Электронный научный журнал

European Student Scientific Journal

ISSN 2310-3094

• Авторы
• Резюме
• Файлы
• Ключевые слова
• Литература

Закиев Д.Р. 1

---

1 ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет»

Небольшое газоконденсатное месторождение, входящее в состав Олимпийского лицензионного участка, в административном отношении расположено в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. 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 вовлечен. На месторождении пробурено восемь (№№ 835, 836, 838, 839, 843, 844, 845 и 867) разведочных и три (№№ 131, 132 и 233) эксплуатационные скважины. 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. 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.

Статья в формате PDF

382 KB

газоконденсатное месторождение

ачимовская толща

горизонтальная скважина

анализ разработки

дебит скважины

1. Оперативный подсчет запасов углеводородов Небольшого месторождения по состоянию на 01.12.2008 г., ОАО «СибНАЦ», 2008 г.

2. Гриценко А.И., Островская Т.Д., Юшкин В.В. Углеводородные конденсаты месторождений природного газа // М., Недра, 1983 г.

3. Гвоздев Б.П., Гриценко А.И., Корнилов А.Е. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Справочное пособие // М., Недра, 1988 г.

4. Зотов .Г.А., Алиев З.С., Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин // М., Недра, 1980 г.

5. Вяхирев Р.И., Коротаев Ю.П. Теория и опыт разработки месторождений природных газов. – М.: Недра, 1999. – 412 с.

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.

Библиографическая ссылка