Промышленность \ Добыча, хранение и транспортировка нефти и газа

Методическое руководство по дифференцированному подсчету запасов газа объемным методом, страница 18


34


При переменной величине С, имея ввиду, что с падением цены на газ, должно расти и  Р ЭабР-» Л "г для II группы запасов может быть су­щественно ниже приведенного выше значения Т|"г с одновременным ростом Т1ШГ.

На рис.2 показана структура трудноизвлекаемых запасов газа. В данном случае работа эксплуатационных скважин начинается при начальном градиенте фильтрации газа ( АР = 0,6 Рпл.н)> обеспечивающим рабочий дебит, регулируемый неравенством q3r < q$ й qnr min. На рис.2 показаны три случая расчета реализации запасов газа %• Граничные условия рас­чета аналогичны рис.1. При Рзабр. = 0,1 РПЛн - Лг = 0,3; при Рзабр. = 1 кгс/см2 - Т|г = 0,4. Доля извлечения трудноизвлекаемых запасов из пла­ста оценивается т\пг= 0,3, а малоизвлекаемых - Т||ПГ = 0,1. Для случая, представленного на рис.2, все запасы объекта изначально являются не­рентабельными для разработки. При этом , 60% начальных запасов га­за теряется в результате большой величины начальной депрессии на пласт, обеспечивающей промышленный рабочий дебит скважины

3 ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА КИТ НА РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ МЕСТО­РОЖДЕНИЯХ

Динамика реализации запасов газа в процессе разработки сеноманской
залежи Медвежьего месторождения и II эксплуатационного объекта Ямбургского месторождения показана на рис.3,4. Так, Медвежье месторождение вве­
дено в разработку в 1972г с Рщ, нач-=116,8 ата и начальными запасами газа Q3r =
2321,474 млрд.м (ГКЗ утверждено 2200,0 млрд.м3). Накопленная добыча за 26
лет разработки на 01.01.1999г. составила <2ВД = 1554,24 млрд.м^Рщ,. снизилось
соответственно до 31,5 + 53,1 ата; % отбора на 01.01.99г. составил 67% (70,6);
обводнение залежи 38,2%. Число эксплуатационных скважин (п) на 1990 год
(год начала резкого падения добычи ) составляло 341. В 1995 году было задей­
ствовано наибольшее число скважин п = 394. Дебит 1 скважины снижался с
1700 тыс.м3/сутки (1972г) до 330 тыс. м3/сут (1998г.). Объем внедрившейся во­
ды оценен в 3,6 млрд.м3 (1998г.). Режим разработки сеноманской залежи на на­
чальной стадии до 1984г. был газовый, затем начал проявляться упруговодонапорный режим. I группа рентабельных запасов сеноманской залежи Медвежье­
го месторождения характеризуется нижним граничным значением безразмерно­
го коэффициента фильтрации 0,45 и коэффициентом газоотдачи t\j= 0,55-0,6,
при норме внутренней доходности (С = 45 руб./1000м3)                                                                                                       —

9,6 руб. /1000м\ Предположительно в 1994г. завершилась разработка I группы запасов газа. С 1994-1995г в разработку стала вовлекаться II группа запасов-трудноизвлекаемые (потенциально-экономические) запасы. Внутренняя ставка доходности    этой    группы    запасов,    нерентабельной    (потенциально35


экономической) для разработки, регулируется соотношением 0,01 С < СД < 0,08 С. Таким образом, при СД = 0,45 руб. и дебите 211 тыс.м3/сут завершается про­мышленная разработка залежи (2004-2005 гг). Последнее соответствует Рзабр-~ 19,86 ата или 0,17 Рплн- При таких граничных условиях ( СД = 0,45 руб..; Р забР-= 19,86 ата, q"r -211 тыс.м3/сут) конечная газоотдача оценивается равной г|г=О,83. В итоге в пласте останется порядка 0,35 млрд.м3 остаточного неизвле-каемого газа ( III группа запасов). Разработка неокомских газоконденсатных (ГК) залежей Ямбургского месторождения началась в 1991г. После утвержде­ния запасов ГКЗ СССР (1985г) в 1996г. ВНИИГАЗом были вновь пересчитаны запасы. По оценке авторов (ВНИИГАЗ, 1996г) балансовые запасы газа по кате­гориям Ci+C2, суммарно уменьшились на 28,6%. В последующем на основе действующих геологических моделей нижнемеловых газоконденсатных зале­жей ЯГКМ была проведена дифференцированная оценка геологических запасов газа II эксплуатационного объекта неокома /4/.

Второй эксплуатационный объект, основной из двух выделенных на месторождении в неокоме объектов [1]. При разработке нижнемеловых отложений ЯГКМ принят режим работы эксплуатационных валанжинеких скважин с депрессиями на пласт порядка 8,9-9.8 МПа при среднем на­чальном рабочем дебите оiдельной эксплуатационной скважины в размс ре не менее 300 тыс.м'/сут |3). При этом ожидается, что к концу периода постоянных отборов средний дебит эксплуатационных скважин снизится до величины 90-178 тыс.м /сут. Таким образом, минимальная величина экономически рентабельного начального рабочего дебита определена на уровне 100 тыс.м /сут. при депрессии 10,0 МПа. В соответствии с этим, II эксплуатационный объект ЯГКМ по характеру продуктивности разделен на три зоны геологических запасов газа: первая - зона пассивных запасов; вторая - зона малоактивных (потенциально-экономических) запасов; третья - зона активных (рентабельных) запасов с дебитами газа в экс­плуатационных скважинах свыше 300 тыс.м'сут при депрессии на пласт 6,0"-9,8 МПа.

36

Скачать файл