Ямбургское месторождение

4.Состояние разработки ямбургского гкм.

Физико-химическая характеристика газа изучена достаточно полно по данным анализа 27 проб , отобранных при исследовании 24 скважин. Причем, на долю газа Ямбургской площади приходится 25 проб, Харвутинской -2 пробы. Данные анализа лабораторных исследований приведены в таблице 4.1

Таблица 4.1

Анализ лабораторных исследований.

Кол-во			Плотность		Крит.	пар-ры
Иссл.скв.	Э.О.	Годы	отн.	кг/м3	Ркр, МПа	Ткр, К
1	2	3	4	5	6	7
17	II	89	0.675	0.814	4.650	208.76
6	II	90	0.670	0.807	4.650	207.85
6	II	91	0.677	0.816	4.645	208.85
8	II	92	0.679	0.817	4.648	209.21
8	II	93	0.668	0.804	4.659	207.54
9	II	94	0.661	0.796	4.661	206.34
9	II	95	0.665	0.800	4.665	207.16
8	II	96	0.668	0.804	4.665	207.66
3	I	89	0.707	0.852	4.626	212.89
5	I	90	0.696	0.839	4.631	211.35
1	I	91	0.698	0.841	4.634	212.14
12	I	92	0.698	0.841	4.633	212.25
1	I	94	0.706	0.850	4.618	210.70
3	I	95	0.706	0.791	4.620	210.80
4	I	96	0.699	0.842	4.625	210.10

Таблица 4.2

Углеводородный состав пластового газа.

Кол-во
Иссл.скв.	Э.О.	Годы	C1	C2	C3	iC4	nC4	C5+
19	II	89	90.64	4.68	1.82	0.34	0.42	2.10
6	II	90	91.30	4.16	1.72	0.36	0.41	2.07
6	II	91	90.97	4.14	1.74	0.36	0.46	2.34
8	II	92	90.46	4.72	1.89	0.35	0.43	2.17
8	II	93	90.77	4.44	1.77	0.38	0.50	1.74
9	II	94	91.46	4.05	1.65	0.31	0.43	1.68
9	II	95	90.77	4.58	1.73	0.36	0.46	1.60
8	II	96	90.55	4.70	1.79	0.37	0.48	1.64
3	I	89	89.50	4.11	2.14	0.59	0.54	3.11
5	I	90	90.90	3.88	1.92	0.49	0.43	2.38
1	I	91	89.43	4.64	1.82	0.63	0.61	2.87
12	I	92	89.41	4.38	2.20	0.60	0.54	2.86
1	I	94	88.92	3.71	2.11	0.53	0.51	2.79
3	I	95	88.28	4.15	2.09	0.67	0.61	2.54
4	I	96	88.67	4.12	2.03	0.66	0.59	2.41

Сеноманская залежь.

По состоянию на 01.01.1998 года на Ямбургском месторождении работали 8 УКПГ, фонд действующих скважин составлял 686 единиц.

С начала года суммарный отбор из сеноманских скважин составил 159.25 млрд.м³ газа; с начала разработки отобрано 1593.3 млрд.м³ или 31.4% от начальных запасов. Начальные и текущие запасы представлены в таблице 3.1

На 01.01.1998 года на Ямбургском ГКМ разбурен практически весь фонд эксплуатационных скважин (исключение составляет лишь Харвутинский участок месторождения). Практически по всем УКПГ фактические показатели разработки (среднесуточные дебиты, отборы и, особенно, пластовые и устьевые давления) не соответствуют проектным. Это связано, в первую очередь с непроектными (повышенными) отборами в начальный период разработки на ряде УКПГ и срывами ввода производственных мощностей (УКПГ, ДКС, межпромысловых коллекторов). Анализ дренируемых запасов по времени, по зонам УКПГ и по кустам представлен в таблице 3.2

Темп падения Р_пл по годам разработки представлен в таблице 4.3

Таблица 4.3

Начальные и текущие запасы

Месторождение,

Нач. запасы

Отбор газа млрд.м3

Текущие запасы

% отбора газа

Темп отбора

Площадь

С_1,млрд. м³

На 01.01.98 г.

млрд. м³

Ямбургское

(сеноман)

5071.5

1593.3

3482.4

31.4

3.1

Таблица 4.4

Дренируемые запасы , млрд м3.

УКПГ	01.92 г.	01.93 г.	01.94 г.	01.95 г.	01.96 г.	01.97 г.	01.98 г.
УКПГ-1	320	593	652	662	651	602	610
УКПГ-2	663	603	658	646	653	647	645
УКПГ-3	463	460	537	556	562	532	508
УКПГ-4	-	-	18	69	112	177	193
УКПГ-5	564	572	579	587	598	546	525
УКПГ-6	578	565	603	601	611	535	542
УКПГ-7	12	136	308	358	426	428	415
УКПГ-8	-	-	-	-	-	67	72
Месторождение	2900	2929	3355	3479	3613	3534	3510
Сум. Отборы	575	748	916	1090	1263	1431	1589

Таблица 4.5

Темп падения Р_пл по годам разработки

УКПГ	ТЕМП ПАДЕНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ
УКПГ	1991	1992	1993	1994	1995	1996	1997
УКПГ-1	6, 1	5, 7	4, 5	4, 6	4, 1	3, 5	4, 0
УКПГ-2	5, 5	6, 2	4, 3	5, 9	4, 3	4, 5	4, 3
УКПГ-3	7, 6	6, 0	4, 8	5, 0	4, 4	5, 0	3, 9
УКПГ-4	3, 6	2, 4	6, 1	5, 6	6, 6	8, 9	3, 2
УКПГ-5	6, 1	6, 6	4, 7	4, 8	4, 7	5, 0	4, 1
УКПГ-6	6, 1	6, 3	4, 7	5, 1	5, 3	6, 3	2, 9
УКПГ-7	3, 5	6, 5	5, 4	5, 0	4, 0	6, 4	5, 1
УКПГ-8	-	-	-	-	-	-	3, 0

Как видно из таблицы 4.3 темп падения пластового давления в целом за последнее время стабилизировался и в среднем составляет 0.38 МПа в год.

Карта изобар представлена в Приложение 1.

Сеноманская залежь в данное время разрабатывается в условиях упруго-водонапорного режима. Отмечается начало довольно высокого темпа подъема ГВК (до 4 м в год) в ряде кустов УКПГ-4, 7. На УКПГ-1 и 6 сложилась наиболее сложная ситуация с выносом воды, связанная со значительными трудностями в работе аппаратов осушки газа, а также утилизации выносимой на установки воды. Таким образом, при сопоставлении всех этих данных со сведениями по химическому составу проб жидкости отбираемой по скважинам, весь фонд скважин, выносящих воду можно подразделить на 3 группы:

1.Скважины выносящие в большом количестве пластовую воду (и как правило с большим выносом песка ) из нижних перфорационных отверстий за счет подъема ГВК. В этом случае необходимо проведение работ по установке цементных мостов.

2.Скважины, выносящие пластовую воду в небольшом количестве (по цементному камню, либо когда текущее положение ГВК приближается к искусственному забою), а также со значительным выносом мехпримесей. В этом случае необходимо ограничение дебитов и проведение работ по установке забойных фильтров.

3.Скважины, выносящие конденсационную воду – для лучшего ее выноса и нескапливания на забое – целесообразно увеличивать дебиты.

Таким образом, для последующей оптимальной эксплуатации при выполнении этих мероприятий ряд скважин на одном кусту в ряде случаев необходимо штуцировать. При этом подобными исследованиями должен быть охвачен весь фонд скважин.

Содержание