Максимальный отбор газа из газоконденсатных залежей достигнут в 1990 году и составил 37,19 млрд. м3 газа, а стабильного конденсата 4,53 млн. тонн. В процессе эксплуатации залежей, установлено, что при сложившемся отставании темпов освоения нефтяных оторочек, принятые уровни отбора газа отрицательно отразятся на величине нефтеотдачи оторочек, а также показателях добычи газа и конденсата. Поэтому в “Комплексном проекте разработки ...” (1991 год) с учетом утвержденных в 1989 году запасов пластового газа, вновь пересмотрены перспективные уровни его отбора. В частности, предусмотрено постепенное снижение годового отбора газа из месторождения с 36,5 млрд. м3 в 1991 году до 32,3 млрд. м3 в 1995 году при одновременном вводе в разработку газоконденсатных залежей I эксплуатационного объекта.
Средний темп отбора газа по месторождению уменьшен до 1,7 % от запасов, а по объектам эксплуатации до 1,5 - 2,0 % от запасов. На последующий период уровни отбора газа небыли утверждены, однако проектом предусматривалась их стабилизация с целью обеспечения постоянной добычи товарного газа в объеме 30 млрд. м3 в год. Данный уровень добычи газа, в связи с окончанием срока действия “Комплексного проекта ...” , принят и при планировании эксплуатации залежей на 1996 - 1997 года.
Во всех проектных документах, на ряду с отбором пластового газа, уточнялась и обосновывалась динамика отбора стабильного конденсата. Максимальная величина отбора конденсата из залежи была достигнута на пятый год разработки и составила 4.53 млн. тонн, после чего вследствие снижения темпов отбора газа и ретроградных пластовых потерь ежегодный уровень отбора конденсата непрерывно уменьшался до 2.69 млн. тонн в 1997 году при отборе пластового газа 30,24 млрд. м3 в год.
В 1995 году ООО “Газгерс” выполнил перерасчет запасов газа, конденсата и нефти объемным методом по разрабатываемым II, III и IV объектам (протокол “Комиссии по месторождениям и ПХГ” РАО “Газпром” № 1/95 от 20.11.1995 года), а НТЦ ДП “Уренгойгазпром” проведена оценка запасов газа, по методу материального баланса с использованием зонного моделирования. В результате получены, практически, одинаковые величины суммарных начальных запасов газа, которые оказались меньше утвержденных ГКЗ СССР на 18 % и составили соответственно 1357, 6 и 1355,7 млрд. м3 .
Отметим, что несмотря на сопоставимость запасов газа в целом по рассматриваемому комплексу пластов, наблюдается различие в их определении по объектам эксплуатации для различных участков месторождения, которые достигают 57.3 %. Учитывая недостаточную обоснованность при пересчете объемным методом приняты величины минерализации пластовых вод и, соответственно, распределение коэффициентов газонасыщенности по площади и по разрезу продуктивного комплекса, а также то обстоятельство, что запасы, определенные по методу материального баланса, подтверждены практикой разработки.
По I объекту эксплуатации дополнительная информация, полученная в ходе эксплуатационного разбуривания, также существенно изменила существовавшие ранее представления о геологическом строении залежей и запасы газа и конденсата, подготовленных к промышленной эксплуатации. Так на северном куполе суммарные запасы газа по основным пластам БУ 0, БУ 1-2 и БУ 5 сократились на 60,1 млрд. м3 (38 %) и составили 99,3 млрд. м3 против 159,5 млрд. м3 утвержденных ГКЗ СССР, а на южном куполе произошло увеличение запасов газа с 64,3 млрд. м3 до 72,6 млрд. м3 газа.
В целом величина запасов пластового газа залежей I объекта по месторождению сократилась по сравнению с утвержденными ГКЗ СССР с 223,9 млрд. м3 до 186,0 млрд. м3 или на 17 %. Уточненные величины запасов газа по залежам первого объекта прошли апробацию в ЦКЗ ГГК “Газпром”, по этому их величины приняты за основу для дальнейшего перспективного планирования добычи газа и конденсата.
По состоянию на 01.01.98 года дополнительно выявлены и частично подготовлены к промышленному освоению запасы конденсатосодержащего газа в нижележащих залежах продуктивных пластов БУ 15 и БУ16, проектирование разработки которых еще не осуществлялось. Залежи в этих пластах, учитывая близость фильтрационно-емкостных параметров пластов и физико-химических характеристик насыщенных их флюидов, предлагается рассматривать как отдельный самостоятельный V объект эксплуатации. Балансовые запасы газа и конденсата в этом объекте по категории С1 составляют соответственно 55,4 млрд. м3 и 130,0 млн. тонн.
В пределах лицензионного участка ДП “Уренгойгазпром” запасы газа и конденсата, подготовленные к разработке содержат только на отдельных пласта БУ 16 и составляют соответственно 50,3 млрд. м3 газа и 12,2 млн. тонн конденсата. Территориально эти участки расположены в непосредственной близости или частично примыкают к разбуренным и разрабатываемым зонам УКПГ - 1АВ, 2В и 5В.
Таким образом, с учетом пятого объекта, суммарные уточненные запасы пластового газа в залежах нижнемелового комплекса, рекомендуемые для дальнейшего рассматривания, составляют 1590,3 млрд. м3.
Представленные результаты свидетельствуют, что несмотря на несоответствие в годовых отборах газа по отдельным объектам эксплуатации в пределах различных зон месторождения, достигающие 80 %- 85 %, в целом по нижнемеловому продуктивному комплексу в 1995 - 1997 годах фактические годовые отборы газа сопоставимы с проектными величинами.
В настоящее время осуществляется наращивание отборов газа из первого объекта на УКПГ - 1АВ и УКПГ - 8В. Суммарные запасы газа предлагаемые в качестве основы для дальнейшего проектирования по вовлеченным в разработку газоконденсатным залежам I - IV объектов эксплуатации составляют 1511,7 млрд. м3. Исходя из этих запасов были определены фактические темпы отборов газа в период с 1991 - 1997 годов и их распределение по площади и разрезу нижнемелового комплекса .
Анализ представленных данных свидетельствует, что максимальный по месторождению темп отбора газа был достигнут в 1990 - 1991 годах и составил 2,9 % от начальных запасов. Как по площади так и по разрезу продуктивного комплекса отборы газа в указанный период распределялись неравномерно. Наиболее интенсивно вырабатывались запасы газа на УКПГ - 1АВ и УКПГ - 8В.
Принимая во внимание отобранное количество газа из залежей, находящихся в разработке, текущие запасы газа в залежах нижнемелового продуктивного комплекса (по состоянию на 01.01.98 года) составляют 1187, 7 млрд. м3 незначительная часть этих запасов (4,24 %) содержится в планируемом к вводу в разработку V эксплуатационного объекта (пласт БУ 16). Основная часть текущих запасов газа (40,88 %) сосредоточена во II эксплуатационном объекте, около трети запасов (28,94 %) приурочено к III объекту эксплуатации, а остальные запасы распределены между I и IV объектами, соответственно 14,73 % и 11,22 %. По площади месторождения текущие запасы газа распределены также неравномерно. Треть запасов 30,59 % приходится на УКПГ - 1АВ, по четверти - на УКПГ - 5В и УКПГ - 8В (соответственно 24,77 % и 25,67 %) и 18, 97 % - на УКПГ - 2В.
Сопоставление сложившихся темпов отбора газа с текущими запасами
свидетельствуют о необходимости перераспределения отборов газа как по площади
так и по разрезу нижнемелового продуктивного комплекса.
.4 Анализ разработки Уренгойского
месторождения
В структурном плане сеноманская залежь Уренгойского месторождения подразделяется на Уренгойскую, Ен-Яхинскую и Песцовую площади, объединенные общим контуром газоносности. В разработке находятся Уренгойская и Ен-Яхинская площади. Основные запасы газа Уренгойского месторождения сосредоточены на собственно Уренгойской площади -73,3 %, на долю Ен-Яхинской площади приходится 15,3 %, и Песцовой - 11,4 %.
Начальные запасы газа по Уренгойскому месторождению пересматривались в ГКЗ в 1970 г., 1979 г., 1989 г. Утвержденные запасы газа по площадям составляют:
Уренгойская площадь 5226,8 млрд.м3;
Ен-Яхинская площадь 1706,0 млрд.м3;
Песцовая площадь 739,2 млрд.м3;
Итого 7672,0 млрд.м3.
Подтвержденные разработкой и принятые для проектирования (протоколы ЦКЗ РАО “Газпром” от 31.03.95 года и № 37-р/97 от 12.08.97 года) запасы газа составляют:
Уренгойская площадь 4850,0 млрд.м3;
Ен-Яхинская площадь 1010,0 млрд.м3;
Песцовая площадь 758,5 млрд.м3;
Итого 6618,5 млрд.м3.
Промышленная эксплуатация сеноманской залежи Уренгойского месторождения начата в апреле 1978 года. Разработка осуществляется на основании «Проекта разработки сеноманской залежи Большого Уренгоя», выполненного ВНИИГазом и ТНГГ в 1998 году и утвержденного протоколом Комиссии по месторождениям и ПХГ РАО «Газпром» № 22-К/98 от 22.06.98 года.
Подготовка газа осуществляется на 14 УКПГ начальной проектной производительностью 235 млрд.м3, в работе 14 ДКС I очереди, 14 ДКС II очереди. В 1999 году завершено строительство II очередей дожимных компрессорных станций на месторождении.
С начала разработки из залежи отобрано 3974,8 млрд.м3 или 60,1 % от запасов, подтвержденных разработкой, в том числе:
Уренгойская площадь 3373,0 млрд.м3 или 69,5 %;
Ен-Яхинская площадь 601,7 млрд.м3 или 59,6 %.
Общий фонд скважин составляет 1282 единицы (увеличился в течение года на 24 ед.) , в том числе:
эксплуатационный 1047 скв.;
действующий 995 скв.;
бездействующие 27 скв.;
ожидающих подключения 25 скв.;
в консервации 9 скв.;
наблюдательные 133 скв.;
пьезометрические 47 скв.;
поглощающие 33 скв.;
ожидающих ликвидации 3 скв. ;
ликвидированы 10 скв.
Фактический действующий фонд ниже проектного на 63 скважины, в том числе по площадям:
Уренгойская площадь 22 скв.;
Ен-Яхинская площадь 41 скв.
Бездействующий фонд составляет 27 скважин, в том числе по причинам:
обводнение продукции 23 скв.;
низкие ФЕС 3 скв.;
технические причины 1 скв.
В консервации находится девять скважин по причине обводнения продукции.
В течение 1999 года отбор газа в целом по месторождению составил 166,9 млрд.м3, что выше проектного на 3,5 млрд.м3. По площадям наблюдается несоответствие отборов проектным, так по Уренгойской площади увеличены на 8,0 млрд.м3 (за счет увеличения отборов в III квартале) и уменьшены отборы по Ен-Яхинской площади на 4,5 млрд.м3 в связи с поздним вводом ДКС - II очереди на УКПГ-11, 13 и недостаточным количеством фонда действующих скважин (41 скв.). Текущие дебиты скважин практически соответствуют проектным и составляют 430-520 тыс.м3/сут.
Сеноманская залежь Песцовой площади планируется вводом в разработку в 2004 году. Размеры залежи по начальному контуру газоносности составляют:
длина залежи - 29 км;
ширина - до 50 км (с Санской площадью);
этаж газоносности - 82 м.
Залежь сводовая, водоплавающая, массивного типа с неоднородным терригенным коллектором, имеет общий контур газоносности с Уренгойской и Ен-Яхинской площадями. Начальное пластовое давление составляет 12,21 МПа, температура-340 С. Начальный ГВК имеет наклонную поверхность с отметками от -1185 м на юго-западе до -1200 м на северо-востоке залежи.
Запасы газа утверждены ГКЗ СССР в 1989 году и составляют 739,2 млрд.м3 (В+С1). Приняты для проектирования запасы газа в объеме 758,5 млрд.м3 (с Санской площадью).
Проектом разработки сеноманской залежи предусмотрен годовой темп отбора газа в объеме 27,5 млрд.м3. Основными техническими решениями проекта предусмотрено бурение 145 эксплуатационных скважин, объединенных в 39 кустов и 14 наблюдательных скважин. Система сбора газа - коллекторная с теплоизоляцией каждого шлейфа. Система подготовки газа - абсорбционная, с применением зарекомендовавших себя многофункциональных аппаратов ГП-365 в блочном исполнении.
Замер пластового давления в скважинах № 03 (12,12 МПа), № 04 (11,9 МПа), № 05 (11,7 МПа), № 06 (11,86 МПа), № 08 (11,92 МПа), № 010 (11,9 МПа), № 07 (11,46МПа), Р-3 (12,08 МПа) и 16030 (12,0 МПа) подтверждает предположение об охвате дренированием запасов газа Песцовой площади.
3.4.1 Контроль за разработкой
Контроль за разработкой осуществляется геолого-промысловыми, гидрохимическими и геофизическими методами.
Исследовательские работы выполняются геологической службой УГПУ. Специальные виды исследований (определение предельно-допустимых депрессий) проводятся совместно с НТЦ.
Промыслово-геофизические исследования проводятся ПО “Севергазгеофизика” по заявкам геологической службы согласно плана-графика исследовательских работ. Охват исследованиями составил 3,67 иссл./скв. и проведено 4626 различных видов исследований.
месторождение конденсат уренгойский газ
3.4.2 Контроль за изменением пластового давления
Для контроля за изменением пластового давления произведено 1883 замера статического давления на устье эксплуатационных и наблюдательных скважин, находящихся под давлением. По результатам пересчета на пластовое давление построена текущая карта изобар.
Построенная на 1.01.2000 года карта изобар свидетельствует о формировании двух пологих депрессионных воронок, приуроченных к зоне эксплуатационных скважин Уренгойской и Ен-Яхинской площадей. На Уренгойской площади минимальное пластовое давление составляет 3,61-3,8 МПа в районе эксплуатационных скважин УКПГ-4, 5, максимальное - на Таб-Яхинском участке (9,36 МПа-скв.№ 59). На Ен-Яхинской площади минимальное пластовое давление 4,59 МПа приурочено к зоне эксплуатационных скважин УКПГ-12, максимальное - 10,54 МПа (наблюдательная скважина № 1100).
Средневзвешенное пластовое давление в зоне расположения эксплуатационных скважин составляет:
Уренгойская площадь- 4,57 МПа, что выше проектного на 0,26 МПа;
Ен-Яхинская площадь- 5,76 МПа, что выше проектного на 0,08 МПа.
Глубина депрессионной воронки по Уренгойской площади достигает 0,5 МПа, по Ен-Яхинской - 3,0 МПа.
Для определения добычных возможностей и разработки технологического режима работы скважин проведено:
исследований по стандартной методике -423;
исследований без выпуска газа в атмосферу - 22;
комплексных исследований на продуктивность
с отбором проб на режимах -114;
на вынос механических примесей -675;
глубинных замеров -82.
Замер рабочих параметров и контроль за техническим состоянием устья скважин выполнялся 1 раз в месяц.
В текущем году продолжены работы по определению допустимых депрессий на пласт, при которых начинается разрушение призабойной зоны, проведено 51 специальное исследование. Величина предельно-допустимой депрессии колеблется от 0,1 до 0,4 МПа по зонам УКПГ и в настоящее время рабочие депрессии близки к предельным. На 1.01.2000 года 399 скважин эксплуатируются с ограничением дебитов из-за выноса механических примесей и воды, причем количество за последние шесть лет увеличилось в 9,6 раза. Для определения профиля притока, рабочих депрессий, проведено 51 промыслово-геофизическое исследование в газовой среде.
Сопоставляя удельные отборы газа по зонам УКПГ можно все месторождение разделить на три категории:
со снижающимися удельными отборами УКПГ-1, 2;
с постоянными удельными отборами УКПГ-3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 13;
с увеличивающимися удельными отборами УКПГ-1АС, , 11, 12;
По зонам УКПГ Уренгойской площади удельные отборы газа изменяются от 33,5 на УКПГ-56 до 50 млрд.м3/МПа. на УКПГ-9 .
По Ен-Яхинской площади удельные отборы газа изменяются от 2,25 на УКПГ-12
до 45,4 млрд.м3/МПа. на УКПГ-11. Незначительные и постоянно растущие удельные
отборы газа по Ен-Яхинской площади свидетельствуют о слабой отработке
периферийных участков залежи. Снижение удельных отборов газа по зонам УКПГ-1, 2
может свидетельствовать как об отсутствии подтока газа из соседних зон
месторождения, так и о слабом подтоке газа с периферийных участков этих УКПГ.