Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа. Часть III (Сборник научных трудов), страница 17

Результаты расчетов показателей разработки на конец 2025 г. по всем рассматриваемым вариантам приведены в табл.2. В этой же таб­лице приведены варианты 1а, 2а и За, предусматривающие аналогич­ные годовые отборы газа, но без учета дополнительного числа экс­плуатационных скважин.

Анализ расчетов технологических показателей разработки рас­сматриваемых вариантов показал следующее. В результате ввода в эксплуатацию дополнительного числа скважин период постоянной добычи газа увеличивается всего на один год. При этом происходит заметное снижение депрессии на пласт, что уменьшает вероятность обводнения скважин и образования песчаных пробок. Коэффициент газоотдачи увеличивается до 3 %, в основном за счет ввода дополни­тельного числа эксплуатационных скважин на УКПГ 4 и 7.

Как показали расчеты, в процессе разработки сеноманской зале­жи из-за существенной разницы в пластовых давлениях будут проис­ходить перетоки газа между зонами УКПГ и из Харвутинской площа­ди в зону УКПГ-1.

Характер распределения пластового давления во времени пока­зан на профиле давлений (рис.2), проходящем через Анерьяхинскую, собственно Ямбургскую и Харвутинскую площади. Из рис.2 видно, что газодинамическая связь Анерьяхинской площади с основной за­лежью затруднена. Газ из Харвутинской площади будет непрерывно поступать в основном в район УКПГ-1. Характер перетока газа из Харвутинской площади показан на рис.3. К концу 2025 г. суммарный объем перетоков газа составит около 80 млрд.м3. Как видно из табл.3, где представлены показатели разработки рекомендуемого варианта, отток газа будет происходить из района УКПГ-3, 4 и 7, приток - в районы УКПГ-1, 2, 5 и 6.

В результате перетоков газа по зонам тех УКПГ, куда перетека­ет газ, коэффициент извлечения будет >\* а по зонам УКПГ, из коПод коэффициентом извлечения газа следует понимать отношение добытого газа из УКПГ к его начальным запасам. В отличии от коэффициента извлечения коэффициент газоотдачи будет всегда < I.

38


HHtTN


10


Годы

1995 2000

2005 2010

2015

2020 2025


473 458 451 401 446 300     212


104  801 811816   906 916  ЮОЗ Номера кустов


1103   1П8



vO


Рис.2. Прогноз изменения пластового давления при отборах газа:

из собственно Ямбургской площади - 150 млрд.м'/год; из Харвутинской площади - 20 млрд,м7год; из Анерьяхинской площади - 10 млрд.м7год





1995


2000


2005                      2010

Годы разработки


2015


2020


2025


Рис.3. Прогноз перетоков газа из Харвутинской площади в зону эксплуатации УКПГ-1


Таблица 2

Ямбургское месторождение (сеноман). Сопоставление основных показателей разработки по вариантам

Показатели

Ёд.изм.

Вариант

1

2      1

3

ЗА

Годовой отбор газа на период постоянной добычи

млрд.м1

170

160

150

170

160

150

Период постоянной добычи газа

год

5

5

5

4

4

5

Число дополнительных эксплуатационных скважин

ед.

131

86

47

0

0

0

Общее число эксплуатационных скважин

ед.

810

762

723

676

676

676

Отбор газа на конец периода постоянной добычи газа

млрд.м3

%

2277,5 59,4

2232,6 58,2

2187,8 57,1

2107,5 55,0

2072,6 54,1

2187,8 57,1.

Добыча газа на конец разработки

млрд.м5

3568,8

3553,5

3514,2

3467,5

3465,9

3465,5

Конечная газоотдача

%

93,1

92,7

91,7

90,5

90,4

90,4

Обводнение залежи в зоне разбуривания на конец разработки

%

44,4

44,5

44,2

44,4

44,3

44,4

Пластовое давление забрасывания

кгс/см2

8,9

9,2

8,5

8,8

8,8

8,7