Геология \ Разработка и проектирование месторождений природных газов

Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа. Часть III (Сборник научных трудов), страница 65

нимальным пластовым давлениям для каждой зоны эксплуатации. В этой связи их можно считать извлекаемыми запасами для принятой системы разработки залежи. Объем перетекаемого газа из Харвутин-ской площади в зону УКПГ-1 оценивается 32,6 млрд.м3. Соотноше­ние текущих остаточных запасов газа в целом по сеноманскои залежи между зонами эксплуатации и периферийной составило 60 и 40 % соответственно. До начала разработки распределение запасов газа по площади залежи было 65 и 35 %.

Таблица 2 Отработка сеноманскои залежи по состоянию на 1.01.97

УКПГ

Запасы газа (объем­ный ме­тод, млрд.м3

Пере­токи газа

между зонами, млрд.м3

АКТИВ:

запасы с учетом перето­ка, млрд.м3

Текущие запасы газа по зонам, млрд.м3

Пластовое дав­ление в зоне, атм

экспл.

периф.

экспл.

периф.

1

617

32,2

550(89,1)

145

227

67,9

80,6

2

533

59,1

524 (98,3)

168

119

68,1

71

3

660

-62,7

635 (96,2)

272

97

68,8

81

4

461

-61,9

297 (64,4)

238

123

79,8

ПО

5

461

48,1

438 (95)

195

59

67,7

84,9

6

531

41,6

450 (84,7)

158

174

69,5

90,7

7

570

-23,8

400 (70,2)

264

162

79,2

111,5

Всего

3833

32,6*

3294(85,9;

1440

961

72,9

90,5

* Величина перетока гача из Харвутинского участка.

На сегодняшний день практически начальное пластовое давле­ние сохраняется на Анерьяхинской площади. Сравнительно высокое пластовое давление отмечается в периферийной зоне УКПГ-7. На ос­тальных максимальная разность между зонами эксплуатации и пери­ферийными участками не превышает 30 атм. На рис. 3 показаны профили давлений, построенные по продольному направлению. Эти профили характеризуют распределение текущего давления по всей сеноманскои залежи с учетом Харвутинской и Анерьяхинской пло­щадей.

На основании обобщения опыта эксплуатации сеноманских за­лежей севера Тюменской области было отмечено, что в течение пер-

149


Рпл, атм


702


415


604


502     507'109      111       804 806  813   818  № куста


Рис.3.Продольные профили пластовою давления через сеноманскую залежь Ямбургского месторождения


6 ■ 5

■ 4

- 3

.. 2

•• 1 О

1996

1989

н»- объем внедрившейся воды-в залежь ♦-   % обводненности залежи

1988

1400        1600

1800

-л    1600 1>1400..

оя

" ^1200 ■■ • «1000--

оя

| g 800-.

s п

^« 600|

и

is 1

i2 1 400., 200..


■+■

Ямбургское месторождение (сеноман)

400         600                  800         1000         1200

Добыча газа с начала эксплуатации, млрд.м3


1

п о «


Рис,4. Темп обводнения залежи


вых 3-4-х лет их разработка осуществляется как бы по газовому ре­жиму, затем только наступает слабое проявление упруговодонапор-ного режима, т.к. водонапорный бассейн достаточно инерционен. Оценка объемов внедрения пластовой воды в сеноманскую залежь осуществлена с помощью карт подъема ГВК и на газогидродинами­ческих моделях.

Подсчет внедрившейся воды в залежь выполнен на начало каж­дого года эксплуатации, начиная с 1990 г. На 01.01.97 г. объем воды, внедрившийся в залежь, составил 1574 млн.м"1 (по оценке ДАО "Газпромгеофизика"), расчеты на моделях показали 1400 млн.м3. Это составляет соответственно 5,0 и 4.0 % от газон асы шен hoi о объема залежи.

Скачать файл