Геология \ Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Оптимизация темпов разработки газовых месторождений с учетом ресурсосбережения: Производственно-практическое издание, страница 91

Суммарный отбор с начала разработки, млрд.м Объем добычи с начала года, млрд.м3

Пластовое давление в зоне размещения скважин, МПа Число действующих сква­жин Дебит скважин, тыс.м^сут

Устьевое давление, МПа


83.5 63 15

52.3 27,4 11.3

37,3 19,5 11.3

173.1 109,9 37.5

17.3 8,7 11.3

1681 1651.1 209

18,8 10.52 10,02 J04

10 10.65 9,84 78

8.9 11.12 10,56

1&.

37,7 10.76

260

7,6 11.23

109

200,4

1144

99 700

74 700

58 700

231 700

77 500

974

664 8.63 7,88

443 9.02 8,10

538 9.15 8,34

548

521 8,79 9,26

—

Примечание. В числителе даны проектные показатели, в знаме­нателе - фактические.

вой воды, способствующей заметному замедлению темпа сниже­ния пластового давления. Следовательно, реальные добывные возможности пласта (без учета компенсации снижения пласто­вого давления пластовой водой) в этих районах будут огра­ничены, и здесь не следует форсировать уровни годовых от­боров.

В третью группы входят УКПГ-13, 12 и 15 с наиболее низ­кими значениями удельной добычи  (0,8-1  млрд. м3). Право-

145


Ф,тыс.м3/сут 1900

1800 1700

1600 1500 1400 '300 1200 1100 1000 900

12

I

800 700 600

1979     1980     1981      1982     1983     1984     1985     1986    1987    1988

Годы

Рис. 6. Динамика среднесуточных дебитов по годам разработки по номерам УКПГ (7 - 13)

мерность выделения указанных групп подтверждается также анализом динамики среднесуточных дебитов (см. рис. 6). Как видно, по текущей производительности среднерасчетнои сква­жины в первую группу входят те же УКПГ (включая УКПГ-6)

146

Рис 7. Дина­мика добычи газе по но­мерам УКПГ (1 АС, 1-13, 15) на единицу падения плас­тового давле­ния


Добыча ваза, млрд.м3/МПа


15


1983


1985


1986


1987 Годы


со средними дебитами 1050-1150 тыс. м3/сутки, во вторую -УКПГ-1-5, 11, эксплуатирующиеся при средних 850-950 тыс. м7сут и в третью - УКПГ-12, 13, 15, имеющие дебиты 750-650 тыс. м3/сут.

По значениям текущих пластовых давлений группирование УКПГ выглядит иначе, они определены от суммарного отбора, текущего коэффициента газоотдачи и интенсивности внедрения пластовых вод. Поэтому в первую группу входят УКПГ-11-15 с наиболее высоким пластовым давлением, имеющими наименьший

147


суммарный отбор. Вторую составляют УКПГ-7-10, 1АС, для которых характерны повышенные значения удельной добычи при значительном суммарном отборе (см. рис. 5), т.е. и с этой позиции УКПГ этой группы могут рассматриваться как источни­ки повышенных отборов. В третью группу входят УКПГ-1 с небольшими сроками разработки и низкими величинами пласто­вых давлений.

В результате расчетов на геолого-газодинамической модели месторождения установлен характер распределения плотности запасов по площади в процессе разработки. Сравнение ре­зультатов расчетов на различные даты при разных вариантах отборов показывает, что наиболее ощутимо уменьшается плот­ность запасов в зонах расположения эксплуатационных скважин.

Модельными расчетами установлены объемы перетоков газа между различными зонами залежи и их изменения во времени. Из рис. 8 следует, что интенсивность и направленность пе­ретоков газа по времени изменяется. Так, если в 1983 г. ос­новной зоной куда перетекал газ из южного (УКПГ-1-1 АС) и северного (УКПГ-3-10) направлений был район УКПГ-2, то в 1988 г. таким районом становится зона УКПГ-4, имеющая наи­более низкое пластовое давление. Данное обстоятельство в совокупности с установленным характером изменения плотности запасов по площади газоносности и распределением пластового и устьевого давлений, интенсивности и направленности внед­рения пластовой воды в совокупности с наличием (или) от­сутствием компрессорных станций являются основными факто­рами при выборе рационального размещения отборов газа по площади.

Скачать файл