мол., азота - 5.68 % мол., углекислого газа 0.13 % мол.

По результатам исследований состав газа сепарации в среднем на 80.18 % мол. состоит из метана. Сопутствующих компонентов в среднем содержится: этана - 9.50 % мол., С₃+в - 4.57 % мол., азота - 5.82 %мол., углекислого газа - 0.13 % мол. (см. таблицу 1.5).

Составы сырого конденсата по исследованным пробам в целом близки между собой и отличаются между собой несущественно в силу незначительных различий термобарических условий сепараций при отборе проб конденсата на рекомбинацию.

Компонентный состав сырого конденсата в среднем содержит метана 8.93 % мол., этана - 8.47 %мол., пропана - 8.65 % мол., бутанов - 9.35 % мол., С₅+в - 63.99 % мол. (см. таблицу 1.5).

Физико-химические свойства конденсата оценены по пробам, отобранным из 15 эксплуатационных скважин компанией "Мунайгазгеолсервис" в 2004 году. По результатам исследований проб конденсата подсчитаны средние параметры и приведены в таблице 1.6.

Таблица 1.6 - Физико-химические свойства и фракционный состав стабильного конденсата

Наименование	Нижневизейский горизонт
	Количество исследованных	Диапазон изменения	Среднее значение
	скважин	проб
Плотность, при 20°С, кг/м3	15	15	709.0-769.0	748.0
Вязкость динамическая, мПа·с, при 20°С	15	15	0.4320-1.049	0.8070
Температура застывания, °С	15	15	ниже-15 - ниже-17	ниже -16.1
Массовое содержание, % -серы -парафинов -асфальтенов -смол силикагелевых	15 15 15 15	15 15 15 15	0.11-0.18 0.28-0.58 0.003-0.09 0.11-0.39	0.14 0.43 0.04 0.22
Объемный выход фракций, % Н.К. до 50°С до 100°С до 150°С до 200°С до 250°С	15 15 15 15 15 15	15 10 15 15 15 15	28-51 2-4 8.5-66 41-64 66-91 83-95	36 2.7 23 56 77 89

Свойства конденсата по скважинам получены в диапазонах: плотность - 0.709-0.769 г/см³, динамическая вязкость - 0.432-1.049 мПа·с, содержание серы - 0.11-0.18 % масс.

Конденсат застывает при температуре ниже - 15^°С. Выход светлых фракций (до 250^°С) высокий и составляет от 83 до 94 % об. Содержание асфальто-смолистых веществ составляет - 0.13-0.41 % масс., содержание парафинов - 0.28-0.58 % масс.

Свойства и состав воды

Исходный компонентный состав пластовых вод месторождения Амангельды представлен в таблице 1.7.

Таблица 1.7 - Месторождение Амангельды. Компонентный состав вод

№ скв.	Горизонт	Интервал, м	Компонентный состав, г/л
			Cl	SO4	Na	Ca	Mg	Умин
1	D3fm	2237-2549	100	-	36	60	3	274
1	C1t	2220-2240	100	-	53	39	8	266
3	C1t	2295-2326	99	0.3	49	47	3	259
8	C1t	2325-2340	99	-	50	45	4	317

Позднее были проведены исследования по продуктивному нижневизейскому горизонту, данные которых представлены в таблице 1/8 согласно [2].

Таблица 1.8 - Месторождение Амангельды. Характеристика вод нижневизейского продуктивного горизонта

N скв.	Горизонт	Интервал отбора, м	t пласта, оС	? мин, г/л	сВ при оС пласта, Омм
1 2	C1V1	2220-2240	72.5	266.196	0.016
	C1V2+3	1885-1930	64.0	258.175	0.018
	C1V2+3	2018-2029	67.5	205.547	0.023
				202.602	0.023
3	C1V	2295-2326	75.0	258.461	0.016
	C1V2+3	2010-2019	67.0	250.224	0.019
				227.713	0.020
				220.980	0.021
	C1V1	2325-2340	75.5	317.039	0.013
9	C1V1	2348-2365 2324-2344	76.0	210.574	0.020
			75.5	241.693	0.017

Как видно из таблицы, воды нижневизейского продуктивного горизонта являются крепкими термальными рассолами с минерализацией, в зависимости от пропластков, в пределах от 202 до 317 г/л. Подробный физико-химический состав и свойства вод нижневизейского горизонта по анализам, выполненным для отчета [2], приведен в таблице 1.9. Исходя из данных, приведенных выше, можно предположить, что пробы вод со скважин 2 и 7, скорее всего, являются смесью техногенной воды с пластовой, поскольку по основным компонентам и минерализации в 6-10 раз отличаются от характеристик, приведенных для скважины 9 и значений минерализации, указанных в таблице 1.7 и поэтому должны быть отбракованы.

Таблица 1.9 - Месторождение Амангельды. Физико-химический состав вод нижневизейского продуктивного горизонта

№ скважины	2	7	9
Горизонт	C1V1	C1V1	C1V1
Интервал	2173-2184	2170-2301	2324-2334, 2341-2344
Статический уровень, м	-1569	-	-75
Пластовая температура, Ко	338	-	345
Удельный вес воды при 20о, г/см3	1.022	-	1.175
Удельный вес воды в пластовых условиях, г/см3	1.005	-	1.15
Вязкость в пластовых условиях, мПа·с	-	-	0.42
Содержание ионов, мг/л:
Na++K+	3129	7849	57207
Ca++	3026	3156	33800
Mg++	352	273	600
Cl-	17170	15712	148672
SO4-	1769	3292	803
HCO3	598	366	43
NH4+	25	-	0.1
B-	1.25	1.5	10
J-	1.4	3	9
Br-	54.1	7.8	463
? мин	32147	30722	241693



В 2006 г. были исследованы пробы жидкости, отобранные с забоя пяти добывающих скважин. Результаты исследований представлены в таблице 1.10.

Таблица 1.10 - Месторождение Амангельды. Результаты исследований проб жидкости с забоя скважин

№ скважины	Дата	№ пробы	Глубина, м	Т, оС	Уд. вес воды, г/см3	Жесткость, мг-экв/л
111	17.07.06	1	2177	26	-	-
112	17.07.06	1	2105	26	1.19	3050
		2			1.18	2850
101	18.07.06	1	2265	26	1.014	380
		2			1.015	350
109	18.07.06	1	2320	26	1.021	420
		2			1.021	400
103	19.07.06	1	2240	26	1.020	90
		2			1.021	80

Данные из таблицы показывают, что по удельному весу и жесткости вод только проба со скважины 112 может быть названа кондиционной.

Таким образом, представленные данные показывают недостаточную изученность пластовых вод месторождения, как в водоносных горизонтах, так и в продуктивных пластах. Поэтому необходимо осуществлять полный комплекс исследований пластовых вод согласно требованиям "Единых правил разработки нефтяных и газовых месторождений РК" [9].

1.6 Физико-гидродинамические характеристики

Физико-гидродинамическая характеристика пород-коллекторов по керну представлена фазовой проницаемостью пород для газа при содержании остаточной водонасыщенности, зависимостью начальной газонасыщенности от проницаемости пород, кривыми капиллярного давления.

Фазовая проницаемость пород для газа при содержании остаточной водонасыщенности (К_пр^фаз), моделируемой методом центрифугирования, определялась во "ВНИИГИС" (г. Калинин) по керну из скважины 6 [1]. Величина фазовой проницаемости в зависимости от абсолютной проницаемости (К_пр) пород (рисунок 2.4.1а) описывается соотношением

К_пр^фаз=0.9784*К_пр-0.8645 (R²=0.9967). (1.1)

Величина относительной проницаемости (К_пр^отн=К_пр^фаз/К_пр) в зависимости от абсолютной (рисунок 2.4.1б) описывается соотношением

К_пр^отн=0.187*Ln(К_пр)+0.3488 (R²=0.7819). (1.2)

Начальная газонасыщенность (S_г^нач) коллекторов рассчитана как 1-S_во. Остаточная водонасыщенность (S_во) установлена по исследованиям керна из скважины 6 прямыми определениями и по керну из скважин 102, 106, 115 по косвенным определениям [8]. Начальная газонасыщенность коллекторов при проницаемости пород от 0.1*10^-3 мкм² до 20*10^-3 мкм² (рисунок 2.4.2) описывается соотношением

S_г^нач =0.0797*Ln(К_пр) + 0.8898 (R²=0.751). (1.3)

При проницаемости больше 20*10^-3 мкм² величина S_г^нач составляет около 0.9.

1.7 Запасы газа и конденсата

Запасы газа по нижневизейскому горизонту месторождения Амангельды оценивались неоднократно. Впервые подсчет запасов газа и конденсата был выполнен в 1981 г. на основании результатов поисково-разведочных работ (17 скважин). Утвержденные начальные геологические запасы газа и конденсата по нижневизейскому горизонту составили соответственно по категории С1 - 1979 млн.м³ и 153 тыс.т (Протокол ГКЗ СССР № 8884 от 27.11.1981 г.).

В 1996 году запасы газа по нижневизейскому горизонту были пересчитаны и утверждены в ГКЗ РК (Протокол № 46 от 09.10.1996 г.). В результате пересчета геологические запасы газа и конденсата нижневизейского горизонта увеличились и составили по категории С1 (С₂) - 17058 (8020) млн.м³ газа и 1466 (690) тыс.т конденсата. В целом (по сумме категорий С1 + С₂) запасы углеводородного газа составили 25078 млн.м³ и конденсата - 2156 тыс. т. Причиной увеличения запасов газа явилось принятие более низких значений минимального рентабельного дебита скважин, равного 5 тыс.м³/сут.

По состоянию на 01.01.2006 г. запасы газа были пересмотрены и утверждены с учетом дополнительной информации по 15 пробуренным эксплуатационным скважинам (Протокол ГКЗ РК № 632-07-У от 15.11.2007 г.).

Исходя из разбуренности, изученности и продуктивности газовых залежей запасы газа оценены по категориям С1 и С₂.

По категории С1 в целом по месторождению начальные геологические запасы газа и конденсата составили 18952 млн.м³ или 75.8 % от всех геологических запасов, конденсата 1630 тыс.т.

По категории С₂ оценены запасы газа в юго-западной (скважины 7, 15) и северовосточной (скважина 17) частях залежей, так как в этих скважинах получены невысокие дебиты газа и исследования на увеличение продуктивности пластов не производилось.

Геологические запасы газа и конденсата по этой категории составили 6067 млн.м³ и 522 тыс.т, соответственно или 24.2 % от всех геологических запасов по месторождению.

В результате пересчета начальные геологические запасы газа в целом по месторождению (категории С1+С₂) составили 25019 млн.м³, что на 0.2 % меньше числящихся на Государственном балансе полезных ископаемых РК.

2. Технологическая часть

2.1 Подготовка геолого-промысловой основы для проектирования разработки

Анализ результатов газогидродинамических исследований

При опробовании нижневизейского горизонта месторождения Амангельды с целью оценки продуктивности пробуренных скважин, а также в процессе эксплуатации добывающих скважин с целью оценки их текущей продуктивности, проводились газогидродинамические исследования на стационарных (методом установившихся отборов - МУО) и нестационарных (методом восстановления давления - КВД) режимах фильтрации.

Результаты газогидродинамических исследований скважин - МУО и КВД, выполненных за период опытно-промышленной эксплуатации (2003-2006 гг.) [3-7], приведены в таблицах 2.1 и 2.2, соответственно.

По результатам исследований МУО, выполненных в 2005 г. были получены значения фильтрационных коэффициентов скважин нижневизейского горизонта, находящиеся в пределах: "a" - 0.2719-5.6433 МПа²/(тыс.м³/сут) и "b" - 0.0020-0.3836 МПа²/(тыс.м³/сут)² [6].

В 2006 г. и первом полугодии 2007 г. газогидродинамические исследования методом установившихся отборов в скважинах нижневизейского горизонта проведены не в полном объеме, вследствие чего коэффициенты фильтрационного сопротивления не были уточнены. На практике коэффициенты "a" и "b" даже теоретически не могут быть постоянными, так как от режима к режиму изменяются свойства пористой среды (весьма незначительно) и насыщающих ее флюидов, уже более существенно, особенно при больших депрессиях на пласт [19]. К тому же, в величинах "a" и "b", определенных графически, имеется некоторая условность [19].

В связи с вышесказанным, для выполнения прогнозных расчетов были взяты более приемлемые средние значения фильтрационных коэффициентов скважин по нижневизейскому горизонту: "a" - 5.23мПа²/(тыс.м³/сут) и "b" - 0.128мПа²/(тыс.м³/сут)², находящиеся в пределах значений коэффициентов, полученных по исследованиям МУО 2005 г., при использовании которых получаются более точные данные, совпадающие с фактическими дебитами и добычей газа и конденсата на дату анализа (01.07.2007 г.).

Условия фильтрации газа к забоям добывающих скважин, действующие силы, характер их проявления

Фильтрация или движение газа и жидкости в пористых и трещиноватых породах [20] определяется по двучленной формуле:

P²(t)-P_з²(t)=а_срQ(t)+b_срQ²(t) (2.1),

где: а_ср и b_ср - средневзвешенные (по дебиту) коэффициенты фильтрационного сопротивления;

Q_t - текущий дебит проектных скважин к моменту времени t с начала разработки залежи.

Дебиты газовых скважин при одинаковых диаметрах, режимах эксплуатации пласта, пластовых давлениях можно увеличить за счет снижения фильтрационного сопротивления при движении газа в призабойной зоне пласта. Это возможно за счет образования каналов, каверн, и трещин в ней, уменьшения содержания твердых частиц и жидкостей в поровых каналах [21].

2.2 Анализ текущего состояния опытно-промышленной эксплуатации и эффективности применения методов повышения газоотдачи

Согласно Проекту ОПЭ [3] по состоянию на 01.07.2007г. на Амангельды в опытно-промышленной эксплуатации находится газоконденсатная залежь.

Характеристика фонда скважин нижневизейского горизонта Амангельды по состоянию на 01.07.2007 г. приведена в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Месторождение Амангельды. Нижневизейский горизонт. Характеристика фонда скважин

Категория скважин	№№ скважин	Количество скважин
1 Добывающие	2-Г, 6-Г, 16-Г, 101, 102, 103, 104, 105, 106, 107, 108, 109, 110, 111, 112, 113, 114, 115, 116, 117, 118, 119, 121, 122	24
1.1 Действующие	2-Г, 6-Г, 16-Г, 101, 102, 103, 104, 105, 106, 107, 108, 109, 110, 111, 112, 113, 114, 115, 116, 117, 118, 119, 121, 122	24
из них: скважины-дублеры	107, 109, 111, 112, 113, 115, 116	7*
2 Наблюдательные	5-Г	1
3 Ликвидированные	1, 3, 4, 7, 8, 9, 11, 13, 15, 17, 18	11
	Всего	36

Как видно из таблицы, по состоянию на 01.07.2007 г. эксплуатационный фонд нижневизейского горизонта месторождения Амангельды составлял 36 скважин, из которых 24 скважины - действующие добывающие фонтанные, 1 - наблюдательная, 11 - ликвидированных.

Из 36 пробуренных скважин - 17 пробурены в период разведки, в т.ч.9 поисковых (1, 2, 3, 4, 5, 7, 8, 9, 13) и 6 разведочных скважин (6, 11, 15, 16, 17, 18) и 21 - в период ОПЭ, в т.ч. 6 разведочных (102, 103, 106, 109, 113, 115) и 15 эксплуатационных (101, 104, 105, 107, 108, 110, 111, 112, 114, 116, 117, 118, 119, 121, 122). При пуске месторождения в опытно-промышленную эксплуатацию (октябрь 2003 г.) было введено 5 скважин (101, 103, 109, 110, 113), в 2004 г. - 10 скважин (102, 105, 106, 107, 108, 111, 112, 114, 115, 116), в 2005 г. - 3 скважины (104, 117, 2-Г), в 2006 г. - 3 скважины (6-Г, 118, 121) и в первом полугодии 2007 - 3 скважины (16-Г, 119, 122).

Поисковая скважина 2-Г и две разведочные скважины 6-Г и 16-Г были восстановлены и введены в эксплуатацию дополнительно к Проекту ОПЭ, согласно рекомендациям, предложенным в Авторском надзоре за 2004-2006 гг. [5-7]. Также, согласно рекомендациям, восстановлена поисковая скважина 5-Г, для использования её в качестве наблюдательной.

Согласно рекомендациям, предложенным в Авторском надзоре за 2004 г. [5], дополнительно к Проекту ОПЭ были пробурены и введены в эксплуатацию четыре скважины (118, 119, 121, 122), одна скважина (120) находилась на дату анализа (01.07.2007 г.) в завершающей стадии бурения.

При этом, скважина 107 является скважиной-дублёром скважины: 16-Г, 109 - 5-Г, 111 - 2-Г, 112 - 1-Г, 113 - 6-Г, 115 - 8, 116 - 18, из них 5 пар скважин: 107 и 16-Г, 109 и 5-Г, 111 и 2Г, 112 и 1-Г, 113 и 6-Г пробурены в непосредственной близости друг к другу (см. приложение 2).

Характеристика начальных и текущих дебитов скважин

Распределение действующего добывающего фонда скважин по дебитам газа и конденсата приведено в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Месторождение Амангельды. Нижневизейский горизонт. Распределение скважин по дебитам газа и конденсата

Показатели	Диапазон дебитов газа, тыс.м3/сут	Итого
	до 15	15-40	40-80	>80
Количество скважин	6	10	5	3	24
В % от действующего фонда	25.0	41.7	20.8	12.5	100
Показатели	Диапазон дебитов конденсата, т/сут	Итого
	до 1	1-3	3-9	>9
Количество скважин	6	10	7	1	24
В % от действующего фонда	25.0	41.7	29.0	4.2	100

Как видно из таблицы 2.2, на 01.07.2007 г. большая часть скважин в количестве 10 единиц, что составляет 41.7 % от действующего фонда, эксплуатировались с дебитами газа от 15 тыс.м³/сут до 40 тыс.м³/сут. С минимальными дебитами газа до 15 тыс.м³/сут работали 6 скважин, что составило 25 % от действующего фонда. Пять скважин месторождения эксплуатировались с дебитами в диапазоне 40-80 тыс.м³/сут, что составляет от действующего фонда 20.8 %. Оставшиеся 3 скважины, составляющие от общего количества действующего фонда 12.5 %, работали с более высокими дебитами, более 80 тыс.м³/сут.

По фактическим данным эксплуатации на 01.07.2007 г. добывающие скважины месторождения Амангельды работали с текущими дебитами: газа - от 3 тыс.м³/сут (скважина 119) до 108 тыс.м³/сут (скважина 104) и конденсата - от 0.1 т/сут (скважина 119) до 9.3 т/сут (скважина 104). В целом по месторождению на 01.07.2007 г. текущие среднесуточные дебиты по газу составили 36.3 тыс.м³/сут и 2.9 т/сут по конденсату.

Как видно из таблицы 2.3, добывающие действующие скважины месторождения условно делятся на 4 группы: высоко-, средне-, мало- и низкодебитные.

Так к группе высокодебитных скважин можно отнести 3 скважины (122, 109, 104), характеризующихся среднесуточными дебитами по газу: 96.4, 99.6, 108.0 тыс.м³/сут, соответственно.

К среднедебитным относятся пять скважин (107, 2-Г, 6-Г, 121, 108) со средними дебитами по газу 45.7, 57.0, 61.0, 65.5, 74.6 тыс.м³/сут, соответственно.

Таблица 2.3 - Месторождение Амангельды. Нижневизейский горизонт. Характеристика текущих дебитов скважин по состоянию на01.07.2007 г.

№№ п/п	Скважина	Текущий дебит газа, тыс.м3/сут	Текущий дебит конденсата, т/сут
1	2-Г	56.98	4.08
2	6-Г	60.98	5.01
3	16-Г	18.05	1.05
4	101	10.00	0.90
5	102	25.29	2.08
6	103	27.82	2.23
7	104	107.95	9.33
8	105	3.86	0.20
9	106	17.50	1.31
10	107	45.67	3.45
11	108	74.60	6.58
12	109	99.59	8.69
13	110	8.28	0.67
14	111	3.79	0.20
15	112	22.72	1.71
16	113	38.20	2.08
17	114	18.05	1.44
18	115	15.73	1.32
19	116	31.20	2.23
20	117	15.04	1.30
21	118	4.18	0.20
22	119	3.03	0.10
23	121	65.49	5.43
24	122	96.40	8.64
Среднее значение	36.27	2.93

Десять скважин (117, 115, 106, 16-Г, 114, 112, 102, 103, 116, 113) входят в группу малодебитных скважин и характеризуются средними дебитами от 15.0 до 38.2 тыс.м³/сут.

Низкодебитными являются шесть скважин (119, 111, 105, 118, 110, 101) с дебитами газа 3.0, 3.8, 3.9, 4.2, 8.3, 10.0 тыс.м³/сут, соответственно.

За время эксплуатации почти во всех скважинах месторождения наблюдается снижение среднесуточных дебитов по газу и конденсату.

Наиболее интенсивное снижение дебитов наблюдается в 3-х скважинах: 104, 109, 110.

Скважина 104, введена в эксплуатацию в марте 2005 года, со средним начальным дебитом газа 180.8 тыс.м³/сут, который увеличившись в следующем месяце до своего максимума в 196.6 тыс.м³/сут, снизился до минимума 107.95 тыс.м³/сут (на 01.07.2007 г.). Накопленная добыча скважины составила: газа - 128.57 млн.м³, конденсата - 12.78 тыс.т.

Таблица 2.4 - Месторождение Амангельды. Нижневизейский горизонт. Накопленная добыча газа и конденсата по состоянию на 01.07.2007 г.

№№ п/п	№ скважины	Накопленная добыча газа, млн.м3	Накопленная добыча конденсата, тыс.т
1	2-Г	44.685	2.463
2	6-Г	17.656	1.584
3	16-Г	0.433	0.025
4	101	27.475	2.570
5	102	28.927	2.541
6	103	41.076	3.752
7	104	128.574	12.775
8	105	5.165	0.665
9	106	15.572	1.549
10	107	68.689	6.589
11	108	91.948	8.823
12	109	205.200	23.245
13	110	34.069	2.945
14	111	4.358	0.543
15	112	29.900	2.599
16	113	65.086	4.264
17	114	20.233	1.831
18	115	19.476	1.926
19	116	36.438	3.071
20	117	16.705	1.528
21	118	0.750	0.046
22	119	0.079	0.003
23	121	25.064	2.379
24	122	13.682	1.186
всего	941.24	88.902

Заметное снижение дебита газа отмечается в скважине 109, эксплуатирующейся с ноября 2003 года. Дебит скважины, составляя на начало эксплуатации 104.5 тыс.м³/сут, в мае месяце 2004 г. достиг максимального дебита в 208.3 тыс.м³/сут, после чего снизился до 98 тыс.м³/сут в мае 2007 г. Текущий дебит скважины на 01.07.2007 г. составил 99.6 тыс.м³/сут, накопленная добыча газа и конденсата - 205.2 млн.м³ и 23.25 тыс.т, соответственно.

Также снизился дебит газа в скважине 110, введенной в эксплуатацию в ноябре 2003 г. Если в начале эксплуатации он составлял 80.0 тыс.м³/сут, увеличившись в следующем месяце до 87.0 тыс.м³/сут, затем начал интенсивно снижаться, составив на 01.07.2007 г. 8.3 тыс.м³/сут. Всего с начала эксплуатации скважины добыто 34.07 млн.м³ газа и 2.95 тыс.т конденсата.

Менее интенсивное снижение среднесуточных дебитов газа наблюдается в десяти скважинах (101, 102, 103, 107, 108, 113, 117, 121, 2-Г и 6-Г):

Эксплуатация скважины 101 началась в декабре 2003 г. Начальный дебит газа данной скважины составил 38.3 тыс.м³/сут. С февраля 2004 г. началось интенсивное снижение дебита, который на 01.07.2007 г. составил 10.0 тыс.м³/сут. Накопленная добыча газа скважины составила 27.48 млн.м³, конденсата - 2.57 тыс.т.

Скважина 102 эксплуатируется с ноября 2004 года. Дебит скважины составлял на начало эксплуатации 10.2 тыс.м³/сут, который в следующем месяце увеличился до 39.5 тыс.м³/сут, а с января 2005 года начал снижаться, составляя на 01.07.2007 г. 25.29 тыс.м³/сут. Всего, с начала эксплуатации, добыча газа и конденсата составила: 28.93 млн.м³ и 2.54 тыс.т, соответственно.

Скважина 103 вошла в эксплуатацию в ноябре 2003 г. с начальным дебитом 55.3 тыс.м³/сут, который в процессе эксплуатации снижался и на 01.07.2007 г. составил 27.8 тыс.м³/сут. Накопленная добыча газа и конденсата составила 41.08 млн.м³ и 3.75 тыс.т, соответственно.

Эксплуатация скважины 107 началась в марте 2004 г. Начальный дебит скважины составлял 80.98 тыс.м³/сут, который в процессе эксплуатации снизился почти в 2 раза и составил на 01.07.2007 г. 45.67 тыс.м³/сут. Добыча газа и конденсата за весь период эксплуатации составила 68.69 млн.м³ и 6.59 тыс.т, соответственно.

Начальный дебит скважины 108, введенной в эксплуатацию в сентябре 2004 г., составил 102.4 тыс.м³/сут. С марта месяца 2005 г., дебит газа данной скважины начал постепенно снижаться, составив на 01.07.2007 г. 74.6 тыс.м³/сут. За время эксплуатации скважины всего добыто 91.95 млн.м³ газа и 8.82 тыс.тонн конденсата.

Скважина 113 начала эксплуатироваться с ноября 2003 г. с начальным дебитом 58.8 тыс.м³/сут, который в дальнейшем снизился до 34.3 тыс.м³/сут (апрель 2007 г.). Текущий дебит газа данной скважины составил 38.2 тыс.м³/сут. Добыча с начала эксплуатации скважины составила: газа - 65.09 млн.м³, конденсата - 4.26 тыс.т.

Дебит скважины 117, вступившей в эксплуатацию в марте 2005 г., с начальным дебитом 32.0 тыс.м³/сут, в процессе добычи снизился до 13.3 тыс.м³/сут (сентябрь 2006 г.), затем немного увеличившись, составил на 01.07.2007 г. 15.0 тыс.м³/сут. Накопленная добыча газа и конденсата скважины с начала ее эксплуатации составила 16.71 млн.м³ и 1.53 тыс.т, соответственно.

Добывающая скважина 121 введена в эксплуатацию в августе 2006 г., с начальным средним дебитом 76.8 тыс.м³/сут, который в следующем месяце увеличился до 100.2 тыс.м³/сут, в дальнейшем постепенно уменьшаясь, на 01.07.2007 г. составил 65.5 тыс.м³/сут. За время эксплуатации скважины всего было отобрано 25.06 млн.м³ газа и 2.38 тыс.т конденсата.

Скважину 2-Г ввели в эксплуатацию в апреле 2005 г., после восстановления ее из ликвидации, со средним начальным дебитом 71.4 тыс.м³/сут. В следующем месяце того же года среднесуточный дебит газа увеличивается до 75.8 тыс.м³/сут, после чего начинает интенсивно снижаться до 45.8 тыс.м³/сут (октябрь 2006 г.). В ноябре месяце 2006 г. в скважине проводят КРС по изоляции притока воды с вышележащих водоносных пластов установкой пакера. После успешно проведенного капитального ремонта скважины (КРС) среднесуточный дебит увеличился до 99.9 тыс.м³/сут. Проработав декабрь месяц, скважину опять остановили на КРС, по причине негерметичности пакера. После проведенных ремонтных работ в скважине, дебит ее не увеличился, наоборот снизился до 55.7 тыс.м³/сут (февраль 2007 г.). Текущий дебит скважины на 01.07.2007 г. составил 56.98 тыс.м³/сут. Накопленная добыча газа и конденсата составила 44.69 млн.м³ и 2.46 тыс.т, соответственно.