Добыча газа на Ямбургском месторождении

О Г Л А В Л Е Н И Е Введение 1.Краткая геологическая характеристика сеноманской залежи Ямбургского месторождения 1.Общие сведения о месторождении 2.Краткая геологическая характеристика зоны дренирования УКПГ-3.Отличительные особенности зоны дренирования УКПГ-2.Анализ показателей разработки в зоне дренирования УКПГ-1. Проектные показатели разработки 2.Сопоставление фактических показателей разработки с проектными 3.Состояние

эксплуатационного фонда скважин 4.Изменение пластового давления в процессе разработки 5. Анализ изменения дебита скважин 6. Анализ изменения устьевого давления во времени по скважинам УКПГ-7.Анализ изменения положения ГВК в результате продвижения воды в залежь 8.Прогноз основных показателей разработки , период до 2010 г 9.Краткий анализ работы системы сбора и подготовки газа на УКПГ-10. Уточнение срока ввода ДКС на УКПГ-3.Определение запасов газа в зоне дренирования

УКПГ-1.Определение запасов газа по методу падения пластового давления Заключение Введение Научные методы разработки и эксплуатации газовых месторождений сформировались в бывшем СССР в условиях экстенсивного развития экономики и тоталитарной системы, когда на первый план выдвигались объемные количественные показатели. При этом любое, даже крупное месторождение вопреки мировому опыту вырабатывалось в короткие сроки. Но при форсированных темпах извлечения углеводородов из разрабатываемых

по действующим методам на истощение месторождений возникла объективная опасность ускоренной выработки недр на доступных глубинах и площадях, а краткосрочная и полная загрузка мощностей в добыче и транспорте газа обусловила чрезмерное увеличение капитальных вложений при нерациональном использовании овеществленного труда и потенциала открытых ресурсов. Все это, наряду с досрочным наступлением падающей добычи в нефтяной и газовой промышленности и другими факторами, является побудительным мотивом к переходу отрасли к фондосберегающим
проектным решениям, основу которых составляет экстенсивный метод воспроизводства, отличающийся усилением экономии не только живого, но и овеществленного труда и выявленных ресурсов. Реальное положение дел в газовой отрасли таково, что при форсированной выработке запасов использование основных фондов ухудшается не только вследствие естественного процесса старения истощающихся месторождений, но и в значительной мере искусственно за счет неэффективной кратковременной загрузки созданных мощностей.

Используемые методы эксплуатации – по заданным отборам, проштампованным в проектах разработки – противоречат здравому смыслу, т.е. происходит форсированная выработка ресурсов, особенно на лучших объектах. Сказывается отсутствие подлинных хозяев недр, а отсюда и недостаточная обоснованность уровней годовых отборов или темпов разработки месторождений. Например, темпы выработки нефтяных и газовых месторождений у нас в 3-5 раз выше, чем за рубежом. Это обуславливает сокращение продолжительности периода постоянной

добычи, излишние потери энергии в пласте, необходимость досрочного ввода в эксплуатацию ДКС, недобор сопутствующих полезных компонентов и неэффективное использование с большим трудом и лишениями созданных основных фондов. Ни один подлинный хозяин, разве что наше государство, так варварски, как временщик, не относится к овеществленному труду и богатствам недр. Такая самоедская стратегия поддерживается за счет снятия сливок с лучших месторождений страны.

Такое бездарное планирование после нас хоть потоп! потомки нам не простят. Если прежде в системе оценки вариантов разработки газовых месторождений преобладал технократический подход, реализующий административно-заданный отбор, то сейчас при развитии рыночных отношений приоритет смещается к технико-экономическим ресурсосберегающим решениям. Причем важнейшими и определяющими параметрами, подлежащими оптимизации по конечным результатам производства,
являются уровень годовых отборов и продолжительность периода стабильной добычи газа. Еще в 1991 году форсированно разрабатывались Уренгойское и Ямбургское месторождения. Сейчас, хотя и нелегко это дается, руководители стремятся организовать работу месторождений так, чтобы в основе разработки находились ресурсосберегающие методы. Обоснование для проведения подсчета запасов Как известно, подсчет начальных запасов полезных компонентов

любого месторождения необходим для его рациональной дальнейшей отработки. Проектирование разработки месторождений обычно начинается при получении данных опытно-промышленной эксплуатации ОПЭ . Этот подход прошел апробацию на многих месторождениях страны, позволив сократить срок выхода промысла на расчетную мощность. Однако до сих пор практика исходила из освоения относительно небольших месторождений, самые крупные из которых Газлинское и

Шебелинское значительно уступали уникальным ресурсам Западной Сибири. Особенностью освоения последних являются не только возросшие запасы газа, исчисляемые несколькими триллионами, но и значительно большие площади их пространственного строения. Например, месторождение Медвежье имеет длину 120 км, ширину 25 км, Уренгойское – 180 х 25-50 км, Ямбургское – 175 х 50км.

Залежи простираются с юга на север. В этом же порядке осуществлялось их освоение. Поэтому какими бы точными не были данные ОПЭ, полученные с ограниченной части залежи, невозможно составить оптимальный проект разработки всего месторождения на весь срок эксплуатации, не прибегая к внесению корректив по уточнению исходной информации. Этим и вызвана необходимость регулирования процесса разработки. Ямбургское газоконденсатное месторождение, открытое в 1969г. расположено в 80 км северо-западнее пос.
Тазовский. Оно приурочено к одноименному куполовидному поднятию, представляющему антиклинальную складку, вытянутую в северо-восточном направлении. Промышленная газоносность месторождения связана с сеноманскими и валанжин-барремскими отложениями. Сеноманская залежь была введена в разработку в 1986г. пуском в эксплуатацию УКПГ-2. В настоящее время работают 7 УКПГ, и соответстенно, площадь залежи поделена на 7 эксплуатационных зон. Данная работа содержит подсчет запасов эксплуатационной зоны

УКПГ-2. Особенностью разработки сеноманской залежи являются разновременность ввода в эксплуатацию и неравномерность разбуривания отдельных участков, неоднородность фильтрационно емкостных свойств по площади и разрезу, ниличие мощного активного водонапорного бассейна. Все эти особенности не были и не могли быть учтены при подсчете запасов в 1985г т.к. тогда только начиналась эксплуатация месторождения. Сейчас же вполне реальна возможность сделать подсчет с учетом этих факторов.

Ниже, подробно остановимся на проблемах, существующих сейчас , которые обуславливают необходимость корректив к проекту разработки, и, соответственно, данного подсчета запасов. Согласно проекта разработки в настоящее время можно считать, что сеноманская залежь собственно Ямбургского месторождения полностью разбурена. Но, в связи с заметным снижением дебитов скважин в результате ухудшения их продуктивности, а также резкого снижения пластового давления, запланированный фонд эксплуатационных

скважин может оказаться недостаточным, чтобы обеспечить оптимальный уровень отбора газа. Залежь эксплуатируется кустами наклонно-направленных скважин, максимальное расстояние между забоями достигает 250-300м. В скважинах каждого куста в процессе отбора газа формируется единая депрессионная воронка как по динамике, так и по величине, происходит саморегулирование пластовой энергии между скважинами в зоне их дренирования, что связано с резким изменением эффективной мощности и высокой степенью глинизации
продуктивных пластов. Депрессионные воронки носят не только локальный характер к концу 1994г. депрессионные воронки эксплуатационных зон УКПГ-1,2,3,5,6 углубились и составляют 10-20ата, что в свою очередь связано с интенсивным и неравномерным отбором газа. Т.о. фактические пластовые давления по всем УКПГ на сегодняшний день отличаются от проектных в сторону занижения. Это объясняется прежде всего тем, что по отдельным

УКПГ при составлении проекта разработки были завышены начальные запасы газа. С другой стороны, приведенные фактические пластовые давления являются минимальными, т.к. характеризуют зону дренажа, непосредственно примыкающую к эксплуатационным скважинам. В связи с этим заниженными являются и фактические устьевые давления, замеренные на головке эксплуатирующихся скважин. Все это приводит к тому, что по отдельным

УКПГ в т.ч. по УКПГ-2 несколько раньше придется вводить дожимные компрессорные станции ДКС , чем предусмотрено проектом разработки. Фильтрационные коэффициенты средней скважины каждой УКПГ оказались выше по сравнению с проектными, это привело к тому, что фактические рабочие дебиты стали ниже проектных. Если в начале разработки залежи имелся значительный резерв в дебитах скважин, то сейчас они не превышают проектного. Увеличению дебитов скважин сопутствует возрастание индекса отбора газа,

под которым следует понимать отношение рабочего дебита к абсолютно свободному на данный момент. В настоящее время наблюдается рост индекса отбора практически по всем УКПГ. Во избежание осложнений при эксплуатации скважин следует переходить на режим эксплуатации при постоянном индексе отбора. Тогда для обеспечения проектного уровня добычи газа потребуется бурение дополнительного числа эксплуатационных скважин. Из мировой практики известно, что для месторождений типа сеноманской
залежи индекс отбора не должен превышать 0.2 при условии устойчивости коллектора. В нашем же случае по большинству УКПГ индекс отбора превышает указанную величину. Для его уменьшения потребуется снижение дебитов скважин, что, в конечном итоге, приведет к снижению отбора газа из месторождения. Для компенсации недостающего отбора газа потребуется бурение резервных скважин. Уменьшение потерь газа, учитывая масштаб запасов и отборов по ним, имеет огромное значение.

В этой связи регулирование перераспределения отборов газа из зон с целью сокращения его потерь и пластовой энергии является важнейшей составной частью рациональной разработки месторождения. Таким образом, можно сделать вывод, что для решения всех вышеизложенных проблем необходимы коррективы к проекту разработки, основой к которым будет служить подсчет запасов по каждой эксплуатационной зоне. 1.Краткая геологическая характеристика сеноманской залежи

Ямбургского месторождения Ямбургское газоконденсатное месторождение открыто в 1969 г. В административном отношении Ямбургское месторождение находится на территории Надымского и Тазовского районов на Тазовском полуострове Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Район Ямбургского месторождения отмечается крайне неблагоприятными гидрогеологическими условиями,связанными

с наличием мощной толщи многолетнемезлых с поверхности пород. Месторождение представляет собой многопластовую залежь, продуктивные горизонты которой приурочены к сеноманским и нижнемеловым валанжин отложениям. Cеноманская залежь, содержащая основные запасы газа, имеет размеры 170 х 50 км,этаж газоносности 220 м. Общая площадь газоносности – 4655 км2, залегает на глубинах от 1000 м до 1200м.
Залежь- сводовая, пластово – массивного типа , водоплавающая. Сеноманская продуктивная толща представлена песчаными, песчаноалевритовыми, глинистоалевритовыми и глинистыми породами. Вверху перекрывается толщей глин и подстилается на всей площади ее распространения водоносной толщей. В целом по залежи коллекторы характеризуются высокими значениями открытой пористости , 30 , cреднее значение проницаемости по керну 0,68 мкм2 680 мДарси и 0,54 0,69 мкм2 540 690 мДарси

по данным ГИС, газонасыщенность достигает 75 . По химическому составу газ сеноманской залежи однотипен с газом сеноманских залежей других месторождений Севера Западной Сибири. Состоит на 99 из метана. Работами последних лет установлено, что сеноманская толща Ямбургского месторождения имеет сложное строение,характеризуется значительной изменчивостью литологического состава,сильной расчлененностью, слоистой неоднородностью, повышенной глиностостью.

Начальное пластовое давление 11,73МПа 117,3ата ,пластовая температура 296 303 К 2330 ОС у газоводяного контакта ГВК . Сопоставление запасов газа сеноманской залежи, подсчитанных различными способами в 1995г подтверждают начальные запасы газа, утвержденные в ГКЗ в 1983г в объеме более 4 трл.м3. По нижнемеловым залежам была установлена газоносность 15продуктивных пластов БУ13 , БУ23, БУ1-34, БУ15, БУ35, БУ16, БУ26,

БУ36, БУ7, БУ08, БУ1-28, БУ38, БУ19, БУ29, БУ39. Проектом разработки выделено два эксплуатационных объекта. В первый эксплуатационный объект включены залежи пластов БУ13 , БУ23, БУ1-34, БУ15, БУ35 в зоне УКПГ -1В, 3В. Ко второму эксплуатационному объекту отнесены залежи пластов БУ16, БУ26, БУ36, БУ7, БУ08, БУ1-28, БУ38, БУ19, БУ29,
БУ39 имеющих наибольшее распространение по площади месторождения, расположенных в зоне УКПГ-1В,2В,3В. Наибольшие запасы конденсатосодержащего газа первого эксплуатационного объекта сконцентрированы в залежах пластов БУ3 около 80 от суммарных запасов газа эксплуатационного объекта и второго эксплуатационного объекта в залежах пластов БУ1-28 50 от суммарных запасов газа эксплуатационного объекта . Залежь в пласте БУ13 находится в сводовой части поднятия ,имеет размеры 24 х 31 км, высоту 167м, вскрыта

на глубинах 2500-2700м, толщина газонасыщенных коллекторов в среднем по площади составляет около 10 м. Залежь -пластовая, сводовая . Залежь пластов БУ1-28 распространена по всей площади Ямбургского месторождения, вскрыта на глубинах 28003300м, толщина газонасыщенных коллекторов в среднем составляет немногим более 10м. Залежь пластовая, сводовая , размеры 42 х 56 км, высота 433м. Нижнемеловые продуктивные пласты представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов.

Покрышками служат пласты глин. Отмечается тенденция улучшения коллекторских свойств вверх по разрезу. Особенностью продуктивных пластов является низкая их песчанистость,1050 .Средняя проницаемость по пластам изменяется от 3.6до 15.1 х 10-3 мкм2 3,6-15,1 мДарси , значение газонасыщенности по керну 5760 , по ГИС 6670 . Конденсатосодержащий газ валанжинских залежей содержит около 90 метана, более 3 углеводородов С5 , азот, углекислый газ .

Начальное потенциальное содержание конденсата в пластовом газе по первому объекту эксплуатации принято 128г м3, по второму эксплуатационному объекту 109112г м3. Коэффициент извлечения конденсата- 0,68. Начальное пластовое давление первого эксплуатационного объекта 26,72МПа 267,2 ата , пластовая температура 344 К 71ОС . Начальное пластовое давление второго эксплуатационного объекта 32,40МПа 324,0ата . пластовая температура 355359 К 8286 ОС . Утвержденные в 1985г. в
ГКЗ начальные запасы газа нижнемеловых залежей около 1,5 трл . м3, конденсата более 200 млн.т. 1.1.Общие сведения о месторождении Ямбургское газокондесатное месторождение расположено в заполярной части Западно-Сибирской равнины на Тазовском полуострове в бассейне реки Пойловояха. По административно-территориальному делению северная территория месторождения является частью Тазовского, южная – Надымского районов Ямало-Ненецкого национального округа.

На территории месторождения отсутствуют населенные пункты. Редкие и малонаселенные пункты сосредоточены на побережье Обской и Тазовской губ Садай-Харвута, Епоко, Ямбург, Юрхарово . Территория месторождения представляет собой полого-увалистую равнину с общим уклоном с юга на северо-восток и характеризуется сильным эрозонным расчленеием.

Летом район месторождения является непроходимым для обычного транспорта и труднопроходим даже для специального транспорта. Основным сухопутным транспортным путем являются зимники. Наиболее крупная река Пойловояха, протекающая в пределах месторождения, не имеет практического значения для судоходства. Ведущими траспортными артериями в летнее время являются Обская и Тазовская губы, но время функционирования этих водных путей ограничено поздним освобождением

от ледяного покрова в конце июня – начале июля и ранним наступлением ледостава в первых числах октября . Абсолютные отметки рельефа поверхности изменяются от 0-5м побережье Обской губы до 60м и более юг месторождения .Наивысшие отметки характерны долинам крупных рек. Гидрографическая сеть представлена реками Пойловояха и Хадуттэ с их многочисленными притоками, впадающими в

Тазовскую губу. Характерной особенностью территории месторождения является наличие многочисленных озер и болот, особенно в центральной его части. Большинство озер имеет термокарстовое происхождение. Это часто небольшие по площади мелководные озера, разбросанные по территории месторождения или расположенные группами. Глубина их обычно не превышает 2-4 метров. Кроме того, в долине реки Пойловояха и ее притоков широко развиты пойменные озера, глубиной до 2 м.
Суровость континентального климата района месторождения определяется холодной и продолжительной зимой до 9-9.5 месяцев . Лето короткое и прохладное. Средняя температура воздуха зимой -24 -26оС минимум температур достигает -59оС. Средняя летняя температура воздуха 6.5 9оС. Средняя годовая температура воздуха составляет -10 -11оС. Осадков выпадает 300-500мм в год, около 70 их приходится на летние месяцы.

Появление устойчивого снежного покрова отмечается уже в конце сентября и первой декаде октября. Среднегодовая скорость ветра 5-7 м сек, максимальные скорости могут превышать 40 м сек. Национальный состав населения ханты, ненцы, русские и др. Основным занятием населения является оленеводство, рыболовство, звероводство, охота в районе в большом объеме проводились геолого-разведочные работы, развивается газодобывающая промышленность.

Ближайшим относительно крупным населенным пунктом является райцентр Тазовское, который расположен в 120-140 км от месторождения. Расстояние от райцентра до Салехарда по воздуху составляет 600 км. Основными видами сообщения в летнее время являются водный и воздушный транспорт и наземный транспорт. Доставка грузов осуществляется по железной и автомобильной дорогам от г.

Н.Уренгой. В период навигации основные грузы доставляютя по Обской губе. На месторождении построена автомобильная дорога,соединяющая установки комплексной подготовки газа УКПГ . Транспорт газа осуществляетя по системе магистральных газопроводовЯмбург-Центр, а для транспорта конденсата построен конденсатопровод Ямбург-Уренгой. 1.1.1.Краткие сведения о геологическом изучении и истории открытия месторождения

Широкое изучение территории Западно-Сибирской низменности геологическими и геофизическими методами началось в 50-х годах. До этого времени геолого-геофизические работы носили случайный характер и серьезных результатов для оценки перспектив нефтегазоносности не имели. Для проведения планомерных нефтегазопоисковых работ в пределах исследуемой территории в Новосибирске, Томске, Тюмени были созданы специальные организации, которые и начали проводить детальное геолого-геофизическое
изучение региона. Так в 1949-1953 годах трестом Сибнефтегеофизика проведенааэромагнитная съемка масштаба 1 1000 000, по результатам которой было проведено районирование территории. Более значительными по объему и результатам явились совместные исследования, проведенные в 1952-1954гг. институтами ВСЕГЕИ и НИИГА на значительной территории севера Тюменской области. В этот период выполнена геолого-геоморфологическая съемка масштаба 1 1000 000, по

материалам которой разработана стратиграфия четвертичных отложений, получены сведения о распространении многолетней мерзлоты. В 1954-1955гг. проведена аэромагнитная съемка масштаба 1 1000 000, а позднее в 1958-1959гг. масштаба 1 20. В 1959 г. в селе Тазовском пробурена колонковая скважина глубиной 538м по результатам которой были получены сведения о литологии четвертичных, третичных и меловых отложений. В этом же году в южной части Тазовского полуострова проводилась геологическая съемка масштаба 1 200 000,

и с учетом данных предыдущих исследований составлена геологическая карта территории. С 1959 по 1961г. в пределах Надымского, Пуровского и Тазовского районов партиями Ямало-Ненецкой экспедиции проведена региональная аэрогравиметрическая съемка масштаба 1 1000 000. В результате этих работ выполнено тектоническое районирование фундамента. Первые площадные сейсморазведочные работы МОВ на территории севера

Тюменской области стали проводиться с 1959 года. По результатам данных работ к юго-востоку от Тазовского полуострова выявлены и оконтурены Тазовская и Заполярная положительные структуры. Ямбургская структура впервые была выделена на тектонической схеме, составленной партией оперативного анализа Тюменского геологического управления в 1963г. Смирнов и др. Она предполагалась по данным качественной интерпретации аномалий гравитационного и магнитного
полей и названа Посрангским куполовидным поднятием. С 1965 по 1971 годы на площади проведены детальные сейсморазведочные работы МОВ. По результатам этих работ Посрангское поднятие перешло в разряд выявленных структур, названо Ямбургским и подготовлено к глубокому бурению. Первая поисковая скважина 2 на структуре была заложена в присводовой части и начата бурением 27 июля 1969 года.

При испытании сеноманских отложений в интервале 1167-1184м был получен фонтан природного газа дебитом 2015 тыс.м3 сут. Таким образом, первая поисковая скважина N2 явилась первооткрывательницей Ямбургского месторождения. С 1969 года по 1973 на месторождении была пробурена 21 скважина в том числе 2 скважины NN1,24 глубокие, до вскрытия неокомской части разреза .

По результатам бурения указанных скважин в 1973 году были подсчитаны запасы сеноманской залежи и утверждены ГКЗ СССР в количестве 2810,4млрд.мЗ по категорииС2. Результаты бурения и исследования дополнительных скважин явились основой вторичного пересчета запасов, которые в 1976 году и были утверждены в ГКЗ СССР в количестве 3298,7 млрд.мЗ по категориям В C1 и 260 млрд.мЗ по категории С2. Однако, и по результатам 29 скважин оставались недоизученными

Северо-Ямбургское малоамплитудное поднятие и Южно-Ямбургский купол. В 1976-1982гг на площади производилось интенсивное изучение нефтегазоносности нижележащих неокомских отложений. В этот период было пробурено 38 глубоких поисково-разведочных скважин, а также проводились высокоточные сейсмические исследования МОВ ОГТ. В результате этих работ, в неокомских залежах пласты БУ3-БУ11 открыто многопластовое газоконденсатное месторождение и установлено продолжение сеноманской
залежи в пределы Харвутинского поднятия. Третий подсчет запасов газа сеноманской залежи был осуществлен по состоянию изученности месторождения на 1.02.83г т.е. по результатам бурения 67-ми скважинами, его результаты были приняты за основу к составлению проекта разработки. В то же время на глубинах 2500-3300м выявлено 7 крупных газоконденсатных залежей с общими запасами газа по категории В С1 1193 млрд.м3, С2 585 млрд.м3, конденсата соответственно 102 млн.т. и 50 млн.т.

1.2.Краткая геологическая характеристика зоны дренирования УКПГ-2 Сеноманская продуктивная толща УКПГ-2 представлена чередованием песчаников, алевролитов и глин приуроченных к верхней части покуской свиты.Песчаники серые,слюдистые седне-серые,арказовые,кварц-полевошпатов ые,слюдистые,средне-мелклзернистые, сцементирование глинистым, в редких случаях карбанатным цементом.Алевролиты серые,темно-серые,слюдистые глинистые,крепкоцементированные с прослоями глин.

Глины темно-серые до черных,слюдистые,плотные,алевритистые.Вр азрезе часто встречается углистый детрит. Детальная коррекция разрезов скважин эксплуатационных кустов позволила выделить три основных трансгрессивно- регрессивных цикла в формировании продуктивной толщи.Циклы выделены как первый, второй и третий снизу вверх. Первый цикл представлен трансгрессивным и регрессивным подциклами.

Трансгрессивный подцикл представлен пачкой глин с прослоями алевролитов и песчаников.В юго-западном направлении количество пропластков песчаников и алевролитов сокращается и в районе куста скважин N270 cокращается до 0.Мощность подцикла изменяется с 30 м до 18 и в юго-западном направлении. Регрессивный подцикл представлен переслаиванием песчаников,алевролитов и глин.Коэффициент песчанистости этой части разреза изменяется от 70 до 45 .
Характерной особенностью подцикла является наличие глинистых пропластков мощностью 1-1,5 м прослеживающихся не только в пределах отдельных кустов,но и далеко за их пределами,что свидетельствует о формировании их в мелководно-морских условиях осадконакопления.Песчаные тела имеют менее устойчевые параметры.Мощность их изменяется в пределах куста незначительно,однако уже на расстоянии несколько километров они претрпевают значительные изменения. Их мощность колеблется от 1-2м до 27м.

Средняя мощность подцикла составляет 60 м. Второй цикл характеризуется несколько меньшей мощностью.Трансгрессивный подцикл представлен глинами с прослоями алевролитов и песчаников.В северном направлении их количество резко сокращается до 0.Мощность подцикла изменяется от15м до17м. Регрессивный подцикл представлен переслаиванием песчаников,алевролитов и глин.Коэффициент песчанистости изменяется от 50 до 70 .Следует отметить,что в кровле подцикла приурочен песчаный

пласт мощностью 10-15м,представляющий основную часть резервуара и характеризующийся повышенными коллеторскими свойствами.Ниже залегают песчаники с прослоями глин,мощность которых изменяется от 0,5м до 5м.Отдельные прослои глин прослеживаются на всех кустах.Мощность подцикла в среднем составляет 30м. Третий цикл отличается от двух предыдущих условиями формирования. Трансгрессивный подцикл представлен пачкой глин с прослоями алевролитов и песчаников,количество которых

уменьшается в южном напралении. Мощность подцикла изменяется от 12 до 14м. Трансгрессивный подцикл представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и глин.Коэффициент песчанисости составляет 59-61 .Песчаные тела характеризуются невыдержанностью как по латерали так и по вертикали.Мощность прослоев составляет от 10м в редких случаях до 1 м.Мощность подцикла увеличивается от 56 м до 71 м в северном направлении.
Анализ мощностей этой части разреза позволяет предположить наличие размыва кровельной части сеноманских отложений, к кровле которых приурочены песчаный горизонт с повышенными фильтрационно-емкостными свойствами ФЕС и являющейся базальным горизонтом туронской трансгрессии. Несмотря на общие черты строения кусты эксплуатационных скважин характеризуются собственными особенностями геологического строения.Рассмотрим особенности геологического строения

УКПГ-2 на примере кустов 207,210 и 211. Куст скважин N207.В пределах этого куста были пробурены скважины N274,272,271,270,273.На основании данных промыслово-геофизических исследований скважин ПГИ построен геологический разрез продуктивной части сеноманских отложений.За стратотип принята скважина N274. Отложения первого цикла выделяются в интервале 1265-1186 м, регрессивного

подцикла – 1248-1186 м.ГВК уверенно выделяется на глубине 1205 м. В продуктивной части коэффициент пористости коллекторов изменяется в широких пределах от 17,8 до 32,6 все значения пористости взяты по данным интерпретации ГИС выполненным Надымской ПГЭ треста Севергазгеофизика .Средние значения пористости закономерно увеличивются от скв.

N274 к скв.N273 от 20,8 до 32,1 . В разрезе часто встречаются пропластки глин мощностью от 0,5 м до 1,5 м. Отложения II – цикла выделяются в интервале 1186-1141м, регрессивного подцикла 1180-1141м. Коэффициент пористости коллекторов изменяется от 12,2 до 33 . Среднее значение пористости закономерно увеличиваются от скв.N274 к скв.N273 от 20,6 до 29,5.В кровельной части развиты песчаники ,мощность которых увеличивается

в этом же направлении ,что и пористость от 11м до 24м.Нижняя часть представлена частым чередованием песчаников и глин .Отдельные прослоии глин прослеживаются в пределах всего куста. Отложения III-го цикла выделяются в интервале 1141-1069 м, регрессивного подцикла 1127-1069 м.Коэффициент пористости коллекторов изменяется от 7,4 до 33 .
Средние значения пористости ,аналогично выявленным закономерностям в предыдущих подциклах, изменяются от 16,5 до 23,9 .Суммарная мощность подцикла уменьшается в том же направлении. Куст скважин N210.В пределах этого куста были пробурены скважины NN 2108,2101,2103,2104,2105,2106 и 2107.Из них скв.NN2101,2102 и 2104 вертикальные.По данным ПГИ построен блоковый разрез продуктивной части куста.

За стратотип принята скважина N 2101. Во вскрытом разрезе выделяются три цикла осадконакопления. Отложения I-го циела выделяются в интервале 1253-1178 м, регрессивного подцикла -1240-1178 м. ГВК на глубине 1205м а.о 1163м .Определение ФЕС проведено в двух скважинах NN2101 и 2106.Коэффициент пористости изменяется от 22,8 до 31,7 и в среднем составляет 27,3 .Однако,если учесть,что разрез скважины N2101 более заглинизирован относительно других скважин,то среднее

значение пористости фактически будет больше. Для всего раздела характерно обилие пропластков глин небольшой мощности 0,5-1,0 . Отложения II-го цикла выделяются в интервале 1178-1125 м,регрессивного подцикла -1164-1125 м.Коллектора характеризуются повышенными значениями пористости,которые увеличиваются от 29,3 до 37,6 в направлении от скв.N2107 к скв.N2108 и в среднем составляет 31,9 .В этой части разреза развиты преимущественно песчаники.

Редко встречаемые прослои глин, в основном ,приурочены к подшве подцикла .В целом ,по направлению от скв.N2108 к скв.2107 отмечается опесчанивание разреза. Отложения III-цикла выделяются в интервале 1125-1044 м, регрессивного подцикла-1108-1044м.Коэффициент пористости коллекторов изменяются от 26,5 до 36 и в среднем составляет 32 .В основном коллектора получили развитие в подошвенной части подцикла.
В целом наблюдается опесчанивание разреза в направлении от скв.2108 к скв.N2107.Отдельные глинистые прослои уверенно прослеживаются в пределах всего куста. Куст скважины N211.В пределах этого куста пробурены скважины N2111,2112,2113,2114,2115,2116,2117,2118 и 2119.По данным ПГИ построен блоковый разрез куста. За стратотип принята скважина

N2112. Отложения I-цикла выделяются в интервале 1241-1151м, регрессивного подцикла 1213-1151м.ГВК отбивается на обсолютной отметке – 1163м.Впродуктивной части коэффициент пористости изменяется от 15,1 до 28 и в среднем составляет 22,1 .В районе этого куста отмечается значительная глинизация кровельной части резервуара.Мощность ,охватываемая глинизацией,достигает 30м,а так как забои эксплуатационных скважин остановлены преимущественно в кровельной части цикла,то и характеристика пористости приведена только

для верхней части разреза.В разрезе часто встречаются пропластки глин мощностью до 1 м. Отдельные прослои прослеживаются в пределах всего куста. Отложения II-го цикла выделяются в интервале 1151-1106 м,регрессивного подцикла 1134-1106 м.Коэффициент пористости коллекторов в широких пределах от 27,2 до 33,2 и в среднем составляет 29,2 . В сравнении с другими кустами, коллектора этого подцикла отличаются незначительным содержанием глинистых

прослоев,получивших развитие преимущественно в подошвенной части и прослеживаюшиеся в пределах всего куста. Отложения III-го цикла выделяются в интервале 1106-1031 м,регрессивного подцикла 1087-1031 м.Cледует отметить значительное опесчанивание отложений трансгрессивного подцикла, в подошве которго получил развитие песчаный пласт мощностью до 6 м,а в верхней части отмечается 5-6 пропластков алевролитов и песчаников мощностью 0,4-1м.Тем не менее в пределах всего куста эксплуатационных скважин уверенно прослеживаются
кровля и подошва подцикла,представленные глинами. Регрессивный подцикл представлен чередованием песчаников,алевролитов и глин.Мощность прослоев песчаников изменяется от 0,5 м до 20 м.В направлении от скв.N2111 к скв.N2117 отмечается опесчанивание разреза.Коэффициент пористости коллекторов изменяется от 21,6 до 33,2 и в среднем составляет 27,8 .Проведенный анализ фактического материала свидетельствует о цикличности формирования продуктивной части

сеноманских отложений.Коллектора трех основных циклов отличаются по своим характеристикам.Лучшими ФЕС обладают песчаники II-го цикла,которые в отличие от других характеризуются довольно равномерным распространением по площади.Детальная корреляция разрезов эксплуатационных скважин показала,что глинистые прослои небольшой мощности имеют значительную протяженность,а пачки глин трансгрессивных подциклов уверенно прослеживаются в пределах исследуемого месторождения.

Таким образом установлено цикличное строение продуктивного разреза УКПГ-2. С целью выявления распространения установленных закономерностей цикличного строения продуктивной толщи в пределах всего свода проведена детальная корреляция разрезов скважин и отстоено два геологигических разреза широтного направления. 1.3.Отличительные особенности зоны дренирования УКПГ-2 На основании анализа всего фактического материала и проведенных исследований установлено,что

распространение глинистых пачек трансгрессивных продциклов охватывает по зону УКПГ-2,хотя внутренняя их часть в некоторых районах значительно опесчанивается.Тем не менее кровельная и подошвенная части пачек глин уверенно следятся по всей площади.Однако не исключается возможность наличия литологических окон ,образовавшихся за счет эррозионного вреза вышележащих песчаников.Дальнейшие исследования позволят установить отсутствие либо наличие таковых.
Отложения регрессивных подциклов характеризуются изменением песчанисости по площади.Западнее оси складки отмечается значительная глинизация.Разрез в этой части структуры представлен песчаниками с обилием глинистых прослоев мощностью 1-2 м,реже 5 м. В восточном направлении преобладают пески, прослои глин частично или полностью замещаются песками. В пределах 216 и 208 кустов скважин закономерности распространения коллекторов и глинистых прослоев

выражены более ярко.На блоковых разрезах хорошо выделяется резкая литологическая изменчивость продуктивной толщи. Если основные трансгрессивно-регрессивные подциклы выделяются уверенно, то внутри этих горизонтов на небольших расстояниях происходят существенные изменения,обусловленные условиями формирования этих отложений. 2.Анализ показателей разработки в зоне дренирования УКПГ-2 2.1. Проектные показатели разработки Особенности геологического строения сеноманской залежи продуктивной

толщи и характер связи газонасыщенной части залежи, относящейся к типу водоплавающей с пластовой водонапорной системой,позволяют предполагать возможное проявление в процессе разработки месторождения упруго-водонапорного режима. Прогнозные расчеты показали, что продвижение воды, особенно в начальный период разработки месторождения, существенного влияния на характер снижения пластового давления в газовой залежи не окажет. Поэтому расчеты изменения пластового давления производились из условия газового режима работы залежи.

Расчеты по распределению пластового давления в залежи и в зонах расположения скважин каждого УКПГ проводились по методу конечных элементов,который является одной из переспективных разновидностей метода конечных разностей. В таблице 2.1.1. приведены основные показатели разработки по УКПГ-2 Ямбургского месторождения. При расчетах показателей разработки принят технологический режим постоянного дебита на период постоянной добычи и постоянной мощности
ДКС и числа эксплуатационных скважин на период падающей добычи. Средний рабочий дебит проектных эксплуатационных скважин принят 1000тыс.м3 сут. Опыт эксплуатации месторождений Тюменской области показал,что в период выхода на постоянную добычу средние дебиты скважин превышают пректные.В первые годы разработки в период отставания обустройства число скважин недостаточно,хотя существует запас давления для обеспечения процессов осушки, а добывные

возможности и депрессии позволяют увеличить начальный рабочий дебит. Поэтому в проекте в период нарастающей добычи рекомендуется дебиты 1500,1300,1100 тыс.м3 сут что отвечает фактическим условиям освоения Уренгойского и Медвежьего месторождения. При определении количества скважин коэффициент эксплуатации принят равным 0,9 330 суток , резерв эксплуатационных скважин принят равным 20 . При распределении по площади газоносности годового отбора учитывались ранее

принятые решения по разработке и обустройству месторождения на годовую добычу 125 млрд.м3,т.е. количество УКПГ в начальный период эксплуатации принято равным 7, а производительность их увеличена с 18 до 26,5 млдр.м3 год. Таким образом ,с основного по размерам собственно Ямбургского поднятия, запасы которого оцениваются в объеме 4,2 трлн.м3,годовой отбор составит 4,4 от запасов. За 18 лет разработки добыча газа из основного поднятия превысит 66 от начальных запасов и,

начиная с 19 года,месторождение должно вступить в заключительный период своей эксплуатации – период падающей добычи . В целом разработка Ямбургского месторождения характеризуется следующими показателями. Период постоянных отборов составляет 13 лет. Начиная с 2004 года месторждение перейдет на падающую добычу. Суммарная мощность ДКС достигнет 1105,6 тыс.кВт. Фонд эксплуатационных скважин, необходимый для обеспечения планируемого годового отбора с учетом 20
резерва будет равен 673. Таблица 2.1.1. отбор газа Q РПЛ Депрес- Кол-во Руст Рна вх. Мощность V на Годы год сум сия скважин в ДКС ДКС забое млрд.м3 тыс.м3 сут кгс см2 кгс см2 кгс см2 кгс см2 МВТ м сек 1986 8.0 8.0 1500.0 116.1 2.7 19 99.2 99.0 0 7.3 1987 30.0 38.0 1300.0 111.8 2.3 84 96.7 96.5 0 6.6 1988 30.0 68.0 1100.0 107.5 1.9 99 94.1 93.8 0 5.8 1989 30.0 98.0 1000.0 103.1 1.7 96 90.6 90.4 0 5.5 1990 30.0 128.0 1000.0 98.7 1.8 109 86.5 86.2 0 5.8 1991 30.0 158.0 1000.0 94.4 1.9 109 82.3 82.1 0 6.1 1992 30.0 188.0 1000.0 89.9 1.9 109 78.1 77.8 0 6.5 1993 30.0 218.0 1000.0 85.5 2.0 109 73.8 .73.5 2.2 6.9 1994 30.0 248.0 1000.0 81.0 2.2 109 69.4 69.1 9.3 7.3 1995 30.0 278.0 1000.0 76.5 2.3 109 65.0 64.7 17.2 7.8 1996 30.0 308.0 1000.0 72.0 2.4 109 60.5 60.1 26.2 8.4 1997 30.0 338.0 1000.0 67.4 2.6 109 55.8 55.4 36.6 9.1 1998 30.0 368.0 1000.0 62.7 2.8 109 51.0 50.6 48.8 9.9 1999 30.0 398.0 1000.0 58.0 3.1 109 46.1 45.6 63.3 10.9 2000 30.0 428.0 1000.0 53.2 3.4 109 40.9 40.3 81.2 12.1 2001 30.0 458.0 1000.0 48.4 3.7 109 35.4 34.7 104.2 13.6 2002 30.0 488.0 1000.0 43.5 4.2 109 29.4 28.6 136.0 15.6 2003 30.0 518.0 1000.0 38.5 4.8 109 22.7 21.6 186.1 18.3 2004 28.0 546.0 868.3 33.8 4.5 109 19.7 18.7 186.1 18.4 2005 24.4 570.4 759.0 29.6 4.3 109 16.8 16.0 186.1 18.8. 2006 21.3 591.8 662.9 26.0 4.1 109 14.3 13.6 186.1 19.1 2007 18.6 610.4 579.6 22.7 4.0 109 12.0 11.3 186.1 19.6 2008 16.3 626.7 507.2 19.8 3.9 109 9.8 9.2 186.1 20.2 2009 14.2 640.9 440.9 17.3 3.8 109 8.1 7.4 186.1 20.8 2010 12.4 653.3 383.6 15.1 3.7 109 6.4 5.8 186.1 21.6 2011 10.7 664.0 331.2 13.1 3.6 109 5.1 4.5 186.1 22.4 2012 9.3 673.3 285.5 11.5 3.6 109 3.9 3.3 186.1 23.3 2013 7.9 681.2 243.9 10.0 3.5 109 2.9 2.4 186.1 24.0
Продолжение табл. 2.1.1. отбор газа Q РПЛ Депрес- Кол-во Руст Рна вх. Мощность V на Годы год сум сия скважин в ДКС ДКС забое млрд.м3 тыс.м3 сут кгс см2 кгс см2 кгс см2 кгс см2 МВТ м сек 2014 6.8 688.0 207.0 8.8 3.4 109 2.2 1.6 186.1 24.7 2015 5.7 693.7 175.2 7.7 3.2 109 1.6 1.1 186.1 25.3 2.2.Сопоставление фактических показателей разработки с проектными Район

УКПГ-2 эксплуатиpуется 88 скважинами по пpоекту 96 скважин пpи дебите 916 т.м3 сут. Отбоp с начала года составил 25.7 млpд.м3. Всего с начала pазpаботки отобpано 180.7млpд.м3 на 1.03 выше проектного . Среднее пластовое давление по эксплуатационной зоне на 1.1атм ниже проектного. Несоответствие фактических и проектных показателей является следствием превышения фактических отборов над проектными, а также, предположительно, неподтверждением запасов газа по эксплуатационной зоне

УКПГ-2. Рассматривая динамику изменения темпа падения пластового давления с начала разработки, следует отметить значительное увеличение последнего в 1992 году. Это связано с прекращением перетоков газа из зоны УКПГ-3, вследствие вывода последней на проектную мощность. Таблица 2.2.1 Показатели 1986 факт пр-т 1987 факт пр-т 1988 факт пр-т 1989 факт пр-т 1990 факт пр-т 1991

факт пр-т 1992 факт пр-т 1993 факт пр-т 1994 факт пр-т 1995 факт пр-т Годовой отбор,млрд.м3 3.385 8.0 26.664 30.0 33.506 30.0 32.674 30.0 32.951 30.0 32.93 30 31.9 30.0 29.7 30.0 28.88 30.0 25.59 30.0 Суммарный отбор,млрд м3 3.385 8 30.049 38 63.555 68 96.229 98 129.18 128 162.11 158 194.0 188 223.7 218 252.6 248 278.19 278.0 Дебит,м3 сут. 1430 1500 1440 1300 1200 1100 1030 1000 1050 1000 1028 1000 1031 1000 916 1000 726 1000 731 1000 Количество скважин,шт. 31 19 80 84 87 96 88 96 88 96 88 96 88 96 88 96 96 96 96 96
Устьевое давление,ата 96.0 99.2 94.7 96.7 94.1 94.1 91.0 90.6 83.9 86.5 79.2 82.3 73.7 78.1 69.9 73.8 63.6 69.4 60.3 65.0 Пластовое давление по эксп.зоне,ата 115 116.1 113.5 111.8 110.6 107.5 106.2 103.1 99.3 98.7 93.8 94.4 87.6 89.9 83.3 85.5 77.4 81.0 73.1 76.5 Пластовое давление всего, ата 110.8 106.7 100.4 95.1 89.0 84.8 79.2 75.2 2. 3.Состояние эксплуатационного фонда скважин На 1 января 1995 года общий фонд скважин П Ямбурггаздобыча состовлял 959 скважин, в том числе на

Ямбургском ГКМ – 955 скважин 775 сеноманских, 220 неокомских .На Тазовском НГМ-4 скважины. На 1 января 1996 года общий фонд скважин П Ямбурггаздобыча составляет 1002 скважины,в том числе на Ямбургском ГКМ-998 скважин 776 сеноманских,222 неокомских .На Тазовском НГМ- 4 скважины. Эксплуатационный фонд сеномана составляет 667 скважин или 99.1 от проектного

количества.Действующий фонд – 627 скважин, в бездействии – 5 скважин. Скважин, ожидающих подключения после бурения – 35, ожидающих освоения – нет. На 01.01.1996 года наблюдательный фонд Ямбургского ГКМ составил 96 скважин 88 – сеноман, 8 – неоком . В настоящее время продолжается разбуривание сеноманской и неокомской залежей.

На 01.01.96 года на месторождении закончены бурением,но не приняты на баланс Ямбурггаздобычи 3 сеноманских и 94 неокомских скважин. Движение фонда скважин , находящихся на балансе предприятия Ямбурггаздобыча , на 1 января 1996 года приведена в таблице 2.3.1. Таблица 2.3.1. Фактический фонд приня- УКПГ общ. Эксплуатационный фонд консервац. ожид. приняты из бурен.

ты незавершон всего действующ. ожид. ожид. без- набл. погл. ликвид скв. куст подк. осв. дейс. пъез. экспл. набл. строит 2 119 96 96 12 0 0 0 17 6 0 0 0 0 0 2. 4.Изменение пластового давления в процессе разработки Контроль за падением пластового давления газа осуществляется поскважинам разведочного и эксплуатационного фонда. Периодически 1 раз в квартал проводятся замеры статических устьевых давлений поэксплуатационным скважинам. Пластовое давление можно определять непосредственным замером глубинным манометром.
В законтурных скважинах допускается определение пластового давления путем расчета по положению уровня воды,заполняющей скважину. Точность определения пластового давления зависит от того, насколько полно восстановилось давление в точке замера после остановки скважины.Время,необходимое на восстановление пластового давления поотдельным скважинам,зависит от фильтрационных свойств пласта и меняется в широком диапазоне.Поэтому по каждой скважине опытным путем устанавливается

минимально необходимое время для практически полного восстановления давления. В газовых скважинах пластовое давление обычно рассчитывают по величинам устьевого давления и плотности газа по барометрической формуле Pпл Pу exp 0.03415 p H zT где Pу -устьевое давление p -относительная плотность газа по воздуху H-глубина середины интервала перфорации z-средний коэффициент сверхсжимаемости газа при средних давлениях

и температуре в стволе скважины T-средняя температура в стволе скважины. Результаты замеров хранятся в базе данных АСУ ТП РМ Сеноман . Пересчет устьевых статических давлений в пластовые и приведение пластовых давлений на дату проводится на ЭВМ, хранится в базе данных и используется для построения карт изобар. Для исключения влияния изменения глубины пласта на результаты расчетов перед построением карты изобар

фактические данные замеров динамического пластового давления пересчитывают в приведенные плас-товые давления на одну условную плоскость . Ввиду того,что пластовые давления изменяются со временем, карты изобар составляют на определенную дату,причем замеры Pу ,сделанные вразное время, приводят на одну дату.Обычно карты изобар составляют на конец каждого текущего полугодия.
Интерполировать давление при построении карт изобар между двумя соседними скважинами следует по следующей методике -если скважины расположены на участке пласта,где наблюдается плоскопараллельный поток,то должна проводиться линейная интерполяция -если обнаружатся участки пласта с радиальным потоком,на которых радиусы кривизны изобар малы,то линейная интерполяция должна быть заменена на логарифмическую -на периферии,где нет информации,пластовые давления берутся изрезультатов расчетов на газодинамической модели.

Среднее пластовое давление определяют взвешиванием по объему по формуле S Pi a i m i h i P ср.взв. S a i m i h i При выполнении работ, связанных с анализом и проектированием разработки, а также подсчета запасов необходимо строить карты основных геологических параметров пласта. В базе данных хранится геологическая информация по скважинам и их координаты. Имеется комплекс программ для автоматизации построения карт на

ПЭВМ,использующие методы интерполяции и экстраполяции с учетом особенностей изменения каждого параметра. При ручном построении карт,планиметрировании и подсчетах весьма вероятно появление ошибок. При вычислении объемов запасов газа вручную обычно строят карты распространения коллектора,посредством планиметрирования определяют площадь каждой области и умножают значение площади на среднюю величину толщины рассматриваемой области.Иногда строят карту изолиний и оперируют средневзвешенными величинами.

Такие подсчеты приводят к значительным ошибкам до10-20 ,если скважины расположены неравномерно или значения толщин в скважинах заметно отличаются.Ошибки особенно велики,если области с вычисленными со средним значением об емами разрезаются на участки например,при определении охвата и об емы участков принимаются пропорциональными их площадям. Построение карт изобар и расчеты,проводимые на ПЭВМ,исключают подобные ошибки. Текущая карта изобар на 1 октября 1996 года приведена на рис.2.4.1.
Рис. 2.4.1. 2. 5. Анализ изменения дебита скважин Согласно Правил разработки газовых, газоконденсатных месторождений ежеквартально составлялись технологические режимы работы газовых скважин. Составление технологических режимов проводилось с учетом всех видов исследовательских работ и текущего состояния разработки месторождения на основании государственного заказа ,определенного для предприятия Ямбурггаздобыча . При выборе оптимальных отборов эксплуатационных скважин учитывались

следующие факторы – депрессия на пласт – наличие механических примесей при максимальных отборах – температурный режим работы скважин и шлейф – темп продвижения ГВК Среднесуточные дебиты скважин в течение года по промыслам составили УКПГ – 2 -812 тыс.м3 сут РЕЖИМ РАБОТЫ СКВАЖИН, рекомендуемый и фактический в 1995 году Таблица 2.5.1. NN n n УКПГ Количество скважин Оптимальный отбор млн.м3 сут.

Средний дебит свк млн.м3 сут. технол.режим факт технол.режим факт на конец квартала технол.режим факт 1 квартал 1 2 96 96 87.700 84.000 0.914 0.875 II квартал 2 2 96 96 78.000 60.000 0.812 0.625 III квартал 3 2 96 96 60.000 60.192 0.625 0.627 IV квартал 4 2 96 96 78.000 77.664 0.812 0.809 2. 6.Анализ изменения устьевого давления во времени по скважинам УКПГ-2 Фактическое изменение устьевого давления по скважинам

УКПГ-2 по годам по сравнению с проектноми данными и расчет устьевого давления до 2010 года представлены в таблице 2.6.1. Таблица 2.6.1. Годы разработки Давление устьевое, атм факт проект 1986 96.0 99.2 1987 94.7 96.7 1988 94.1 94.1 1989 91.0 90.6 1990 83.9 86.5 1991 79.2 82.3 1992 73.7 78.1 1993 69.9 73.8 1994 63.6 69.4 1995 60.3 65.0 1996 – 58.1 1997 – 53.1 1998 – 47.9 1999 – 43.0 2000 – 40.8 2001 – 38.9 2002 – 37.3 2003 – 35.8 2004 – 34.4 2005 – 33.1 2006 – 31.9 2007 – 30.7 2008 – 29.6 2009 – 28.6 2010 – 27.5 7.Анализ изменения положения
ГВК в результате продвижения воды в залежь Для контроля за поведением водоносного бассейна и продвижением пластовых вод в залежи проводятся промыслово-геофизические и гидрохимические исследования. Промыслово-геофизические исследования включают временные замеры нейтронного гамма-каротажа НГК и импульсного нейтрон-нейтронного каротажа ИННК . Гидрохимический контроль за внедрением пластовых вод в залежь осуществляется на основе анализов проб

жидкости,выносимой эксплуатационными скважинами. Для сеноманских продуктивных отложений за текущее положение ГВК следует принимать зону,где газонасыщенность коллектора равна 40 , т.е. обводненным об емом залежи считается зона, где газонасыщенность менее 40 . Результаты интерпретации геофизических исследований в наблюдательных скважинах и в скважинах,выходящих из бурения, заносятся и хранятся в базе данных.По данной информации строятся графики изменения положения

ГВК от времени по скважинам с учетом литологии об екта. Для построения карт текущего положения ГВК определяется под ем контакта на одну дату по всем скважинам по этим графикам см.рис.2.7.1 Рис. 2.7.1. Таблица 2.7.1. Годы разработки Вторжение воды млрд .куб Подъем ГВК м Обводнение залежи Всего Экспл Всего Экспл Всего Экспл 1988 4 4 0.1 0.2 0.1 0.1 1994 94 82 2.3 3.5 2.1 2.3 1995 118 102 2.9 4.3 2.6 2.9 1996 144 124 3.5 5.3 3.2 3.5 1997 172 148 4.2 6.3 3.8 4.2 1998 203 175 5.0 7.4 4.5 5.0 1999 236 202 5.8 8.6 5.2 5.8 2000 270 232 6.6 9.8 5.9 6.6 2001 306 262 7.5 11.1 6.7 7.5 2002 342 292 8.4 12.4 7.5 8.3 2003 379 323 9.3 13.7 8.3 9.2 2004 416 354 10.2 15.0 9.1 10.1 2005 453 385 11.1 16.3 10.0 11.0 2006 490 416 12.0 17.6 10.8 11.9 2007 527 447 13.0 19.0 11.6 12.7 2008 564 478 13.9 20.3 12.4 13.6 2009 601 508 14.8 21.6 13.2 14.5 2010 638 539 15.7 22.9 14.0 15.4
Пластовые давления и подъемы ГВК по годам разработки по результатам по кустам скважин УКПГ-2 представлены в таблицах 2.7.2. и 2.7.3. Таблица 2.7.2. Годы 1996 1996 2000 2005 2010 Кусты Рплас Нгвк Рплас Нгвк Рплас Нгвк Рплас Нгвк Рплас Нгвк 202 70.1 0.1 67.0 0.1 47.7 0.2 36.4 0.4 29.0 0.6 203 69.4 0.4 66.8 0.4 47.4 0.8 36.0 1.4 29.0 2.1 205 70.3 16.0 67.7 17.7 49.1 33.0 38.7 53.4 32.0 72.5 207 7.02 4.6 66.8 5.1 48.1 9.5 37.0 16.0 30.1 22.7 208 69.1 5.1 66.6 5.6 47.5 10.4 36.9 17.5 30.2 24.7 209 69.7 5.6 67.2 6.2 48.3 11.6 38.0 19.5 31.4 27.4 210 69.7 2.8 66.8 3.1 47.7 5.7 35.9 9.7 28.8 13.8 211 69.1 4.7 66.1 5.1 47.3 9.5 36.9 15.8 30.3 22.2 212 69.3 6.6 66.9 7.2 48.4 13.6 38.1 22.8 31.7 32.1 213 70.7 5.6 67.7 6.2 50.4 11.4 40.1 18.9 33.4 26.5 214 70.7 8.2 67.6 9.0 49.2 16.7 38.8 27.6 32.2 38.5 215 71.0 7.6 68.3 8.4 50.0 15.7 39.9 26.2 33.4 36.6 216 70.6 11.3 68.2 12.4 51.8 22.7 42.6 36.5 36.3 49.6 Одиночные скважины Таблица 2.7.3. Годы 1996 1996 2000 2005 2010

Скваж Рплас Нгвк Рплас Нгвк Рплас Нгвк Рплас Нгвк Рплас Нгвк 25 70.7 8.0 68.4 8.8 49.3 16.7 38.3 28.0 31.5 39.2 2.8 Прогноз основных показателей разработки на период до2010 года Прогноз основных показателей разработки на период до2010 года представлен в таблице 2.8.1. Таблица 2.8.1. Годы разработки Текущие запасы газа млрд .куб

Годовая до- быча Добы-ча газа с начала разработки Отобрано с началаразра-ботки Вторжение во- ды млрд .куб Подъем ГВК м Обводнение залежи Давление плас- товое ата Давле- ние устьевое ата Всего Экспл млрд.куб млрд.куб Всего Экспл Всего Экспл Всего Экспл Всего Экспл 1988 538 411 64.5 64.5 11.06 4 4 0.1 0.2 0.1 0.1 108.8 108.0 91.6 1994 375 281 28.9 252.6 43.33 94 82 2.3 3.5 2.1 2.3 79.3 77.6 66.0 1995 352 264 25.6 278.2 47.72 118 102 2.9 4.3 2.6 2.9 75.3 73.6 62.5 1996 328 245 26.9 305.1 52.33 144 124 3.5 5.3 3.2 3.5 70.8 69.0 58.1 1997 302 224 28.0 333.1 57.13 172 148 4.2 6.3 3.8 4.2 66.0 64.0 53.1 1998 276 204 28.0 361.1 61.93 203 175 5.0 7.4 4.5 5.0 61.1 59.0 47.9 1999 252 185 28.0 389.1 66.74 236 202 5.8 8.6 5.2 5.8 56.5 54.3 43.0
Продолжение табл.2.8.1. Годы разработки Текущие запасы газа млрд .куб Годовая до- быча Добы-ча газа с начала разработки Отобрано с началаразра-ботки Вторжение во- ды млрд .куб Подъем ГВК м Обводнение залежи Давление плас- товое ата Давле- ние устьевое ата Всего Экспл млрд.куб млрд.куб Всего Экспл Всего Экспл Всего

Экспл Всего Экспл 2000 232 170 25.5 414.6 71.11 270 232 6.6 9.8 5.9 6.6 52.7 50.6 40.8 2001 216 158 22.3 436.9 74.93 306 262 7.5 11.1 6.7 7.5 49.7 47.7 38.9 2002 203 148 20.0 456.8 78.36 342 292 8.4 12.4 7.5 8.3 47.2 45.3 37.3 2003 191 140 18.2 475.0 81.48 379 323 9.3 13.7 8.3 9.2 45.0 43.2 35.8 2004 181 132 16.8 491.8 84.36 416 354 10.2 15.0 9.1 10.1 43.1 41 4 34.4 2005 171 125 15.7 507.5 87.04 453 385 11.1 16.3 10.0 11.0 41.3 39.7 33.1 2006 163 119 14.7 522.2 89.56 490 416 12.0 17.6 10.8 11.9 39.7 38.2 31.9 2007 155 113 13.9 536.0 91.94 527 447 13.0 19.0 11.6 12.7 38.3 36.8 30.7 2008 148 108 13.1 549.2 94.20 564 478 13.9 20.3 12.4 13.6 36.9 35.4 29.6 2009 141 103 12.5 561.7 96.34 601 508 14.8 21.6 13.2 14.5 35.6 34.2 28.6 2010 134 98 11.9 573.6 98.38 638 539 15.7 22.9 14.0 15.4 34.3 32.9 27.5 2. 9.Краткий анализ работы системы сбора и подготовки газа на УКПГ-2 Установка комплексной подготовки газа УКПГ-2 смонтирована по рабочим чертежам проектного института ЮжНИИГипрогаз г. Донецк и введена в эксплуатацию 22 сентября 1986 года. Сбор газа на УКПГ-2 осуществляется по коллекторной кустовой схеме с 12 кустов газовых скважин рис.2.9.1

Длина коллекторов от 2.5 до 15 км. Газ под давлением поступает в газовые коллекторы кустов, выполненные из труб диаметром 530 13 мм. Прокладка коллекторов выполнена надземно на опорах в пенополиуретановой изоляции толщиной 100 мм с гидроизоляцией полихлорвиниловой пленкой, что обеспечивает в холодный период года снижение температуры газа в протяженных шлейфах не более 3 5 ОС. Подготовка газа к дальнему транспорту на УКПГ-2 заключается в его очистке и осушке до точки росы
по влаге минус 10 ОС в теплый период и до минус 20 ОС в холодный период года в соответствии с требованиями ОСТ 5140-93. Осушка газа осуществляется абсорбционным методом с применением в качестве абсорбента диэтиленгликоля ДЭГ . Проектная производительность УКПГ-2 составляет 26.5 млрд м3 год. Природный газ из системы сбора с температурой 10 15

ОС поступает в здание переключающей арматуры установки комплексной подготовки газа ЗПА . На ЗПА осуществляется частичное редуцирование газа перед его подачей во входной коллектор диаметром 1000 мм. Для предотвращения гидратообразования предусмотрена подача раствора метанола на кусты газовых скважин и на узлы редуцирования Рис.2.9.2 Рис.2.9.1. Рис.2.9.2. Из коллектора сырого газа природный газ по трубопроводам диаметром 400 мм поступает на 9 идентичных

друг другу технологических линий осушки газа. Сырой газ , пройдя входной кран Dy 400 , с температурой 5 12 ОС и давлением в начальный период эксплуатации до 9 МПа поступает в сепарационную секцию многофункционального абсорбера А-1. Абсорбер состоит из трех секций сепарационной, массообменной и фильтрующей. В сепарационной секции абсорбера сырой газ за счет резкого снижения скорости и изменения направления

потока освобождается от механических примесей и капельной воды с растворенным в ней ингибитором – метанолом. Отсепарированная жидкость сбрасывается через клапан в разделительные емкости. Из сепарационной части природный газ поступает в массообменную секцию, где контактирует в противотоке со стекающим по тарелкам абсорбентом – диэтиленгликолем. Концентрация регенерированного диэтиленгликоля поддерживается на уровне 98.5 98.7 масс а удельная подача 5 8

л тыс м3 . За счет контакта с гликолем газ осушается от влаги до точки росы минус 20 ОС зимой и минус 10 ОС летом, а диэтиленгликоль разбавляется поглощенной водой на 2 3 . Массообменная часть абсорбера состоит из пяти ступеней контакта, каждая из которых состоит из ситчатой тарелки и тарелки с сепарационными центробежными элементами. Назначение последней заключается в предотвращении массового уноса гликоля на вышележащую тарелку и
снижения эффективности процесса массопередачи. Осушенный газ из массообменной секции поступает в фильтрующую часть абсорбера, где улавливается уносимый потоком газа капельный ДЭГ, и далее в выходной коллектор. Проектная величина уноса гликоля не должна превышать 15 г тыс м3. В действительности к концу годового срока эксплуатации потери гликоля резко возрастают, что требует проведения ревизии абсорберов, заключающейся в их очистке и перемотке фильтров новым фильтрующим материалом.

Уловленный гликоль по трубе сливается на полуглухую тарелку. Насыщенный гликоль с полуглухой тарелки под собственным давлением направляется в выветриватель, где от него при снижении давления до 3 5 кг см2 отделяется растворенный природный газ, и далее через теплообменник ДЭГ – ДЭГ вводится в среднюю часть десорбера – регенератора. Регенерация насыщенного гликоля производится методом вакуумной дистилляции под абсолютным давлением 25 35

кПа и температуре 163 165 ОС. Подогрев низа десорбера осуществляется с помощью парового испарителя. Необходимость снижения давления диктуется склонностью диэтиленгликоля к автоокислению при высоких температурах. Вакуум в десорбере поддерживается водокольцевыми вакуум-насосами. Десорбер представляет из себя колонный аппарат, оснащенный 17 колпачковыми тарелками. Многократный контакт между паром и жидкостью приводит к тому , что паровая фаза обогащается водой,

а жидкая – диэтиленгликолем. С верха десорбера пары воды охлаждаются в воздушном холодильнике и с температурой 20 40 ОС в виде сконденсированной воды сливаются в рефлюксную емкость. Часть выпаренной воды насосом подается на орошение колонны, а балансовый избыток отводится в промстоки. Предусматривается также возможность подачи в качестве орошения холодного насыщенного диэтиленгликоля. Потери диэтиленгликоля с отогнанной водой составляют не более 0.5 .
Регенерированный гликоль откачивается насосом через теплообменник ДЭГ – ДЭГ и холодильник в буферную емкость Е-4, откуда насосами высокого давления подается на верх абсорберов. С течением времени в диэтиленгликоле происходит накопление мехпримесей, окислов железа, продуктов разложения гликоля в виде смол, что вызывает износ оборудования и постепенное забивание фильтров улавливания капельного гликоля абсорберов. В связи с этим на УКПГ-2 имеется установка очистки

ДЭГа от мехпримесей. Основу установки составляют гидроциклоны – фильтры БГЦ, где под действием центробежных сил и за счет фильтрации происходит частичная очистка циркулирующего ДЭГа. Однако эта установка, несмотря на большую трудоемкость процесса, не позволяет производить комплексную очистку гликоля. С этой целью в настоящее время делаются проработки очистки гликоля методом дистиляции под глубоким вакуумом. На УКПГ-2 имеется также установка регенерации метанола, которая в настоящее время

не задействована из-за малого объема водометанольного раствора. Впервые в мировой и отечественной практике строительство установки осуществлялось из блок-понтонов массой от 100 до 450 тонн с полностью смонтированным технологическим оборудованием. Изготовление понтонов и оснащение оборудованием производилось в Тюмени, после чего блоки транспортировались к месту размещения.

Такой метод строительства существенно сократил сроки и объемы монтажных работ, производимых на месторождении. Особенностью работы системы подготовки газа на УКПГ-2 как и остальных УКПГ Ямбургского месторождения является охлаждение газа перед его подачей в межпромысловый коллектор до температуры 0 минус 2 ОС . Необходимость охлаждения обосновывается экологическими требованиями по сохранению ландшафта и условиями устойчивости трубопроводов при прохождении их через участки многолетнемерзлых
грунтов. В связи с этим в зимний период осушенный газ перед подачей в газопровод охлаждается в аппаратах воздушного охлаждения в количестве 24 штук АВО . В летний период для снижения температуры газа используются турбодетандерные агрегаты БТДА-10-13 УХЛ4 производительностью 10 млн м3 сут. Общая эффективность снижения температуры в агрегате составляет 0.8 0.85 ОС атм и обусловлена расширением газа в турбине с совершением работы.

В настоящее время на УКПГ-2 монтируется первая очередь дожимной компрессорной станции ДКС , за счет подъема давления на которой будет поддерживаться необходимая добыча и обеспечиваться охлаждение газа до температур 0 минус 2ОС с помощью блока турбодетандерных агрегатов. 2.10. Уточнение срока ввода ДКС на УКПГ-2. Проектом разработки Ямбург 185 , утвержденным протоколом ЦКР N 28 84 от ноября 1984г. срок ввода

ДКС определен на седьмой-восьмой год с начала эксплуатации. Накопленный за период эксплуатации фактический геолого-промысловой матариал позволяет уточнить проектные сроки с учетом реального состояния разработки,направлений магистрального транспорта газа и характеристик головной компрессорной станции ГКС .Согласно схеме расположения УКПГ,внутрипромысловых коллекторов и ГКС транспорт газа с

Ямбургского месторождения идет в двух направлениях. Первое направление на Елец,куда поступает газ с УКПГ-1,2,3,4. Второе направление на Тулу,транспартирующее газ с УКПГ5,6,7.Относительно ГКС УКПГ-2-5, 3-6, 4-7 удалены примерно на одинаковые расстояния составляющие 10,9-11,8 км для УКПГ-2,5, 20-25 км для УКПГ-3-6 и 35-36 км для УКПГ-4,7.

Такая схема расположения УКПГ при сопоставимых годовых объемах добычи предполагает примерно одинаковые потери даления во внутрипромысловых коллеторах от УКПГ до ГКС. Проектом придусмотрено строительство ДКС до установки подготовки газа.Поэтому условием, определяющим их ввод,является равенство давлений после системы добычи газа, его сбора и подготовки,внутрипромыслового транспорта и минимального давления на приеме
ГКС. В районе любого УКПГ должно соблюдаться следующее равество Рпл t – Рскв t -Ршл t – Рукпг t – Ркол Рmin ГКС где Рпл t – текущее пластовое давление в районе i УКПГ Рскв t – потери давления на забое и в стволе эксплуатационной скважины Ршл t – потери давления в газосборных шлейфах Рукпг t – потери давления в системе подготовки газа

Ркол – потери давления в межпромысловых коллекторах. Поквартальный и годовой анализ динамики потерь давлений от УКПГ до ГКС дает основание для следующих основных заключений 1 в процессе разработки отмечается общая тенденция к снижению потерь давления 2 начиная с середины 1991 г, последние начинают стабилизироваться, что позволяет установить средние величины для системы внутрипромыслового транспорта 3 по мере удаления

УКПГ от ГКС потери давления возрастают. Величина потерь в системе подготовки газа,как показывает опыт разработки всех эксплуатируемых сеноманских месторождений, составляют 0,2 – 0,3 Мпа. В нижеследующей таблице приведены осредненные потери давления УКПГ-2, для оценки сроков ввода ДКС. Таблица 2.10.1. Параметры УКПГ-2 Потери давления в шлейфах и УКПГ,МПа 0,40- 0,55 0,49

Потери давления в меж.промысловом коллекторе,МПа 0,38 Примечание 0,47 – 0,56 – интервал изменений потерь давления 0,55 – средние значения потерь давления Совокупный анализ затрат пластовой энергии в системе внутрипромыслового сбора, подготовки и транспорта газа позволил оценить предельные величины устьевых давлений по УКПГ, обеспечивающих безкомпрессорную добычу газа с учетом возможностей

ГКС, оснащенной компрессорными агрегатами ГТН-16 с минимальным давлением на приеме 5,4 МПа. В таблице 2.10.2. приведены значения,ниже которых необходим ввод ДКС. Предельные значения устьевых давлений по УКПГ-2 Таблица 2.10.2. Параметры УКПГ Устьевое давление, МПа 6,3 Используя величины рассчитанных предельных значений на зонной газодинамической модели рассчитаны показатели
разработки УКПГ Ямбургского месторождения при проектных уровнях отбора. Результаты расчета представленные в таблице 2.10.3. показывает,что в пректном варианте разработки на Елецком направлении ДКС потребуется вводить в следующий срок УКПГ-2 декабрь 1996года. Сопоставление проектных и рассчитанных сроков ввода ДКС указывает на некоторые отличия в сторону продления периода безкомпрессонной добычи .

Сопоставление сроков безкомпрессорной эксплуатации приведен в таблице 2.10.3. Таблица 2.10.3. Сроки безкомпрессорной экслуатации,годы УКПГ-2 Проектный 7 Расчетный 9 Наблюдаемые отличия являются следствием как геологических тах и технологических факторов.К геологическим относится характер распределения коллекторских свойств и дренируемых запасов . Наиболее рельефно они проявились на УКПГ-2,характеризующейся наибольшими дренируемыми запасами из

всех действующих УКПГ,наименьшими затратами пластовой энергии. Первоочередной ввод этого района в эксплуатацию способствовал вовлечению в активную разработку не только запасов собственно УКПГ-2 и частично УКПГ-3 3.Определение запасов газа в зоне дренирования УКПГ-2 3.1.Определение запасов газа объемным методом Главтюменьгеологией запасы газа сеноманской залежи были подсчитаны по состоянию изученности месторождения

на 1.02.83 г. К утверждению представлялись запасы в количестве 3309,2 млрд.м3 по категории В, 2170,7 млрд.м3 по категории С1 и 73,2 млрд.м3 по категории С2. В процессе доразведки запасы были пересчитаны с учетом уточненных структурных построений в северной части залежи, уменьшения средней газонасыщенной мощности на 2 , уточненных ГКЗ СССР коэффициэнтов пористости и газонасыщенности, равных соответственно 0,30 и 0,74.
Кроме того, по решению ГКЗ СССР запасы газа переведены из категории В в категорию С1, а запасы газа категории С2 в северной части залежи переведены в категорию С1. 3.1.1 Характеристика исходной информации Исходной информацией для подсчета запасов газа являются результаты геофизических, геохимических исследований, обработки кернов в разведочных, наблюдательных и эксплуатационных скважинах. Границу залежи устанавливают по градиенту изменения зффективной толщины

пласта в профиле не менее чем из трех скважин. Если этот градиент установить не удается, то линию нулевой толщины проводят по середине расстояния между скважинами, вскрывшими и невскрывшими пласт. По геологическим параметрам отметки кровли, начального ГВК, пористости, газонасыщенности и песчанистости строятся карты распространения их по площади методами интерполяции. Для подсчета запасов используются следующие параметры, характерные для данного пласта

За величину начального давления принято пластовое давление на плоскости -1120м, рассекающей газонасыщенный поровый объем пополам, которое равно 122.15 атм. Нормальное атмосферное давление принято 1.033 атм, стандартная температура 293 К. Среднее значение пластовой температуры Tпл вычисляется по данным замеров в скважинах для отметки -1120 м и равно 304K. Коэффициент сверхсжимаемости газа Z определяется по экспериментальным кривым, по которым подбирается

полином ,описывающий его изменение в реальных условиях для постоянных значений пластовой температуры при незначительном содержании примесей в газе . Газ сеноманской залежи метановый 95.4-99.3 с незначительным содержанием азота 0.6-3.73 и углекислого газа 0-1.22 . Сероводород в газе отсутствует. Относительная плотность газа по воздуху 0.563. Для сеноманской залежи Ямбургского месторождения полином для определения коэффициента сверхсжимаемости
имеет вид Z aP bP g где a 0.056, b – 0.0018, g 0.999 Подсчетные параметры отметка кровли, начального ГВК, пористости, газонасыщенности и песчанистости , переменные по площади залежи, используются в подсчете запасов в виде сеточных функций поверхностей . 3.1.2 Площадь газоносности Достоверность определения площади газоносности для массивных залежей, когда коллекторы имеют повсеместное распространение, зависит прежде всего от достоверности структурной карты,

построенной по кровле продуктивных коллекторов, а также от точности определения уровня ГВК в залежи. Использованная в качестве структурной основы при построении карты по кровле коллекторов сеномана сейсмическая карта по опорному отражающему горизонту Г масштаба 1 100 000 выгодно отличается от карты, использованной при подсчетах 1973г. и 1976г во-первых тем, что в основе построения ее лежат характеризующиеся большей точностью детальные работы

МОВ ОГТ, во-вторых значительно более высокой точностью структурных построений. Среднеквадратичная погрешность структурных построений составила -7.4м При принятом сечении изолиний через 25 метров это гарантирует высокую точность определения объема и площади залежи. По данным разведочных и первых эксплуатационных скважин начальное положение ГВК 2,3,5 фиксировалось в пределах отметок 1157-1176м.

В схематическом плане – это плоскость, которая сечет массив залежи по наклону с юго-запада на северо-восток от абсолютных отметок 1162м УКПГ-1,2 , 1164м УКПГ-3,5,6 до 1168-1170 м УКПГ-4,7 . Граница подъема ГВК имеет тесную связь с условиями проницаемости в зоне ГВК. На основе проведенного литолого-фациального анализа в модель

ЭВМ внесены параметры коллекторов резервуара залежи. Фрагмент карты-среза на уровне начального положения гвк в пределах эксплуатационной зоны УКПГ-2 приведен в графическом приложении. Таким образом, площадь газоносности в пределах контура ГВК составила в целом по залежи – 4879.95 кв.км в том числе площадь категории В – 1442.95 кв.км. площадь категории С1 – 3091.6 кв.км и площадь категории
С2 – 345.4 кв.км. Площадь газоносности в пределах эксплуатационной зоны УКПГ-2 составила 484 кв.км по категории С1. 3.1.3.Газонасыщенная мощность коллекторов Определение мощности газонасыщенных коллекторов производилось в каждой скважине по материалам промысловой геофизики с учетом данных вынесенного керна и результатов испытания скважин. Для удобства обработки промыслово-геофизических материалов по каждой скважине в масштабе 1 200 составлены

геолого-геофизические разрезы продуктивной части сеномана. Увязка керна с каротажем производилась по наиболее четким реперам глинистые, карбонатные пласты, либо мощные пласты чистых песчаников . При увязке керна с каротажем учитывались физические свойства пород. Выделение проницаемых пластов по данным ГИС производилось по качественным признакам с использованием стандартного комплекса методов микрозондирования, ПС, каверномера,

БК, малых зондов БКЗ, НКТ и НГК. По этим методам проницаемые пласты отличаются отрицательными амплитудами ПС, положительными приращениями на микрозондах, наличием глинистой корки против интервалов пластов, повышенными показаниями НГК и НКТ. Из выделенных по названному комплексу интервалов по данным фокусированных и микрометодов исключались карбонатные прослои. Кроме того для обоснования выделения эффективных мощностей использованы результаты метода двух растворов, проведенного в скв.48, а также новых методов, выполненных

в скв.118, 120, 125, 133 и очень интересные результаты проведения газодинамического каротажа в скв.438 однотипной залежи Медвежьего месторождения. Выделенные с учетом использования вышеуказанных методов эффективные мощности практически ближе к выделяемым по стандартному комплексу и, таким образом, имеется резерв увеличения эффективного объема, который может быть реализован в процессе разработки. Отбивка кровли и подошвы проницаемых прослоев производилась с точностью 0.2м, таким образом мощность
минимальных прослоев составляет 0.4м. Исходя из суммарных газонасыщенных мощностей по скважинам, для определения эффективного объема залежи до ГВК построена карта равных газонасыщенных мощностей. Поскольку залежь газа массивная, а коэффициэнт песчанистости по скважинам изменяется в довольно узком интервале, то построенная карта равных газонасыщенных мощностей во многом повторяет структурную карту по кровле коллекторов. По карте равных газонасыщенных мощностей до

ГВК1 общепринятым способом путем умножения площади каждой площадки на соответствующую ей среднюю мощность и последующего суммирования объема площадок в соответствии с выделенной категорией запасов, определен объем газонасыщенных коллекторов и средняя газонасыщенная мощность. Площадь каждой площадки определялась планиметрированием в две руки. Значения средней газонасыщенной мощности коллекторов приведены в сводной таблице подсчета запасов.

3.1.4 Коэффициент открытой пористости коллекторов Несмотря на то, что в сеноманских отложениях Севера Тюменской области к настоящему времени выявлено свыше 25 залежей газа с суммарными запасами около 20 трлн.м3, исследованы тысячи образцов керна, проинтерпретированы каротажные материалы многих сотен скважин, достоверное определение одного из важнейших параметров подсчета запасов газа – коэффициэнта пористости

остается сложным и трудоемким. Средняя пористость сеноманской залежи Ямбургского месторождения определена следующими способами 1. По анализам керна всех скважин. При этом средне взвешенная по мощности пористость составила по старым скважинам, пробуренным до 1976 года – 28,9 , по новым скважинам – 32,5 . 2. Средневзвешенная по 5 скважинам величина пористости, определенная по.интерпретации геофизики
– 32 . 3. Пористость, определенная по связи Кп f Рп , составила в среднем 31 . 4. Пористость определенная по зависимости Кп f a пс , равна 31,2 . Все эти значения внесены в информационную базу данных ЭВМ . В настоящей работе для определения коэффициента пористости при расчете на ЭВМ используется следующий метод Кп 15.29 7.88 lg Ро 3.1.5

Коэффициент проницаемости Проницаемость для коллекторов сеноманской залежи Ямбургксого месторождения определялась как в лабораторных условиях по керну, так и по результатам гидродинамических исследований на стационарных режимах фильтрации. Величины коэффициэнта проницаемости, определенные по результатам газогидродинамических исследований, рассчитывались по следующей формуле К 12.18 х М х Тпл. х Z а х h х Ln х Rк Rcкв , где К – коэффициэнт проницаемости в

Дарси м – вязкость газа, сантиПуаз Тпл-пластовая температура, Кельвин Rк- радиус контура испытания h – работающая мощность в интервале перфорации а – фильтрационный коэффициэнт. Значения проницаемости, полученные данным методом, изменяются в широком диапазоне от 45.8мД R 200м в скважине 1 до 3330.9мД R 200м в скважине 24 Харвутинской площади. В целом, из анализа имеющихся данных по проницаемости пород-коллекторов сеноманской

залежи Ямбургского месторождения следует, что коллекторы сеноманских отложений обладают высокими фильтрационными свойствами, о чем свидетельствуют высокие дебиты газа, полученные при испытании скважин, а также быстрое восстановление статического давления. При расчете на ЭВМ проницаемость определялась по установленной зависимости lg Кпр. -0.06 0.11 Кп.эф. На карте среза показывалось распределение пород по проницаемости.

3.1.6 Коэффициэнт газонасыщенности Наиболее распространенной стандартной методикой определения коэффициента газонасыщенности является оценка его через параметр насыщения с использованием зависимостей Рп f Кп и Рн f Кв . Для определения Кг по стандартной методике необходимо подобрать соответствующую степени насыщенности минерализацию пластовой воды, что является очень сложной задачей. В то же время накопленный по месторождениям Западной
Сибири значительный объем данных по скважинам, пробуренным на нефильтрующихся растворах, свидетельствует, что более достоверные определения Кг можно выполнить по графикам зависимости рп от объемной влажности. Использование этого способа исключает необходимость определения минерализации и р связанной воды. Расчет величины объемной влажности и коэффициэнта газонасыщенности в среднем для залежи выполнен исходя из использования зависимостей Рп f Wв для двух зон с различной минерализацией внутриконтурных вод по

данным скв.41 и дифференциации коллекторов сеномана по литотипам. Cреднее значение величины газонасыщенности по залежи составило 75.5 . Параллельно выполнены два способа контрольной оценки газонасыщенности 1.С использованием зависимости Ро f Wв , построенной по результатам измерения пористости и удельного электрического сопротивления в камерах высокого давления. 2.Прямым методом по данным керна скважины 41, пробуренной на

РНО. По первому способу получена величина средней газонасыщенности коллекторов сеноманской залежи, равная 77.4 . По данным определения остаточной воды по Заксу в керне скважины 41 среднее значение остаточной воды составляет 23.2 среднеарифметическое . Средневзвешенное значение остаточной воды по Заксу для залежи в целом, определенное путем взвешивания средних значений по литотипам коллекторов с учетом суммарной эффективной мощности каждого типа, составило 24.5 .

Таким образом, полученные по двум параллельным способам оценки средней газонасыщенности коллекторов сходятся с основной. Исходя из вышеизложенного, при подсчете запасов газа в сеноманской залежи коэффициэнт газонасыщенности принят на основании определения по зависимости Рп f Wв , полученной экспериментально при минерализации насыщающей воды 17 г л. Определение выплнено для средней пористости коллекторов этой зоны, равной 32 определена по
ПС . По результатам выполненных расчетов коэффициэнт газонасыщенности для слабогазонасыщенной зоны принят равныи 0.47. 3.1.7. Начальное и конечное пластовое давление На уровне ГВК пластовое давление в залежи соответствует гидростатическому. Величина начального Рпл. в каждой исследованой скважине определялась на середину интервала перфорации расчетным путем по статическому давлению на устье остановленной скважины.

Учитывая значительную высоту залежи в сеномане 210 м , среднее начальное пластовое давление в каждой скважине было пересчитано на условную поверхность, отстоящую от уровня ГВК на 1 3 высоты. Эта поверхность находится на гипсометрическом уровне – 1100 м. При подсчете запасов в качестве среднего начального давления принято среднеарифметическое из значений в каждой скважине, приведенных к отметке –

1100 м. Оно равно 117,4 кгс см2 или 113,9 физ.ед. Для подуктивной толщи сеномана по данным исследования проб газа приняты соответственно псевдокритичекое давление, псевдокритическая температура и плотность газа. Устьевая температура принята 0 оС, пластовая – взята по замерам на отметке середины интервала перфорации. Конечное пластовое давление рассчитывается на момент, когда давление на устье скважины после извлечения

промышленных запасов газа составит 1 кгс см2. Величина конечного пластового давления рассчитана по формуле , где е – основание натуральных логарифмов, равное 2.71828 y – плотность газа по воздуху, равная 0.56 Н – средняя глубина скважины до уровня продуктивного горизонта в см, равная 113500см. Отсюда Рк 2.71828 1293 х 10 -9 х 0.56 х 113500 1.082 кгс см2 или 1.06 физ.ат. 3.1.8 Поправка на температуру Вводится в подсчетную формулу для приведения объема газа к стандартной
температуре t ст и равна F T t ст. Т t пл где Т – абсолютная температура 273 оК t ст стационарная температура 20 оС t пл средняя пластовая температура в залежи. Средняя пластовая температура определена по геотермограмме на уровне а.о. -1100м. Отсюда F 273 20 273 27 0.98 Поправки ан и ак на отклонение свойств углеводородных газов от закона Бойля-Мариотта учитывают величину сверхсжимаемости газа при начальных и конечных пластовых условиях

а 1 Z и рассчитаны, исходя из среднего состава газа, принятого среднего начального пластового давления в залежи 117.4 кгс см2 и средней пластовой температуры на отметке 1100 м 27 оС или 300 К . Приведенные значения давления и температуры Рпр. и Тпр. определены с учетом средних по залежи значений псевдокритического давления и температуры Рс. и Тс рассчитанных по имеющимся анализам газа и равным

Рс 45.72 кгс см2 и Тс 190.49 оК. Отсюда Рпр. 117.4 45.72 2.57 Тпр. 300 190.49 1.57 В соответствии с полученными Тпр. и Рпр. величина Z по графику Брауна составила 0.838 ан 1 0.838 1.19. Величину поправки а к принимаем равной 1, т.к. при Ркр. 1ата, Z практически равен 1. 3.1.9. Суть расчета начальных запасов газа объемным методом на сеточной

модели ЭВМ Сущность объемного метода заключается в определении объема сво-бодного газа, приведенного к стандартным условиям, в насыщенных им объемах пустотного пространства пород коллекторов залежи. Основой метода является построение сеточных функций массивов следующих параметров отметок кровли, начального положения ГВК, коэффициентов пористости, песчанистости и газонасыщенности. Основные данные по скважинам Ямбургского месторождения, используемые при подсчете запасов газа, определяются
по методике, принятой в ТюменНИИГипрогазе. Сеточная модель позволяет охватить и учесть все факторы, влияющие на разработку, и является ключом решения проблемы оптимизации, регулирования и управления разработкой месторождения она дает надежные результаты по определению показателей разработки на перспективу в условиях интенсивного тобора газа, что особенно важно на крупных месторождениях, так как дает возможность точно определить сроки ввода ДКС, объем дополнительного бурения и своевременно принять меры для повышения

газоотдачи залежи. Для оценки точности подсчета запасов газа объемным методом необходимо знать ошибки определения контура газоносности, начального положения ГВК, пористости и газонасыщенности. Информация, представляемая ТюменНИИГипрогазом для моделирования, оценивается по точности. Среднеквадратичные ошибки в определении параметров подсчета запасов газа не превышают допустимых на

стадии опытно-промышленной эксплуатации месторождения Задача построения поверхностей параметров пласта делится на два этапа построение триангуляционной сетки и аппроксимация ее равномерной прямоугольной сеткой. Примененный при моделировании пластов алгоритм триангуляции заключается в следующем. Все точки скважины в области соединяются между собой отрезками.

Затем отрезки попарно проверяются на пересечение. Если отрезки пересекаются, то выбирается тот из них, который обеспечивает деление четырехугольника, образованного двумя парами вершин на более равносторонние по указанному выше критерию, другой отрезок становится запрещенным и в дальнейшем сравнении не участвует. Такая выбраковка отрезков позволяет свести зависимость затрат времени

Т на триангуляцию от числа точек K 5 24 2 к квадратичной форме Т К , а не факториальной T К Программа отдельно обрабатывает более сложные случаи выбраковки таких, как, например, при соосности отрезков или их паралельности осям прямоугольной области. Итогом триангуляции является полученный набор разрешенных отрезков, образующих оптимальную по выбранному критерию треугольную сетку, ячейками которой являются произвольные треугольники.
Далее на прямоугольной области рассматриваемого пласта строится прямоугольная сетка с числом узлов по вертикали и горизонтали соответственно -93 и 27. Те узлы, которые попадают в одну треугольную ячейку, соответствующую проекции наклонного треугольника в трехмерном пространстве на плоскость прямоугольной области, интерполируются этим треугольником. После определения во всех узлах прямоугольной сетки значений параметра пласта соответствующая сеточная

функция считается построенной и записывается в базу данных. Таким образом строились все поверхности пластовых параметров. 3.1.10. Расчет начальных запасов газа эксплуатационной зоны УКПГ-2 по сеточным данным на ПЭВМ Формула расчета начальных запасов по сеточным данным имеет вид где aо – коэффициет газонасыщенности Hij – эффективная газонасыщенная толщина

Mij – коэффициент пористости ij – узел разностной сетки n – число узлов сетки Pн – начальное пластовое давление z Pн – коэффициент сверхсжимаемости То – стандартная температура Тпл – пластовая температура Ро – атмосферное давление dx – шаг сетки по оси X dy – шаг сетки по оси Y. Cуммирование проводится для всех узлов разностной сетки внутри внешнего контура газоносности.

После суммирование по выбранной группе узлов скважин эксплуатационной зоны УКПГ-2 получено значение начальных запасов всего 670.5 млрд.м3, по С1. Таблица 3.1.1. параметров подсчета запасов по разведочным и эксплуатационным скважинам Таблица 3.1.1. N скв. К прон. Абс.отм.кровли Нач.ГВК Н полная Н эффект К прон. х Н эффект К прон. х Н эффект

К газ х К пор. х К песч. 1 1.17 967.4 1166 194.4 149.0 174.3 39.6 0.205 2050 1.26 969.1 1163 193.2 172.6 117.4 47.6 0.246 2020 3.00 1026.0 1160 133.6 109.2 3.27 13.7 0.103 2082 1.30 657.3 6161 158.6 157.2 204.3 42.9 0.270 2120 1.76 957.4 1160 191.2 175.2 308.3 50.9 0.268 2030 0.89 1015.0 1165 138.8 128.1 114.0 32.0 0.230 2104 0.66 1004.0 1164 158.2 108.6 71.6 25.1 0.158 2150 1.35 978.2 1163 183.8 129.0 174.1 35.6 0.193 2115 1.11 986.5 1163 176.4 104.6 116.1 27.1 0.153 270 0.97 1024.0 1162 137.4 105.4 102.2 26.9 0.197 2140 1.33 994.6 1163 168.8 136.4 181.4 21.4 0.224 3.1.11. Обоснование категорийности запасов В соответствии со степенью изученности согласно Инструкции по применению классификации запасов к месторождениям нефти игорючих газов 1971г запасы газа в сеноманской залежи классифицированы по категориям В,С1 и С2. К категории В отнесены запасы центральной, наиболее плотно разбуренной и хорошо изученной
по параметрам части залежи, в пределах многоугольника в контуре скважин 9, 2020, 24, 2050, 2082, 1, 2099, 2150, 2104, 2140. На этой площади пробурено 20 скважин, в 12 из них отобран керн, в том числе в скв. По керну, отобранному из скважин, расположенных на площади категории В, выполнен основной объем более 75 определений коллекторских свойств, гранулометрического состава, описания в шлифах и других видов лабораторных исследований керна.

Нижнее ограничение объема категории В принято по уровню ГВК1, уверенно определяемому по комплексу ГИС и испытанию. Коллекторы залежи охарактеризованы испытанием в интервале а.о 967-1158.7 м, при этом из общего числа испытания 16 объектов подавляющее большинство приходится на нижнюю половину залежи, где сконцетрированы основные запасы. Полученные данные испытания достаточно уверенно характеризуют продуктивность коллекторов.

Рабочие дебиты в процессе испытаний для узких интервалов перфорации не более 17 м с учетом проведенных работ на вынос порды характеризуются величиной 750 тыс.н.м3 сут. Сравнение продуктивности разведочных и эксплуатационных скважин как на Ямбургском, так на Медвежьем и Уренгойском месторождениях, показывает, что дебиты эксплуатационных объектов значительно выше разведочных, как за счет снятия влияния скин-эффекта , так и за счет расширения работающих

интервалов и, как правило, превышая 1 млн.н.м3 сут достигают 2-2.5 млн.н.м3 сут. Химический состав газа на площади категории В, как и залежи в целом стабилен и изучен достаточно полно. В настоящее время исследования на газоконденсатность в сеноманских залежах не проводятся в виду отсутствия необходимости таковых залежь состоит из сухого газа . В валанжинских же отложениях ежемесячно проводятся плановые газоконденсатные исследования с целью изучения
изменения потенциала С5 в залежи во время разработки. К категории С1 отнесены запасы газа в пределах основной остальной части площади внутри контура ГВК1, учитывая высокую точность сейсмической карты по отражающему горизонту Г , послужившей основой для подсчетного плана. Так как среднеквадратическая погрешность определения кровли коллекторов сеномана по сейсмике равняется в среднем –

8м, на участках залежи, не охарактеризованных бурением, в пределах контура ГВК1 из категории С1 исключена прилегающая к нему полоса, сответствующая СН 20м, или 2.5 – кратному учету допустимой погрешгости по данным сейсмических построений. Нижнее ограничение объема категории С1 также принято по уровню ГВК1 и определяется уверенно по ГИС и испытанию. Площадь категории

С1 достаточно плотно изучена бурением. В комплексе со скважинами категории В в достаточном объеме изучены коллекторские свойства, физико-химическая характеристика газа и другие подсчетные параметры. В настоящее время к этой категории отнесены и запасы эксплуатационной зоны УКПГ-2, что является сейчас неверным, т.к. площадь зоны практически полностью разбурена. Рекомендуется перевод в категорию В. К категории С2 отнесены запасы нижней, слабогазонасыщенной зоны

залежи в пределах контуров ГВК1 и ГВК2. В процессе разработки залежи эта зона служит источником подпитки вышележащих коллекторов. Сравнение подсчитанных запасов газа с ранее представляемыми в ГКЗ СССР Сравнение запасов газа сеноманской залежи Ямбургского месторождения, подсчитанных в настоящее время с запасами, утвержденными в ГКЗ СССР по состоянию на 1.01.1983г. приведено в таблице.

Сравнительно с подсчетными параметрами и запасами, утвержденными ГКЗ СССР в 1986г получены значительные изменения в оценке основных подсчетных параметров и, соответственно, запасов газа промышленных категорий, а также категории С2. Изменения в оценке подсчетных параметров вызваны получением дополнительной информации за прошедший период как по самому Ямбургскому месторождению, так и по аналогичным сеноманским залежам на других месторождениях.
После утверждения запасов Ямбургского месторождения в 1986 году на площади эксплуатационной зоны УКПГ-2 пробурено 48 скважин, материалы по которым использованы при пересчете запасов. Бурение новых скважин, особенно в центральной части залежи, где сконцентрированы основные запасы, значительно повысило степень изучения как по площади, так и по другим подсчетным параметрам, что послужило основой для перевода запасов из категории С1 в В. В настоящей работе проведен подсчет запасов по эксплуатационной

зоне УКПГ-2. Прежде всего следует напомнить, что ни в Проекте разработки, ни в протоколе ЦКР Мингазпрома деление на зоны не предполагалось. Впервые распределение запасов по зонам УКПГ приводится ТюменНИИГипрогазом в 1984 г. без выделения зон периферии. В дальнейшем и по настоящее время выделение периферийных и центральных зон производится

УФ ТюменНИИГипрогаза произвольно. Результат анализов расчетов запасов для всех зон можно охарактеризовать рядом, в котором суммарные доли запасов высокого и очень высокого качества расположены в порядке убывания Таблица 3.1.2. УКПГ-2 УКПГ-3 УКПГ-5 УКПГ-6 УКПГ-1 УКПГ-7 УКПГ-4 62 52 50 36 35 34 26 Таким образом, зона УКПГ-2 обладает лучшими запасами по качеству коллекторов, так как расположена она в центральной части залежи.

Основные изменения по параметрам произошли в величинах открытой пористости увеличилась на 14.8 относительных по сравнению с 1976г. и газонасыщенности на 12 , причины изменения подробно рассмотрены в соответствующих главах. Коэффициент пористости принят равным 0.31, что на 6.4 выше, чем принятый на балансе. На 10.7 увеличился коэффициент газонасыщенности. 3.1.12.Сравнение начальных запасов газа по разрабатываемым зонам сеноманской залежи, подсчитанные различными методами
Таблица 3.1.3. Начальные запасы газа,млрд.м3 Наименование УКПГ Подсчитанные объмным методом Подсчитанные на моделях Принятые для проекта в 1986г. ВНИИГАЗом 1990г. ВНИИГАЗ в 1992г. П ЯГД в 1994г. В настоящей работы 1 688 517 771 569 2 733 733 421 462 670.5 3 663 630 487 631 4 600 618 516 563 5 617 527 428 470 6 605 483 405 530 7 594 618 606 710 710 Всего 4500 4126 363 3935 3935 Заключение Ямбургское месторождение открыто в 1969 году.

Залежь водоплавающая, размером 170 х 50 км, этаж газоносности 223.8 м. Общая площадь газоносности составила 4655 кв.км. Собственно Ямбургское поднятие с утвержденными в ГКЗ запасами в объеме 4100 млрд.м3 было введено в разработку в 1986 г. Добыча газа ведется из 600 эксплуатационных скважин через УКПГ и транспортируется по газопроводу. К настоящему времени участок эксплуатационной зоны

УКПГ-2 практически полностью разбурен эксплуатационными скважинами, что позволило несколько детализировать геологическую модель сеноманской залежи. В частности, было установлено, что отсутствие нижней региогальной стратиграфической границы и четко выраженных литологогеофизических реперов не позволяет скоррелировать разрез даже в пределах одного месторождения по обычно принятой стратиграфической основе. Поэтому для корреляции продуктивного разреза сеномана был применен фациально-циклический метод с выделением

циклов на генетической основе. Литологические циклы пород, слагающие циклы, выделены по стандартному и радиоактивному каротажу с привязкой кернового материала, шлама и других материалов. Площадное распространение тел различного литологического состава на различных уровнях наглядно демонстрирует карта среза, показывающая развитие литологических окон, по которым облегчено продвижение пластовых вод при отборе газа. аким образом, существенным представляется вывод о том, что детализация геологического
строения продуктивной толщи сеномана важна на каждом этапе освоения месторождения и, при достаточном фактическом материале может служить основой не только качественных характеристик, но и количественных подсчетов. Подсчитанные в настоящей работе начальные запасы газа эксплуатационной зоны УКПГ-2 составили 670.5 млрд.мз против проектных 733 млрд.мз. Такое несоответствие указывает на то, что для оптимальной разработки этой зоны необходимо уменьшить

отбор газа в , в противном случае возможно скорое обводнение залежи, а следовательно, потребуется досрочный ввод ДКС. Таким образом, на основании выполненного объема работ по подсчету запасов эксплуатационной зоны УКПГ-2 сеноманской залежи были выявлены отклонения от проекта разработки, а также несоответствие заданных параметров и показателей разработки. Все это указывает на то, что уже сейчас необходимо приступить к составлению корректив к проекту разработки сеноманской залежи

Ямбургского месторождения.