Стрельцов

Евгений

Владимирович

РМмЗ

-17-7

Отчет

по

НИР

1:

Анализ

разработки

Сеноманской

газовой

залежи

Западно

-

Таркосалинского

месторождения

1 АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ ПК-1

1.1 Анализ состояния фонда скважин

По

состоянию

на

01.01.2011г.

на

Западно-Таркосалинском

газовом

месторождении общий фонд скважин 102, эксплуатационных 88, наблюдательных

7, пьезометрических 5, поглощающих 2.

С начала разработки (с 01.01.96 по 01.01.2007 гг.) общий фонд скважин

увеличился с 17 до 102, а действующий - с 12 до 88 скважин. В течение 2001 г. на

баланс ООО «Ноябрьскгаздобыча» приняты наблюдательные скважина Р-96 и Р-

102.

Общий

фонд

скважин

соответствует

проектному

и

составляет

102

единицы,

в

том

числе

88

действующих,

семь

наблюдательных,

пять

пьезометрических и две поглощающих (рисунок 2.1).

Рисунок 1.1 – Состояние фонда скважин на 01.01.2012

Из 102 пробуренных скважин 86 наклонно-направленных, горизонтальное

смещение

стволов

эксплуатационных

скважин

от

вертикали

на

кровлю

продуктивного пласта, в основном, соответствует проекту 250 м. Максимальный

отход на кровлю пласта составил 318 м (скв. 1042), минимальный отход составил

207 м (скв. 1092), 11 скважин вертикальных №№ (1-П, 2-П, 1103, 1113, 1010, 1180,

1-Н, 2-Н, 3-Н, 4-Н, 7-Н).

Руководитель

:

Мулявин

С

.

Ф

.,

профессор

,

д

.

т

.

н

.

3

Стрельцов

Евгений

Владимирович

РМмЗ

-17-7

Отчет

по

НИР

1:

Анализ

разработки

Сеноманской

газовой

залежи

Западно

-

Таркосалинского

месторождения

Газоводяной контакт (ГВК) вскрыт 14 эксплуатационными скважинами №№

(1023, 1033, 1042, 1051, 1082, 1084, 1103, 1113, 1123, 1131, 1173, 1184, 1204, 1231),

4 наблюдательными скважинами №№ (1-Н, 2-Н, 4-Н, 7-Н) и 2 пьезометрическими

скважинами

(1010,

1080).

Пьезометрическая

скважина

3-Н

находится

за

контуром ГВК.

Месторождение разрабатывалось скважинами следующей конструкции:

Кондуктор диаметром 245 мм из труб марки Д ГОСТ 632-80 глубиной

спуска 550 м с подъемом цемента до устья;

Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм из труб марки Д ГОСТ 632-80

глубиной спуска 1100 м с подъемом цемента до устья.

В скважины спущены лифтовые колонны из гладких высокогерметичных

насосно-компрессорных труб марки НКМ 114х7,0 Д ГОСТ 633-80 без пакера в

соответствии

с

РД

05015124-164-94

и

оборудуется

посадочным

ниппелем

и

воронкой. Посадочный ниппель предназначается

для

установки

в

нем

глухой

пробки

при

ремонте

скважин

и

монтируется

в

приустьевой

зоне

скважины.

Воронка

необходима

для

облегчения

подъема

спускаемых в лифтовую колонну при исследовании геофизических приборов и

монтируется на башмаке лифтовой колонны.

Лифтовая колонна подвешивается в фонтанной арматуре, устанавливаемой

на колонной головке. Обвязка устья, исходя из количества обсадных колонн в

конструкции скважины, оснащена односекционной клиньевой колонной головкой

ОКК1-210-168х245,

а

по

производительности

скважин

монтировать

на

устье

фонтанную

арматуру

АФ6-100х21

Воронежского

механического

завода

или

аналогичным

оборудованием

Венгерского

производства.

Технические

характеристики наземного скважинного оборудования приведены в таблице 2.1

Типовая конструкция скважины Западно-Таркосалинского месторождения

на рисунке 1.2

Руководитель

:

Мулявин

С

.

Ф

.,

профессор

,

д

.

т

.

н

.

4

Стрельцов

Евгений

Владимирович

РМмЗ

-17-7

Отчет

по

НИР

1:

Анализ

разработки

Сеноманской

газовой

залежи

Западно

-

Таркосалинского

месторождения

Таблица 1.1-Технические характеристики наземного оборудования, для газовых

скважин Западно-Таркосалинского месторождения

Наименование параметров

ОКК1-210-219х324

АФ6-100х21

Воронежский механический завод

Россия

Рабочее давление, МПа

21

21

Температура

скважинной

среды,

°С

100

100

Условный диаметр обвязываемых

труб, мм

219; 324

-

Условный

проход

ствола

и

рабочих струн, мм

-

100

Габаритные размеры, мм

длина

1365

3570

ширина

610

1120

высота

535

3120

Масса (полного комплекта), кг

550

2926

Руководитель

:

Мулявин

С

.

Ф

.,

профессор

,

д

.

т

.

н

.

5

Стрельцов

Евгений

Владимирович

РМмЗ

-17-7

Отчет

по

НИР

1:

Анализ

разработки

Сеноманской

газовой

залежи

Западно

-

Таркосалинского

месторождения

Рисунок 1.2-Типовая конструкция скважины ЗТГП

Руководитель

:

Мулявин

С

.

Ф

.,

профессор

,

д

.

т

.

н

.

6

Стрельцов

Евгений

Владимирович

РМмЗ

-17-7

Отчет

по

НИР

1:

Анализ

разработки

Сеноманской

газовой

залежи

Западно

-

Таркосалинского

месторождения

1.2 Анализ технологических режимов работы скважин

Фактические дебиты эксплуатационных скважин изменяются от 210 (скв.

№1123) до 620 тыс.м

3

/сут (скв. №1182) при среднем значении 483 тыс.м

3

/сут (по

проекту 519 тыс.м

3

/сут). На рисунке 2.3 приведено распределение скважин по

дебитам, показывающее, что из 88 скважин действующего фонда 93% скважин (82

ед.)

р а б о т а ю т

с

д е б и т а м и

д о

600 тыс. м

3

/сут. Остальная часть скважин, а именно 7% (6 ед.) эксплуатируется с

дебитами свыше 600 тыс. м

3

/сут.

Рисунок 1.3 Распределение скважин по дебитам

Депрессии на пласт в эксплуатационных скважинах изменяются от 0,005

МПа

при

дебите

381

тыс.м

3

/сут

(скв.

№1192)

до

0,47

МПа

при

дебите

447

тыс.м

3

/сут (скв. №1011). Средняя величина депрессии на пласт равна 0,19 МПа,

что немного выше проектного значения (величина депрессии по проекту составляет

0,15 МПа). Согласно гистограмме распределения скважин по рабочим депрессиям

(рисунок

2.4),

большая

часть

скважин

(54,5%

или

48

ед.)

эксплуатируется

с

Руководитель

:

Мулявин

С

.

Ф

.,

профессор

,

д

.

т

.

н

.

7

Стрельцов

Евгений

Владимирович

РМмЗ

-17-7

Отчет

по

НИР

1:

Анализ

разработки

Сеноманской

газовой

залежи

Западно

-

Таркосалинского

месторождения

величиной депрессии не превышающей 0,2 МПа. С депрессией 0,2 – 0,4 МПа

работают

42%

фонда,

а

для

остальных

3,4

%

скважин

характерны

высокие

депрессии

более

0,4

МПа

(№№1011,

1013,

1201).

Таким

образом,

половина

действующего фонда работает с депрессией выше предельно допустимой.

Рисунок 1.4 - Распределение скважин по рабочим депрессиям

На

рисунке 1.5

приведены

диаграммы

распределения

скважин

по

скоростям газового потока в НКТ, а так же по величине потерь давления в стволе

скважин.

Среднее

значение

скорости

в

НКТ

по

скважинам

Западно-

Таркосалинского

месторождения

составляет

14

м/с.

Для

46,0%

(44

ед.)

эксплуатационных скважин значение скорости в НКТ лежит в интервале от 5 до

15 м/с. Со скоростями более 15 м/с, при которых возникают условия абразивного

износа

лифтовых

труб

и

устьевой

обвязки,

работают

52%

(46

ед.)

скважин

эксплуатационного

фонда.

Во

всех

скважинах

обеспечивается

вынос

конденсационной воды и песчано-глинистого материала с забоя.

Руководитель

:

Мулявин

С

.

Ф

.,

профессор

,

д

.

т

.

н

.

8

Стрельцов

Евгений

Владимирович

РМмЗ

-17-7

Отчет

по

НИР

1:

Анализ

разработки

Сеноманской

газовой

залежи

Западно

-

Таркосалинского

месторождения

Среднее значение потерь давления в стволе скважины составляет 1,02

МПа. Большая часть фонда работает с потерями по стволу от 1,0 до 1,5 МПа.

Остальные 45% скважин, а именно 40 ед., характеризуются уровнем потерь менее

1,0 МПа.

46скв

11скв

31скв

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

Скорость в НКТ, м/сек

Количество скважин, шт

15

10

5

12,5 %

35,2 %

52,3 %

20

20

средняя 14 м/сек

0

25

20

Рисунок 1.5 - Распределения скважин по скоростям газового потока в НКТ

Распределение

скважин

Западно-Таркосалинского

месторождения

по

скоростям газа в призабойной зоне по состоянию на 01.01.2011. Средняя скорость

газа в призабойной зоне скважин составляет 4,64 м/с. Большая часть фонда

скважин (71% или 62 ед.) эксплуатируются со скоростями менее 5 м/с. При

скоростях от 5,0 до 10,0 м/с начинается разрушение коллектора - к такой группе

дебитов относится 27% скважин (24 ед.). Со скоростями более 10 м/с, при которых

происходит

активный

вынос

частиц

породы

на

забой

скважины,

работают

2

скважины (№№1011, 1013).

Таким образом, в значительной части скважин Западно-Таркосалинского

Руководитель

:

Мулявин

С

.

Ф

.,

профессор

,

д

.

т

.

н

.

9

Стрельцов

Евгений

Владимирович

РМмЗ

-17-7

Отчет

по

НИР

1:

Анализ

разработки

Сеноманской

газовой

залежи

Западно

-

Таркосалинского

месторождения

месторождения

технологический

режим

работы

превышает

предельно

допустимый,

что

может

привести

к

снижению

продуктивности

и

преждевременной остановке скважин.

Технологические режимы работы скважин за 2010 год показаны на рисунке

1.6.

Рисунок 1.6 – Технологические режимы работы скважин в 2009 году

Фактические дебиты скважин изменяются от 320 тыс.м

3

/сут (скв.1103) до

636 тыс.м

3

/сут (скв.1134) при среднем значении 506 тыс.м

3

/сут. Распределение

скважин по продуктивности неравномерно.

Депрессии на пласт в эксплуатационных скважинах изменяются от 0,019

МПа при дебите 320 тыс.м

3

/сут (скв.1103), до 0,45 МПа при дебите 489 тыс.м

3

/сут

(скв.1031). Средняя величина депрессии на пласт составила 1,47 МПа при 0,108

МПа по проекту.

1.3 Температурные режимы работы скважин

На рисунке 1.7 представлено распределение устьевых температур скважин

месторождения,

сгруппированных

по

величине

их

дебитов

на

01.01.2011.

Из

графика

видна

сезонная

зависимость

устьевых

температур

от

времени

года.

Руководитель

:

Мулявин

С

.

Ф

.,

профессор

,

д

.

т

.

н

.

10

Стрельцов

Евгений

Владимирович

РМмЗ

-17-7

Отчет

по

НИР

1:

Анализ

разработки

Сеноманской

газовой

залежи

Западно

-

Таркосалинского

месторождения

Падение температуры характерно для зимнего периода, а увеличение для летнего,

что

говорит

о

влиянии

температурного

режима

внешней

среды

на

устьевые

температуры.

По

состоянию

на

01.01.2011

средняя

устьевая

т е мп е р ату р а

эксплуатационного фонда скважин составляет 17,2

°

С, при этом изменяется по

скважинам от 14,0

°

С (скв. № 1232) до 19

°

С (скв. № 1012). Во всех скважинах

обеспечивается безгидратный режим эксплуатации.

Средняя устьевая температура на конец 2010 года с учетом группировки по

величине дебита составляет:



17,0

о

С по группе скважин с дебитом менее 300 тыс. м

3

/сут;



17,17

о

С по группе скважин с дебитом более 300 тыс. м

3

/сут.

Рисунок 1.7 – Динамика устьевых температур по группам дебитов скважин

Руководитель

:

Мулявин

С

.

Ф

.,

профессор

,

д

.

т

.

н

.

11

Стрельцов

Евгений

Владимирович

РМмЗ

-17-7

Отчет

по

НИР

1:

Анализ

разработки

Сеноманской

газовой

залежи

Западно

-

Таркосалинского

месторождения

1.4 Анализ результатов стандартных исследований скважин

За период освоения и разработки сеноманской газовой залежи проведены

газодинамические исследования на стационарных режимах фильтрации по всем

э к с п л у а т а ц и о н н ы м

с к в а ж и н а м

(359 скважино-исследований).

В 2011 году проведены исследования в 24 эксплуатационных скважинах.

Газодинамические исследования проводились по стандартной методике на шести

стационарных режимах фильтрации прямого и обратного хода с замерами дебитов

с помощью ДИКТа. Расчеты забойных давлений проводились по неподвижному

столбу газа в затрубном пространстве. Пластовое давление при исследовании

скважин

определялось

по

устьевому

статическому

давлению.

При

обработке

данных

исследований

скважин

для

каждого

режима

рассчитывалась

скорость

движения газа у башмака НКТ, определялись коэффициенты гидравлического

сопротивления труб, а также определялось теоретическое влагосодержание газа.

Для каждой скважины определялся свободный и абсолютно свободный дебиты.

При исследованиях скважин выноса породы, даже в диапазоне максимальных

дебитов,

не

отмечалось.

Средняя

величина

проницаемости

коллекторов

в

призабойной зоне по данным газодинамических исследований скважин составила

0,841 м

2

.

По результатам исследований величины фильтрационных коэффициентов

изменяются: «а» от 0,026

×

10

-2

(скважина № 1193) до 0,547 · 10

-2

МПа

2

сут/тыс.м

3

(скважина №1231); «b» от 0,000058·10

-2

(скважина

№ 1071) до 0,001264 · 10

-2

(МПа сут/тыс.м

3

)

2

(скважина № 1033).

В

целом

по

эксплуатационному

фонду

текущие

средневзвешенные

по

дебиту значения фильтрационных коэффициентов составляют:

- «а» ср.взв. = 0,211422 · 10

-2

МПа

2

· сут/тыс.м

3

;

- «b» ср.взв.= 0,000298 · 10

-2

(МПа · сут/тыс.м

3

)

2

Руководитель

:

Мулявин

С

.

Ф

.,

профессор

,

д

.

т

.

н

.

12

Стрельцов

Евгений

Владимирович

РМмЗ

-17-7

Отчет

по

НИР

1:

Анализ

разработки

Сеноманской

газовой

залежи

Западно

-

Таркосалинского

месторождения

Относительно

прошлого

года

коэффициент

«а»

уменьшился,

а

коэффициент «b» увеличился.

На рисунках 2.8 приведена динамика фильтрационных коэффициентов по

скважинам, исследованным в 2010 году.

В

скважине

№1031

коэффициенты

«а»

и

«b»

равны,

соответственно

0,347348х10-2

МПа2хсут/тыс.м

3

и

0,000738х10-2

(МПахсут/тыс.м

3

).

За

8

лет

эксплуатации

скважины,

т.е.

с

2002

года,

наблюдается

стабильность

коэффициентов

фильтрационных

сопротивлений

и

на

протяжении

большего

времени работы скважины, ее продуктивность практически не меняется.

Рисунок 1.8 - Динамика коэффициентов фильтрационных сопротивлений

1.5 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

Из

сопоставления

показателей

разработки

следует,

что

в

1998

г.

фактическая годовая добыча газа была ниже проектной на 2,26 млрд.м

3

, что

объясняется отставанием ввода эксплуатационных скважин. Отбор газа за 1999 –

2006 гг. в целом соответствовал проектному уровню за исключением 2004,г., когда

Руководитель

:

Мулявин

С

.

Ф

.,

профессор

,

д

.

т

.

н

.

13

Стрельцов

Евгений

Владимирович

РМмЗ

-17-7

Отчет

по

НИР

1:

Анализ

разработки

Сеноманской

газовой

залежи

Западно

-

Таркосалинского

месторождения

отбор был меньше проектного уровня на 67,6%. Это связано с тем, что с мая по

сентябрь 2004 г. промысел простаивал по организационным причинам.

По состоянию на 01.01.2010 из залежи отобрано 181,256 млрд.м

3

или 55,80

% от утвержденных запасов газа. По проекту планировалось отобрать 194,710

млрд.м

3

или 59,9 % от утвержденных запасов. В 2009 году отбор газа составил

12,005 млрд.м

3

, при этом проектная величина равна 15,000 млрд.м

3

. Отставание

фактической добычи газа от проектной на 20% связано с общим снижением

добычи газа в первом полугодии 2009 г., что, в свою очередь, было обусловлено

снижением газопотребления.

Сопоставление

проектных

и

фактических

показателей

разработки

приведено на рисунке 1.9.

Рисунок 1.9 – Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

Пластовое давление в зоне отбора составляет 5,13 МПа, что практически

соответствует проектной величине - 5,17 МПа. Давление на устье скважин равно

3,92 МПа, тогда как проектное значение составляет 4,41 МПа. Несоответствие

проектного и фактического значения устьевых давлений связано с различием

дебитов (по факту 483 тыс.м

3

/сут, по проекту 519 тыс.м

3

/сут). Действующий фонд

скважин полностью соответствует проекту и равен 88 единицам.

Руководитель

:

Мулявин

С

.

Ф

.,

профессор

,

д

.

т

.

н

.

14

Стрельцов

Евгений

Владимирович

РМмЗ

-17-7

Отчет

по

НИР

1:

Анализ

разработки

Сеноманской

газовой

залежи

Западно

-

Таркосалинского

месторождения

1.6 Анализ распределения пластового давления по площади и разрезу

По

материалам

первого

подсчета

запасов

газа

(1988

г.)

величина

начального

пластового

давления

принята

равной

11,09

МПа. Уточненное

значение, согласно выполненному пересчету запасов (Протокол № 133 ЦКЗ МПР

от 28 марта 2001 г.), уменьшилось до 10,93 МПа.

Зависимость падения приведенного пластового давления в зоне отбора и по

всей площади месторождения от накопленного отбора газа приведена на рисунке

2.10. После отбора 63 млрд.м

3

газа (начало 2001 г.) изменился темп снижения

приведенного пластового давления от суммарного отбора газа. Точка перегиба

зависимости Р/Z=f Q(t) совпадает с началом активного внедрения пластовой воды

в залежь, хотя первоначальный подъем контакта зафиксирован в 1998 г. (участок

«а» на рисунке 2.10). В 2004 г за период простаивания промысла пластовое

давление возросло на 0,12 МПа (участок «b»).

На

месторождении

реализована

дифференцированная

схема

вскрытия

продуктивного

горизонта,

предусматривающая

перфорацию

различных

интервалов разреза в пределах одного куста скважин. Сопоставление текущих

пластовых

давлений

(на

01.01.2011)

по

скважинам

в

пределах

одного

куста,

приведенное в таблице 2.2, показывает, что максимальная разница в давлениях не

превышает 0,15 МПа и свидетельствует о равномерной отработке залежи по

разрезу.

Величина пластового давления на конец 2011 года в зоне отбора составила

5,13 МПа и снизилось на 53% относительно начального.(10,93 МПа). Динамику

формирования и перемещения во времени воронки депрессии отражает профиль

распределения

пластового

давления,

построенный

вдоль

длинной

оси

месторождения. На рисунках 1.11 приведены профили распределения пластового

давление в динамике с начала разработки.

Руководитель

:

Мулявин

С

.

Ф

.,

профессор

,

д

.

т

.

н

.

15

Стрельцов

Евгений

Владимирович

РМмЗ

-17-7

Отчет

по

НИР

1:

Анализ

разработки

Сеноманской

газовой

залежи

Западно

-

Таркосалинского

месторождения

Наиболее

активно

снижается

давление

в

купольной

части

залежи

–

в

районе кустов №№ 110, 118, а так же в районе куста № 101.

Руководитель

:

Мулявин

С

.

Ф

.,

профессор

,

д

.

т

.

н

.

16

Рисунок 1.10 – Зависимость падения приведенного пластового давления в зоне

размешения скважин и по всей площади от накопленного отбора газа

Стрельцов

Евгений

Владимирович

РМмЗ

-17-7

Отчет

по

НИР

1:

Анализ

разработки

Сеноманской

газовой

залежи

Западно

-

Таркосалинского

месторождения

Из рисунка 1.11 видно, что в течение 2009 года темп падения давления

менялся. За первый квартал величина снижения составила 0,12 МПа. Во втором

квартале в среднем давление упало лишь на 0,04 МПа, при этом в центральной

части залежи (в районе кустов №№ 110, 118, 120) давление сохранилось на

прежнем уровне. Это обстоятельство связано с

общим снижением добычи в

летний период. За третий квартал средняя величина падения давления составила

0,16 МПа. В четвертом квартале, в результате повышения уровня газопотребления

снижение давления в залежи оказалось максимальным – 0,18 МПа.

Характер распределения пластового давления по площади газовой залежи

отражен на карте изобар (рисунок 1.14).

Таблица 1.2 - Распределение величин пластового давления в пределах куста

Номер

куста

Пластовое давление в скважинах, МПа

Максимальная

разница в

давлениях, МПа

Среднее

пластовое

давление по

кусту, МПа

101

5,12

5,19

5,14

-

-

0,07

5,15

102

5,30

5,30

5,33

-

-

0,03

5,31

103

5,22

5,21

5,22

-

-

0,01

5,21

104

5,25

5,14

5,24

5,15

-

0,11

5,20

105

5,23

5,24

5,26

-

-

0,03

5,24

106

5,16

5,16

5,16

5,16

-

0,00

5,16

107

5,24

5,17

5,21

5,16

-

0,08

5,19

108

5,04

5,13

5,03

5,13

-

0,10

5,08

109

5,02

5,07

5,08

5,00

-

0,07

5,04

110

4,91

4,93

5,07

4,92

4,92

0,15

4,95

111

4,93

5,06

5,07

4,94

4,95

0,14

4,99

112

4,95

4,97

4,98

4,99

-

0,04

4,97

113

4,95

4,96

4,96

4,95

-

0,02

4,95

114

5,09

5,10

5,05

5,01

-

0,10

5,06

115

4,98

4,96

4,99

5,06

-

0,10

5,00

116

4,97

5,00

4,99

5,00

-

0,03

4,99

117

5,26

5,23

5,25

-

0,03

5,24

118

5,00

5,00

5,02

5,01

-

0,03

5,01

119

5,21

5,17

5,29

5,23

-

0,12

5,23

120

5,11

5,24

5,17

5,21

-

0,13

5,18

121

5,28

5,30

5,27

5,33

-

0,05

5,30

122

5,31

5,35

5,31

5,38

-

0,07

5,34

123

5,31

5,38

5,39

-

-

0,08

5,36

Руководитель

:

Мулявин

С

.

Ф

.,

профессор

,

д

.

т

.

н

.

17

Стрельцов

Евгений

Владимирович

РМмЗ

-17-7

Отчет

по

НИР

1:

Анализ

разработки

Сеноманской

газовой

залежи

Западно

-

Таркосалинского

месторождения

Рисунок 1.11 - Профиль пластового давления в процессе разработки

Руководитель

:

Мулявин

С

.

Ф

.,

профессор

,

д

.

т

.

н

.

18

Рисунок 1.13 – Западно-Таркосалинское месторождение. Профиль распределения

пластового давления в эксплуатационной зоне залежи за 2009 год

Стрельцов

Евгений

Владимирович

РМмЗ

-17-7

Отчет

по

НИР

1:

Анализ

разработки

Сеноманской

газовой

залежи

Западно

-

Таркосалинского

месторождения

5.15

5.31

5.21

5.20

5.24

5.16

5.19

5.08

5.04

4.95

4.99

4.97

4.95

5.06

5.00

4.99

5.24

5.01

5.23

5.18

5.30

5.34

5.36

5.95

5.30

5.32

101

102

103

104

105

106

107

108

109

110

111

112

113

114

115

116

117

118

119

120

121

122

123

1-N

2-N

4-N

1-P

2-P

7-N

14

91

96

100

102-R

103-R

номер скважины

24

6.12

Рпл., МПа

Условные обозначения:

- Изолинии;

- Контур залежи;

- Линия профиля Рпл;

- Эксплуатационные кусты;

- Наблюдательные скважины;

Рисунок 1.12 - Карта изобар месторождения на 01.01.2010

Руководитель

:

Мулявин

С

.

Ф

.,

профессор

,

д

.

т

.

н

.

19

Стрельцов

Евгений

Владимирович

РМмЗ

-17-7

Отчет

по

НИР

1:

Анализ

разработки

Сеноманской

газовой

залежи

Западно

-

Таркосалинского

месторождения

Рисунок 1.13 – Динамика дренируемых запасов газа.

1.7 Анализ обводнения

Месторождение введено в промышленную разработку в январе 1996 года.

Контроль за ГВК ведется с 1998 г. С начала разработки подъем ГВК установлен в

22 скважинах: в 13 наблюдательных и 9 эксплуатационных. Скважина № 91р

обводнена до кровли в 2003 году.

В 2010 году промыслово-геофизические исследования были проведены в 9

наблюдательных скважинах (№№ 100Р, 102Р, 103Р, 1Н, 1П, 2Н, 4Н, 7Н, 96Р) и 15

эксплуатационных. Подъем ГВК установлен в 11 скважинах: № 1023 на 0,2 м,

№ 1173 на 23,8 м, №1180 на 2,6 м, № 96р на 4,8 м, № 102р на 2,1 м, № 1231 на

7,2 м, №1н на 0,9 м, №4н на 1,2 м, №1010 на 5,2 м, №1033 на 15,2 м, №1113 на

3,8 м. (рисунок 2.14).

Впервые подъем пластовой воды зафиксирован в апреле 1998 г. методами

НГК по скв. № 1180, его высота составила 2,4 м. Уже к концу 1998 г., подъем

Руководитель

:

Мулявин

С

.

Ф

.,

профессор

,

д

.

т

.

н

.

20

Стрельцов

Евгений

Владимирович

РМмЗ

-17-7

Отчет

по

НИР

1:

Анализ

разработки

Сеноманской

газовой

залежи

Западно

-

Таркосалинского

месторождения

контакта повысился до 13,0 м. По состоянию на 01.01.2010 подъем уровня ГВК в

скв. № 1180 достиг 41 м, при том, что за 2009 год ГВК приблизился к кровле на

2,6 м.

В

непосредственной

близости

от

скважины

№

1180

расположены

наблюдательные скважины № 1п и № 2п, в которых наибольший подъем ГВК

зафиксирован в 2003 г. – на 32,2 и 30,8 м соответственно. С начала разработки

высота подъема ГВК составила соответственно 35,3 м и 35,2 м. По данным за

2009 год по наблюдательным скважинам №1п и №2п подъема уровня ГВК не

наблюдается.

В скважине № 4н впервые подъем ГВК был зафиксирован в 2003 г. и

составил 4,2 м. В 2006 г. его величина достигла 19,2 м и на начало 2010 г. не

изменилась.

В наблюдательной скважине №7 первый подъем ГВК произошел в 2002

году на 1,4 м. К концу 2009 года величина подъема ГВК с начала разработки

составила 3,8 м.

В эксплуатационной скважине № 1191 в 2007 г. произошел подъем ГВК на

25,7 м. За два года изменений в положении контакта не зафиксировано. По

состоянию на 1.01.2010 года ГВК прослеживается в интервале переходной зоны

(газ+вода) 1130,6-1161,2 м. Для расчета величины, характеризующей подъем ГВК,

была принята верхняя граница интервала.

В скважине № 96р подъем контакта зафиксирован в 2000 г. до 3,8 м. Через

шесть лет его величина достигла 20,9 м. По данным на 1.01.2010 ГВК в скважине

находится в переходной зоне 1077,6-1092,4. Учитывая тот факт, что для расчета

принята верхняя граница данного интервала, подъем уровня контакта произошел

на 4,8 м, а значение высоты подъема ГВК с начала разработки достигло 32,0 м.

По

наблюдательной

скважине

№

2н

первый

подъем

пластовой

воды

наблюдался в 2003 году и составил 2,2 м. Следующий подъем ГВК, аналогичной

величиной, был отмечен в 2007 году. За последние 2 года изменений в положении

контакта не отмечается.

Руководитель

:

Мулявин

С

.

Ф

.,

профессор

,

д

.

т

.

н

.

21

Стрельцов

Евгений

Владимирович

РМмЗ

-17-7

Отчет

по

НИР

1:

Анализ

разработки

Сеноманской

газовой

залежи

Западно

-

Таркосалинского

месторождения

Рисунок 1.14 – Подъем ГВК по скважинам

Прямым

подтверждением

подъема

ГВК

являются

данные

химического

анализа

вод

выносимых

эксплуатационными

скважинами.

В

2010

году

исследовано

83

%

скважин

эксплуатационного

фонда

(85

единиц)

и

3

наблюдательные скважины.

Повышенное содержание хлора – более 2000 мг/л (в среднем 5813 мг/л)

отмечено в 13 эксплуатационных скважинах (№1062, №1063, №1064, №1122,

№1133, №1163, №1173, №1181, №1184, №1191, №1192, №1193, №1213). Ср

По фактическим данным геофизических исследований выполнен расчет

объема

внедрившейся

воды.

Средневзвешенная

высота

подъема

контакта

составила 9,2 м.. Объем внедрившейся воды равен 437,0 млн.м

3

. Построена карта

текущего положения ГВК по состоянию на 01.01.2011 (рисунок 2.15).

Таким

образом,

анализ

динамики

пластового

давления,

реакции

пьезометрических скважин на процесс разработки, результатов геофизических

исследований

скважин

и

других

материалов

по

контролю

за

разработкой

свидетельствует о проявлении упруго-водонапорного режима работы залежи.

Руководитель

:

Мулявин

С

.

Ф

.,

профессор

,

д

.

т

.

н

.

22

Стрельцов

Евгений

Владимирович

РМмЗ

-17-7

Отчет

по

НИР

1:

Анализ

разработки

Сеноманской

газовой

залежи

Западно

-

Таркосалинского

месторождения

5,6/5,2

0,6/0,2

16,4/15,2

0.0

0.0

1,6/0,0

12,6/0,0

20,4/3,8

39,8/23,8

41,0/2,6

25.7

12,4/7,2

6,2/0,9

4,4/0,0

20,4/1,2

35,3/0,0

35.2

3,8/0,0

13.2

32,0/4,8

28,8/0,0

16,4/2,1

3,2/0,0

1010

1023

1033

1042

1051

106

107

1084

109

1103

1113

112

113

114

115

116

1173

1180

1191

120

121

122

1231

1-N

2-N

4-N

1-P

2-P

7-N

14

91

96

100

102-R

103-R

108

42,4

номер скважины

высота подъема ГВК с начала разработки, м / высота подъема ГВК за 2009 год, м.

Условные обозначения:

- Изолинии;

- Контур залежи;

- Эксплуатационные скважины и кусты;

- Наблюдательные скважины;-

- Эксплуатационные скважины и кусты,

исследованные в 2009 г.;

- Наблюдательные скважины,

исследованные в 2009 г.;

Рисунок 1.15 - Карта подъема ГВК сеноманской залежи

Руководитель

:

Мулявин

С

.

Ф

.,

профессор

,

д

.

т

.

н

.

23

Стрельцов

Евгений

Владимирович

РМмЗ

-17-7

Отчет

по

НИР

1:

Анализ

разработки

Сеноманской

газовой

залежи

Западно

-

Таркосалинского

месторождения

ОСНОВНЫЕ ТЕЗИСЫ

На основании изложенного в данной дипломной работе можно сделать следующие

выводы:

1. Большинство эксплуатационных скважин работает с дебитом от 284

тыс.м

3

/сут до 602 тыс.м

3

/сут при среднем значении 446 тыс.м

3

/сут, что на 6,3%

меньше проектного дебита., превышающим проектный, при депрессии на пласт

ниже проектной.;

2. Фактические депрессии на пласт в работающих скважинах изменяются

от от 0,0098 МПа при дебите 471 и 522 тыс.м

3

/сут до 0,247 МПа при дебите 411

тыс.м

3

/сут. Средняя величина депрессии на пласт составила 0,11 МПа при 0,108

МПа по проекту.;

3. Устьевая температура газа работающих скважин изменяется от от 19,3

°

С

до 21,2

°

С при средней величине 20,3

°

С. Температурный режим работы скважин

обеспечивает

безгидратную

работу

стволов

скважин,

системы

сбора

газа,

установки подготовки газа (УКПГ).;

Руководитель

:

Мулявин

С

.

Ф

.,

профессор

,

д

.

т

.

н

.

24

Стрельцов

Евгений

Владимирович

РМмЗ

-17-7

Отчет

по

НИР

1:

Анализ

разработки

Сеноманской

газовой

залежи

Западно

-

Таркосалинского

месторождения

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Проект

разработки

сеноманской

залежи

Западно-Таркосалинского

месторождения 1996 г.;

2. Уточненный

проект

разработки

сеноманской

залежи

Западно-

Таркосалинского месторождения 2002 г.;

3. Годовой отчет службы добычи за 2011г.;

4. Технологический

регламент

Западно-Таркосалинского

газового

месторождения за 2011г.;

Руководитель

:

Мулявин

С

.

Ф

.,

профессор

,

д

.

т

.

н

.

25

Стрельцов

Евгений

Владимирович

РМмЗ

-17-7

Отчет

по

НИР

1:

Анализ

разработки

Сеноманской

газовой

залежи

Западно

-

Таркосалинского

месторождения

25

Руководитель

:

Мулявин

С

.

Ф

.,

профессор

,

д

.

т

.

н

.

26