Scientific journal

European Student Scientific Journal

ISSN 2310-3094

Небольшое газоконденсатное месторождение, входящее в состав Олимпийского лицензионного участка, в административном отношении расположено в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области.

В промышленную эксплуатацию месторождение введено в 2004 году на основании «Проекта пробной эксплуатации ачимовских отложений Небольшого месторождения» [1-5].

Нефтегазоносность месторождения приурочена к отложениям берриас-валанжина (ачимовская толща).

Накопленная добыча сухого газа по объекту Ач3 составила 383.4 млн.м3, стабильного конденсата – 114.6 тыс.т. Разработка объекта ведется на режиме истощения. Объект Ач2 в промышленную эксплуатацию не вовлечеЗа

На месторождении пробурено восемь (№№ 835, 836, 838, 839, 843, 844, 845 и 867) разведочных и три (№№ 131, 132 и 233) эксплуатационные скважины.

Скважина № 843

Как уже было отмечено выше, скважина № 843 введена в эксплуатацию в 2004 году. По различным причинам технического и разрешительного характера, до 2008 года эксплуатация скважины велась с перерывами (рисунок 1).

Рисунок 1 – Динамика основных показателей разработки скважины №843

В целом по скважине, по состоянию на 01.01.2013 г. накопленная добыча сухого газа составила 116.2 млн.м3, стабильного конденсата – 47.8 тыс.т, воды – 0.46 тыс.т. Максимальный уровень добычи газа и конденсата достигнут в 2008 году, 25.8 млн.м3 и 11.2 тыс.т, соответственно, когда скважина работала весь год практически без остановки.

Среднегодовой дебит газа, с начала полноценной эксплуатации скважины, имеет тенденцию к снижению, и с 2008 по 2012 гг. снизился на 71 % (с 71.0 тыс.м3/сут до 20.9 тыс.м3/сут), что в свою очередь обусловлено увеличением содержания воды в газе с 2 г/м3 в 2008 году до 75 г/м3 в 2012 году.

Конденсатогазовый фактор за период 2008-2012 гг. снизился с 408 до 195 г/м3.

Скважина № 132

Скважина № 132, согласно решениям действующего проектного документа, введена в эксплуатацию в 2009 году, со среднегодовым дебитом газа и конденсата 229.7 тыс.м3 и 70.9 тыс.т, соответственно. Начальный конденсатогазовый фактор составил 289 г/м3 (рисунок 2).

Рисунок 2 – Динамика основных показателей разработки скважины № 132

В целом, динамика дебитов газа и конденсата имеет тенденцию к снижению, и с 2009 по 2012 гг. дебит газа снизился на 24 % (с 229.7 тыс.м3/сут до 174.8 тыс.м3/сут), конденсата на 50 % (с 70.9 т/сут до 35.5 т/сут). Конденсатогазовый фактор за 2012 год составил 194 г/м3. Максимальный уровень добычи газа и конденсата, за счет большего отработанного времени, приходится на 2010 год, 70.3 млн.м3 и 18.8 тыс.т, соответственно. По состоянию на 01.01.2013 г. накопленная добыча сухого газа по скважине составила 262.0 млн.м3, стабильного конденсата – 65.7 тыс.т, воды – 0.12 тыс.т.

Скважина № 131

Скважина № 131 введена в эксплуатацию в октябре 2010 года, со среднегодовым дебитом газа и конденсата 236.8 тыс.м3 и 58.0 тыс.т, соответственно (время работы скважины составило пять суток). Начальный конденсатогазовый фактор составил 233 г/м3. Из эксплуатируемых на месторождении скважин, скважина № 131 характеризуется наихудшими показателями. Скважина работает в периодическом режиме, со среднегодовым коэффициентом эксплуатации 0.07-0.08 (рисунок 3).

Рисунок 3 – Динамика основных показателей разработки скважины № 131

Среднегодовой дебит газа и конденсата с 2010 г. по 2012 г. снизился на 75 % (с 236.8 тыс.м3/сут до 60.1 тыс.м3/сут) и 79 % (с 58.0 т/сут до 12.3 т/сут), соответственно. Содержание воды в газе в 2012 году достигло показателя в 14 г/м3. Максимальный уровень добычи газа и конденсата приходится на 2011 год, 2.1 млн.м3 и 0.5 тыс.т, соответственно. По состоянию на 01.01.2013 г. накопленная добыча сухого газа по скважине составила 5.1 млн.м3, стабильного конденсата – 1.1 тыс.т, воды – 0.03 тыс.т.

В соответствии с решениями действующего проектного документа, разработка объекта Ач3 ведется на режиме истощения. Начальное пластовое давление, определенное по результатам испытания пробуренных поисково-разведочных скважин, и принятое для проектирования в предыдущем проектном документе, составляет 48.1 МПа.

В процессе эксплуатации скважин, на объекте отмечаются высокие темпы снижения пластового давления. По состоянию на 01.01.2013 года среднее пластовое давление в зоне отбора, по данным промысловой отчетности, составляет 33.8 МПа (ниже начального на 30 %). Среднее пластовое давление в целом по пласту, относительно начального, снизилось на 13.1 % и составляет 41.7 МПа (рисунок 4).

Рисунок 4 – Динамика устьевого и забойного давления в зоне отбора

Оценка выработки запасов углеводородов проведена на запасы промышленной категории С1, утвержденные Роснедра в 2013 году (протокол № 18/402-пр от 02.09.2013 г на основании экспертного заключения ЭЗ № 211-13 оп от 06.08.2013 г).

Запасы газа и конденсата по Небольшому месторождению, приурочены к пластам Ач2 и Ач3. По состоянию на 01.01.2013 г. в промышленную эксплуатацию вовлечен только пласт Ач3, пласт Ач2 не разрабатывается.

На 01.01.2013 г. накопленная добыча газа по месторождению – 383.4 млн.м3, что составляет 13.9 % от начальных геологических запасов пласта Ач3 и 9.9 % от начальных геологических запасов месторождения в целом. Текущие геологические запасы газа категории С1 пласта Ач3 – 1075 млн.м3, месторождения в целом – 1380 млн.м3.

Накопленная добыча конденсата – 114.6 тыс.т. Отбор от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) пласта Ач3 составляет 19.2 %, месторождения в целом – 14.2 %. Текущий КИК по месторождению в целом – 0.077 д.ед., при числящемся на государственном балансе – 0.540. Текущие извлекаемые запасы конденсата – 693 тыс.т.

Средняя обводненность пластового газа за 2012 год составила 8.0 г/м3.

Основные показатели выработки запасов по объекту Ач3 и в целом по месторождению приведены в таблице 1.

С 2010 года по объекту Ач3 наблюдается снижение годовых темпов отбора газа, с 3.2 % в 2010 году до 2.6 % в 2012 году (рисунок 5). При годовом темпе отбора газа 2.6 % в 2012 году от начальных геологических запасов, кратность выработки, по объекту Ач3, составит 33 года.

Рисунок 5 – Основные показатели выработки запасов газа. Объект Ач3

За весь период эксплуатации в работе пребывало три скважины. Накопленная добыча газа на одну скважину составляет 127.8 млн.м3, конденсата – 38.2 тыс.т.

Существующим фондом скважин извлечь утвержденные запасы невозможно, необходимо бурение новых скважин.

Таблица 1 – Показатели выработки запасов углеводородов по пластам Небольшого месторождения (категория С1) по состоянию на 01.01.2013 г.