Геология \ Разработка и проектирование месторождений природных газов

Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа. Часть III (Сборник научных трудов), страница 160

Было рассмотрено два варианта разработки по каждому из объ­ектов, отличающихся годовыми отборами: по I объекту - 3 и 7 млрд.м3 газа (варианты 1 и 1а соответственно); по 2 объекту - 7 и 3 млрд.м3 газа (варианты 2 и 2а соответственно). Расчеты проведены на период с начала эксплуатации (1986 г.) до конца 2013 г. По вари­анту 1а не удалось удержать заданный постоянный годовой отбор пластового газа в связи с резким уменьшением пластового давления в зонах расположения добывающих скважин. Разработка каждого объ­екта производится 15 укрупненными скважинами, которые помеща­ются в узлы пространственной сетки. Ввод их в эксплуатацию про­исходит в два этапа: 1 этап - 9 скважин (2000 г.). 2 этап - 6 скважин (2001 г.).

Результаты расчетов показали

1.  Максимальная величина суммарного объема пластовой воды,
внедрившейся в газовую залежь, составляет 49,6 млн.м3 (4,3% от на­
чального газонасыщенного порового объема газовой залежи) по ва­
рианту 1а (таблица).

2.  Пластовая вода в разбуренную зону 1 и 2 объектов практиче­
ски не поступает; максимальная величина суммарного объема вне­
дрившейся воды по варианту 1а составляет 2 тыс.м3(0,003% от на­
чального газонасыщенного порового объема разбуренной зоны)
(таблица).

3.  Величина водонасыщенности » газовой залежи по сравнению
с начальным значением по вариантам 1, 2, 2а изменилась только в
узлах первого ряда, прилегающею к ГВК; по варианту 1а увеличи­
лась также и во многих узлах второго ряда (ее средние значения со­
ответственно составляют 0,456; 0,294; 0,276; 0,495). Величина водо­
насыщенности на последний расчетный год увеличилась по вариан372


там 1, la. 2(2a) в 10, 15; 9% узлов, расположенных в газовой части, соответственно.

4 Добывающие укрупненные газовые скважины не выносят пластовую воду.

Из изложенного можно сделать основной вывод о том, что про­движение краевых вод в район Лнерьяхинского участка Ямоургского месторождения незначительно и практически не повлияет на обвод­нение эксплуатационных скважин.

373


Вопросы методологии и новых технологий разработки
_______                месторождений природного газа___

ВНИИГАЗ                                                                                 1998

П. Г. Цыбульскип

НЕКОТОРЫЕ ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОКИ ПЕСЦОВОЙ ПЛОЩАДИ БОЛЬШОГО УРЕНГОЯ

Сеноманская залежь Большого Уренгоя в структурном плане состоит из нескольких плошадей: Уренгойской, Ен-Яхинской, Пес­цовой и Северо-Уренгойского месторождения.

Запасы газа объемным методом оценивались ГлавТюменгеоло-гией и четырежды утверждались ГКЗ ССР по мере расширения изу­ченности залежи:

•  1967 г - по южной части Уренгойской площади;

•  1970 г. - по Уренгойской и Ен-Яхинской площадям ( ускорен­
ная разведка по разреженной сетке скважин);

•  1979 г. - по всей залежи месторождения, включая Песцовую
площадь, увеличены на 61 %, в том числе по разрабатываемой пло­
щади на 50 %;

•  1989 г. - по всей залежи месторождения, включая Песцовую
площадь; увеличены ( в основном по результатам сейсморазведочных
работ ) по разрабатываемым площадям почти на 20 % по отношению
к подсчету 1979 г.

Разработка начата: Уренгойская площадь - с 1978 г., Ен-Яхинская - с 1985 г., Северо-Уренгойское месторождение- с 1986 г. Песцовая площадь до настоящего времени не разрабатывается.

В геологическом плане Уренгойская площадь Большого Уренгоя соединяется с Ен-Яхинской площадью (рис.1). Анализ распределения давления в процессе разработки говорит об их слабой газодинамической связи. Северо-Уренгойское месторождение также в газодинамическом плане слабо связано с Ен-Яхинской площадью.

Первоначально предполагалось, что Песцовая площадь соединена с Ен-Яхинской площадью довольно узким перешейком В проектах разработки, выполненных до этого, слабая газодинамиче­ская  связь  Ен-Яхи  и  Песцового  позволила предложить  разно374


Скачать файл