Геолого-промысловая характеристика Уренгойского месторождения, страница 4

В таблице, представленной выше, дана фактическая информация по годовой добыче, фонду эксплуатационных скважин и дебитам газа по зонам УКПГ и по годам, начиная с 1987 года.

Общий фонд скважин составляет 128 единицы, из них:

-эксплуатационных                                                -          108

-действующих                                                        -          102

-бездействующих                                         -             6

-наблюдательных за давлением                  -             2

-наблюдательных глухих                                      -             9

-нагнетательных                                           -             2

-пьезометрических                                                 -             3

Бездействующий фонд представлен скважинами, вскрывшими коллекторы с низкими ФЕС, не позволяющими эксплуатировать их в безгидратном режиме в условиях кустового подключения кУКПГ. Как видно из (рис  ) средний дебит скважин действующего фонда составляет 550-650 тыс.м3/сут, что на 150 тыс.м3/сут выше проектного. Построенная на 01.01.94 карта изобар

Рис

залежи свидетельствует о наличии плавной воронки депрессии, охватывающей зону эксплуатационных скважин. Пластовые давления на Северо-Уренгойском месторождении в зоне дренирования составляют5.5-6.5 МПа, на периферии месторождения - 11-11.5 МПа.

 Средневзвешенное пластовое давление на 01.01.99 составляет 5,92 МПа. Среднее пластовое давление по эксплуатационной зоне на 0,51 МПа ниже проектного (рис   ).

Рис

Несоответствие фактических и проектных показателей является следствием превышения фактических отборов над проектными, а также, предположительно, не подтверждением запасов газа по эксплуатационной зоне УКПГ-15.

Вследствие  заглинизированности приконтактной части залежи, наблюдения за подъемом ГВК неинформативны.  Максимальный подъем газоводяного контакта зафиксирован по скважинам NN 1513 , 1516, 1524 и 1535 и составляет порядка 12.0 м. Режим разработки залежи на данном этапе можно охарактеризовать как упруговодонапорный Объем  внедрившейся пластовой воды по Северо-Уренгойскому месторождению составляет 391 млн.м3. Обводнение порового объема залежи составляет 19,9 %..

При сохранении проектного уровня годовой добычи фонд скважин, подлежащих ремонту из-за обводнения, составит к 2005 году 20% от эксплуатационного фонда.Годовой дебит вторгшейся воды возрастает.

2.3 Отработка залежи по площади

Пластовое давление относится к основным параметрам, получаемым при исследовании скважин, которое дает картину отработки залежи по площади.

Пластовым давлением считается величина, получаемая при полной стабилизации давления на забое после закрытия скважины. Так как измерения непосредственно на забое при помощи глубинных манометров являются довольно сложными и трудоемкими, обычно пластовое давление вычисляют по статическому давлению на устье. Для этого исследуемую скважину закрывают и после полной стабилизации давления на забое измеряют статическое давление на устье. пластовое давление обычно рассчитывают по барометрической

формуле:                 (5.1)

где Р_у - устьевое давление, МПа;

 ρ- относительная плотность газа по воздуху;

Н - глубина середины интервала перфорации, м;

Z_ср - средний коэффициент сверхсжимаемости газа при средних давлениях и температуре в стволе скважины;

Т_ср - средняя температура в стволе скважины, К.

Но так как пластовое давление является искомым, то Р_ср = (Р_у + P_пл)/2 не может быть определено сразу же. Поэтому вычисление P_пл осуществляется методом последовательных приближений.

По вычисленным или измеренным пластовым давлениям строят карты изобар.

Для исключения влияния изменения глубины пласта на результаты расчетов перед построением карты изобар фактические данные замеров динамического пластового давления пересчитывают в «приведенные» пластовые давления (на одну условную плоскость).