Днепровское месторождение и его нефтегазоносность (Западно-Кубанский прогиб)

Залежь III поднятия эксплуатировалась с февраля 2000 года скважинами № 3, 11. Из залежи III поднятия на 01.07.2011 отобрано 122,5 млн м3 газа, что составило 50,2 % от начальных запасов поднятия. Остаточные балансовые запасы газа составили 120,5 млн м3.

Размещено на http://www.allbest.ru

Максимальные годовые отборы газа приходятся на первые годы эксплуатации залежи 36,0 - 35,0 млн м3. «Средний» дебит скважины при этом составил 49,28 - 47,91 тыс. м3/сут. В последующие годы добыча снижается, в 2005 году добыча резко сократилась в результате интенсивного обводнения скважин. Дебит скважин в 2005 году снизился до 4,15 тыс.м3/сут (скважина № 3), 5,63 тыс.м3/сут (скважина № 11). За период 2001 - 2005 годы темп отбора газа снизился с 9,4 до 1,23 %. С начала эксплуатации в продукции скважин № 3 и 11 присутствовала вода (qв=0,05 т/сут - 2000 год). Увеличение ВГФ зафиксировано в 2006 году: в скважине № 3 до 1000 г/м3 и ионов хлора в добываемой воде до 7,67 г/л, в скважине № 11 увеличение ВГФ до 300 г/м3 и ионов хлора до 7,73г/л.

Скважина № 11 обводнилась в марте 2007 года. Отбор газа из скважины за весь период разработки составил 68,0 млн м3.

Скважина № 3 с 2008 года работала периодически, с накоплением давления и большим водосодержанием со средним дебитом газа 1 тыс.м3/сут и пластовой воды 0,22 т/сут, при Рбуф - 5,52 МПа, Рзат - 6,86 МПа. Разница трубного и затрубного давлений объясняется наличием столба воды. Вышеизложенное свидетельствует о том, что скважина № 3 вступила в стадию интенсивного обводнения. Скважина работала с выносом песка и всё увеличивающимся дебитом воды. По геологическим данным пласт представлен рыхлым, слабосцементированным песчаником и в дальнейшем не исключено его разрушение.

После трехлетнего периода работы с пластовой водой (высоким содержанием хлора) в 2011 году скважина была остановлена для проведения капитального ремонта.

В скважине необходимо было промыть песчаную пробку, провести ГИС на остаточную газонасыщенность и по результатам провести изоляцию пластовой воды, а также крепление призабойной зоны пласта.

При проведении ремонтов таких скважин не всегда удается получить положительный эффект в связи со сложностью локализации дезагрегированного песчаника в призабойной зоне скважин.

В марте 2011 года в скважине проведен капитальный ремонт по изоляции пластовой воды. Был получен кратковременный эффект, скважина проработала 3 месяца средний дебит скважины составлял 5 тыс.м3/сут. В сентябре в скважине промыли песчаную пробку, получен дебит газа

7,5 тыс.м3.

На графике зависимости приведенного пластового давления от накопленного отбора газа III поднятия фактическая зависимость в последние годы заметно отклонилась от линии водонапорного режима, которым ранее характеризовалась разработка залежи. Такой характер зависимости свидетельствует о том, что пластовое давление залежи не успевает восстановиться. Очевидно, это обусловлено тем, что фактические дебиты скважин не обеспечивают выноса капельной жидкости на поверхность, а в последние годы полностью очистить ствол скважины от скопившейся жидкости не позволяет даже регулярное введение ПАВ. Разработка залежи осуществляется в условиях активного проявления водонапорного режима.

Скважина № 3 перфорирована в интервале 817 - 819 м, 819 - 824 м. Начальный ГВК располагался на глубине 825,8 (абс. отм. минус 809) м. Геофизические исследования по определению степени и характера насыщения пород в скважине проводились в 2002 году. Интервал

817 - 820,8 м оценивался как слабогазонасыщенный, интервал

820,8 - 826,2 м - газонасыщенным.

По уравнению материального баланса газовой залежи, разрабатываемой в условиях проявления водонапорного режима, был

проведен оценочный расчет по изменению текущего порового объема залежи. По структурной карте газовой залежи построена зависимость объема порового пространства газонасыщенной части залежи и площади контакта «газ-вода» от высоты подъема воды в залежь. Зависимость остаточного порового объема от уровня подъема ГВК представлена на рисунке 3.5. Изменение газонасыщенной толщины пласта при подъеме ГВК описывается уравнением:

Н = - 0,8048 Ln(x) - 807,84

Для газовой залежи III поднятия начальный поровый объем (нач) составляет 3,7106 м3, величина текущего порового объема (тек), рассчитанного по уравнению материального баланса, составляет приблизительно 1,05106 м3, соответственно текущее положение газо-водяного контакта теоретически соответствует отметке минус 807,7 м.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Актуальность - проблема восполнения газа в Краснодарском крае очень актуальна, т.к. собственные газовые ресурсы удовлетворяют потребность Краснодарского края на 12,2% это и определяет актуальность работы

Новизна - впервые обобщены геолого-геофизические материалы по строению и нефтегазоносности понтических отложений центральной части Тимашевской ступени.

Газоносность меотических отложений связанно с бескорневыми складками уплотнения в мощных песчаных отложениях 2 и 3 горизонта

В сейсмической записи газовые месторождения выражаются динамической аномалии типа залеж «яркое пятно».

Динамическая аномалия яркое пятно не всегда указывает не наличие газового скопления и может быть обусловлено локальными литолого фациальными особенностями изучаемых отложений ( поднятие 5 на Гречанной площади).

В веду того, что Тимашевская ступень покрыта достаточно плотной сетью сейсмических профилей, а динамические аномалии типа яркое пятно диагностируются достаточно уверенно можно считать, что фонд перспективных структур в рассматриевом районе близок к исчерпанию.

В результате анализа перспектив нефтегазоностности ниже лежащих чокракских отложений на Гривенской площади расположенной в пределах северного борта ЗКП можно сделать вывод, что чокракские отложения могут быть перспективны.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАНЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Волошин В.И. и др. Отчет тематической партии 5/96. Поисково-детализационные сейсмические исследования ОГТ в Краснодарском крае в пределах западной части северного борта ЗКП и центральной части ТС на Гривенской, Восточно-Беликовской, Северо-Элитной площадях и Ольгинско-Малининском участке. Краснодар, 1997.

2. Волошин В.И., Сердцев А.С. и др. Отчет тематической партии 4/92. Поисковые и детализационные сейсмические исследования ОГТ в пределах Тимашевской ступени на Калининской и Роговской площади. Краснодар, 1993.

3. Григорьев М.А. Проект поисков и разведки газовых залежей в меотических отложениях на Западно-Казачьей площади Краснодарского края. Краснодар, 2003.

4. Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определе-ния параметров нефтегазовых коллекторов (при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений). Москва, «Недра», 1985.

5. Денисенко А.А., Потапова М.С. Отчет по теме Г-02-03. Подсчет запасов газа в меотических отложениях на Гречаной площади (поднятия III, IV). Краснодар, 2003

6. Волошин В.И. и др. Отчет сейсморазведочной партии 7/98. Поисковые сейсмические работы ОГТ на Ольгинско-Ахтарском участке и поисково-детализационные сейсмические исследования на Западно-Тимашевском участке Краснодарского края. Краснодар, 1999.

7. Волошин В.И. и др. Поисковые и детализационные сейсмические исследования ОГТ-2Д в пределах центральных частей Тимашевской ступени и северного борта Западно-Кубанского прогиба на Калининском и Крупском участках, Западно-Казачьей и Западно-Ивановской площадях. Краснодар, 2003.

8. Волошин В.И. и др. Паспорт Западно-Казачью площадь, подготовленную сейсморазведкой к поисково-разведочному бурению. Краснодар, 2003.

9. Денисенко А.А., Потапова М.С. Отчет по теме Г-04-02. Подсчет запасов газа на Гречаной площади (поднятие I). Краснодар, 2002.

10. Руководство по контролю источников загрязнения атмосферы ОНД_90, утв. Постановлением Госкомприроды СССР от 30.10.1990 №3.

11. ГОСТ 17.1.3.07-82 и ГОСТ 17.1.3.12-86 Расположение пунктов контроля водоемов или водотоков.

12. Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. Москва, «Недра», 1984.

13. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Москва, 1998

Размещено на Allbest.ru