Определение параметров средней скважины Южно-русского месторождения

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………….3
1КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ………………….. 4
1.1Общая информация о месторождении……………………….4
1.2Нефтегазоносность, характеристика продуктивных пластов и насыщающих флюидов……………………………………………… 5
1.3Сведения о запасах углеводородов………………………….. 10
2СВЕДЕНИЯ О ТЕКУЩЕМ СОСТОЯНИИ РАЗРАБОТКИ……….12
2.1Текущее состояние разработки……………………………….12
Контроль и регулирование разработки……………………… 16
3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ СРЕДНЕЙ СКВАЖИНЫ ЮЖНО-РУССКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ………………………………………… 27
ЗАКЛЮЧЕНИЕ…………………………………………………………….. 33
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ……………………….34
ПРИЛОЖЕНИЕ 1 – Параметры работы скважин ПК1 Южно-Русского месторождения……………………………………………………………… 35
ВВЕДЕНИЕ
Южно-Русское месторождении относиться к категории относительно новых месторождений. Месторождении было открыто в 1992 г., однако пробное освоение его запасов началось только в 2007 г, а промышленная эксплуатации в 2009 г. Основным объектом разработки не месторождении являются сеноманские газовые залежи, крупнейшая из которых приурочена к продуктивному пласту ПК1. Данные залежи характеризуются сложным строением, проявляющееся в чрезвычайно изменчивых фильтрационно-емкостных свойств.
Как показал опыт разработки месторождений Западной Сибири, сложное геологическое строение может оказывать серьезное влияние на эффективность процесса разработки запасов, проявляющуюся в значительном отклонении фактических параметров разработки от проектных.
1КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ
1.1Общая информация о месторождении
В административном отношении Южно-Русское газонефтяное месторождение расположено в Красноселькупском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Ближайшими к месторождению населенными пунктами являются пос. Красноселькуп (рис. 1.1).

Рисунок 1.1 - Обзорная карта
На расстоянии 60 км от северной границы лицензионного участка построен газопровод подключения диаметром 1420 мм «Заполярное - Уренгой». Ближайшей железнодорожной станцией является станция Коротчаево – в 110 км в западном направлении от границы месторождения. Ближайший речной порт - пос. Уренгой расположен на реке Пур. Ближайший аэропорт находится в пос. Красноселькуп с грунтовой взлетно-посадочной полосой.
1.2Нефтегазоносность, характеристика продуктивных
пластов и насыщающих флюидов
Всего на Южно-Русском месторождении выделен 31 продуктивный пласт: Т1-2, ПК1, ПК6, ПК7, ПК9, ПК10, ПК11, ПК12, ПК131, ПК132, ПК14, ПК15, ПК161, ПК162, ПК171, ПК172, ПК18, ПК19, ПК201, ПК202, ПК21-22, АТ6, АТ11, БТ40, БТ4, БТ12, Ю11, Ю12, Ю14-1, Ю14-2, Ю21 [1].
В разрезе Южно-Русского месторождения промышленная нефтегазоносность установлена в пластах туронского (пласт Т1-2), апт-альб-сеноманского (пласты ПК1, ПК6, ПК7, ПК9, ПК10, ПК11, ПК12, ПК131, ПК132, ПК14, ПК15, ПК161, ПК162, ПК171, ПК172, ПК18, ПК19, ПК201, ПК202, ПК21-22), некомского (пласты АТ6, АТ11, БТ40, БТ4, БТ12), верхнеюрского (пласты Ю11, Ю12, Ю14-1, Ю14-2) и среднеюрского (пласт Ю21) нефтегазоносных комплексов.
На рисунке 1.2 представлена схема совмещения разрабатываемых залежей Южно-Русского месторождения.
Залежь пласта ПК1 на Южно-Русском месторождении залегает на глубинах 863 - 982 м, сосредоточена под региональной глинистой покрышкой и связана с мощной толщей переслаивающихся песчано-алевролитовых, и глинистых пород, имеющих преимущественно линзовидное залегание.
Пласт вскрыт 54 поисково-разведочными и 161 эксплуатационными скважинами на а. о. минус 808,5 (скважина № 111) – минус 1114,4 м (скважина № 114-Р). Эффективные толщины изменяются от 45,0 м в скважине № 55-Р до 115,3 м в скважине № 25-Р, эффективные газонасыщенные – в пределах 6,4 м (скважина № 4-Р) - 92,8 м (скважина № 51-Р) [2].

Рисунок 1.2 – Схема совмещения залежей в плане
Пласт испытан в 25 поисково-разведочных скважинах, в 20 из них доказана газонасыщенность отложений. Дебиты газа изменяются в диапазоне 292,8 тыс. м3/сут (скважина № 104-П) – 636,4 тыс. м3/сут (скважина № 2-Р). При освоении эксплуатационных скважин фонтаны газа достигают 218,4 (скважина № 8н) - 720,5 тыс. м3/сут (скважина № 122).
Коэффициент пористости коллекторов пласта ПК1 оценивался по сопоставлению Кпкерн (ПС), через относительное сопротивление (Ро), по методам АК (∆Т), ГГК-п, ЯМТК. Методы ПС и ЯМТК обеспечивает более высокую точность при оценке Кп во всем диапазоне изменения характера насыщения и пористости коллекторов. Однако, метод ЯМТК проведен в отдельных скважинах. Оценка пористости через Ро проведена только в зоне предельного насыщения [1].
Значения пористости для всех изученных пород пласта изменяются от 1,3 % до 42,5 % по керосину и от 4,4 % до 46,6 % по воде. Наблюдается существенное расхождение в пористости пород, определенных керосинонасыщением и водонасыщением. Возможно, это связано с наличием в породах разбухающих глинистых минералов (монтмориллонит и смешаннослойные образования).
Значения проницаемости в целом по пласту изменяются от 0,01∙10-3 мкм2 до 4704,91∙10-3 мкм2. Распределение проницаемости пород пласта ПК1 приведено на рисунке 2.11, преобладают породы с проницаемостью 10∙10-3-100∙10-3 мкм2 (28 % от общего количества исследованных образцов).
Породы-коллекторы пласта ПК1 относятся преимущественно к IV-III классам коллекторов (по А.А. Ханину).
Средневзвешенные параметры ФЕС по керну газонасыщенной части пласта ПК1 равны: пористость керосинонасыщением 31,75 % (545 определений), водонасыщением 35,57 % (425 определений), проницаемость 863,43 ∙10-3 мкм2 (426 определений).
Покрышкой для пласта ПК1 служат глины темно-серые, плотные, хорошо отмученные до алевритистых, с редкими тонкими прослойками и намывами серого алевритового материала, подчеркивающие горизонтальную и полого-наклонную слоистость.
Южно-Русского месторождения представлено в таблице 1.1.
Таблица 1.1 – Сравнение фильтрационно-емкостных свойств (керн, ГИС, ГДИ) Южно-Русского месторождения, пласт ПК1 [2]
№ п/п Параметры, метод определения Пласт ПК1
Коэффициент пористости
1.1 керн  
количество скважин 18
охарактеризованная эффективная толщина, м -
количество определений 861
минимальное значение, д. ед. 0,014
максимальное значение, д. ед. 0,425
среднее значение, д. ед. 0,295
1.2 ГИС  
количество скважин 185
минимальное значение, д. ед. 0,23
максимальное значение, д. ед. 0,39
среднее значение, д. ед. 0,31
Коэффициент проницаемости
2.1 керн  
количество скважин 20
охарактеризованная эффективная толщина, м -
количество определений 602
минимальное значение, 10-3 мкм2 0,01
максимальное значение, 10-3 мкм2 4704,91
среднее значение, 10-3 мкм2 461,6
2.2 ГИС  
количество скважин 219
минимальное значение, 10-3 мкм2 0,7
максимальное значение, 10-3 мкм2 4507,2
среднее значение, 10-3 мкм2 562,6
Пласт ПК1 стратиграфически приурочен к кровельной части покурской. Пласт характеризуется значительной литологической неоднородностью, представлен чередованием мощных песчано-алевритовых прослоев с пачками алевритоглинистых пород. В свою очередь, в алеврито-глинистых породах наблюдается более тонкое переслаивание песчано-алевритовых и глинистых прослойков. Общая характеристика залежи пласта ПК1 приведена в таблице 1.2.
Таблица 1.2 – Общая характеристика залежи ПК1 Южно-Русского месторождения [3]
Тип залежи Размеры залежи Площадь залежи, тыс. м2 Абсолютная отметка/глубина залегания кровли (интервал изменения), м Абсолютные отметки контактов (интервал изменения), м Высота залежи, м
массивная 69,7х7,9-12,4 696363 - 808,5 – - 906,0 - 911±3 102,5
Залежь по типу является водоплавающей, массивной. Большинство эксплуатационных скважин пробурены со вскрытием кровельной газонасыщенной части пласта.
Газоводяной контакт залежи обоснован данными ГИС и результатами испытания пласта в 57 скважинах с удлинением не более 30 м.
В скважинах № 1П, 2Н, 2П, 2н, 3н, 5н, 9н, 10-Р, 13-Р, 14-Р, 15-Р, 17-Р, 18-Р, 22-Р, 24-П, 35-Р, 37-ПО, 40-ПО, 40Н, 41-ПО, 91, 170Н, 210Н, 360Н ГВК вскрыт по данным ГИС в проницаемой части на а. о. – 909,7 м (скважины № 2Н, 91) – 914,4 м (скважина № 22-Р). При перфорации пласта в скважинах № 3н, 5н, 9н, 10-Р, 13-Р, 15-Р, 18-Р, 22-Р, 91 дебиты газа составили 256,6 – 642,8 тыс. м3/сут. В новых разведочных скважинах № 50-Р, 51-Р, 52-Р, 53-Р, 54-Р, 55-Р пласт ПК1 не испытан, газоводяной контакт принят по данным ГИС. Все скважины подтвердили принятый ГВК залежи [2].
Начальный уровень газоводяного контакта по пласту ПК1 принят на а. о. минус 911±3 м.
Залежь массивная, размеры ее в границах принятого контура газоносности составляют 69,7 х 7,9-12,4 км, высота – 102,5 м.
Пласт ПК1 охарактеризован испытанием 25 объектов, выполненных в 23 скважинах. В процессе исследований получено: 20 фонтанов газа, 5 притока пластовой воды.
Фонтанирующие притоки газа в процессе исследования залежи пласта ПК1 получены в 18 скважинах. Гидродинамические исследования 20 объектов проводились на 4-8 режимах на диафрагмах диаметрами 6,0-38,1 мм при пластовых депрессиях 0,01-9,06 МПа. Дебиты газа по объектам варьируют в пределах от 52,3 (скважина № 38 на 6 мм диафрагме) до 983,7 (скважина № 19 на 38 мм диафрагме) тыс. м3/сут. Полученные результаты соответствуют насыщению, определенному по интерпретации ГИС. Газ сухой. В скважинах № 36 и 104 провели газоконденсатные исследования через сепаратор на штуцерах диаметром 12,0-15,0 мм, признаков конденсата и воды не обнаружено. Абсолютно-свободные дебиты газа по объектам изменяется от 1102,0 тыс. м3/сут (скважина № 104) до 7588,0 тыс. м3/сут (скважина № 23).
1.3Сведения о запасах углеводородов
Последний подсчет запасов был выполнен в 2011 году ОАО «СибНАЦ» , по результатам бурения и испытания новых скважин на Южно-Русском и Яровом месторождениях и результатам сейсморазведочных работ 3D в центральной и южной частях месторождения. Геологические запасы свободного газа по пласту ПК1 были оценены в 665,110 млрд. м3 [2].
В 2017 г. выполнен «Подсчет запасов газа туронской и сеноманской газовых залежей Южно-Русского месторождения» по материалам переинтерпретации данных сейсморазведки 3Д в объеме 1462,12 км2 и 920 км2, уточнения структурных построений по данным бурения 10 новых скважин.
Представляемые по состоянию изученности на 01.01.2017 запасы свободного газа по категории А составляют 645,689 млрд. м3.
В целом по пласту ПК1 по сравнению с утвержденными ГКЗ в 2011 г. и представляемые по состоянию изученности на 01.01.2017 суммарные запасы газа по сумме категорий АВС1 уменьшились на 19421 млн. м3 (минус 3 %).
Сведения о запасах свободного газа Южно-Русского месторождения, числящихся на государственном балансе на 01.01.2018 представлены в таблице 1.3.
Таблица 1.3 – Сопоставление запасов свободного газа на 01.01.2017 Южно-Русского НГКМ
Продуктивные
пласты Начальные геологические запасы, млн. м3
Текущие запасы На государственном балансе
А B1 А+B1 B2
Пласт Т1-2 - 358209 286179 52758
Пласт ПК1 645689 - 665110 -
Всего по месторождению 645689 358209 951289 52758
2СВЕДЕНИЯ О ТЕКУЩЕМ СОСТОЯНИИ РАЗРАБОТКИ
2.1Текущее состояние разработки
Проектным документом, в соответствии с которым ведется разработка сеноманской залежи Южно-Русского месторождения, является «Технологический проект разработки сеноманской газовой залежи Южно-Русского месторождения» выполненный в 2012 г. ООО «ТюменНИИгипрогаз» [4].
«Технологический проект разработки сеноманской газовой залежи Южно-Русского месторождения» разработан на основе накопленных промысловых данных за период эксплуатации сеноманской залежи, уточнения запасов газа в рамках «Подсчета запасов газа туронской и сеноманской газовых залежей Южно-Русского месторождения» (протокол заседания ГКЗ Роснедра), выполненного в 2017 г. ООО «Недра-Консалт», а также решений предыдущих проектных документов:
«Проекта разработки сеноманской (ПК1) и сенонских (Т1, Т2) залежей Южно-Русского нефтегазового месторождения», выполненного в 2005 г. ООО «ТюменНИИгипрогаз»;
«Авторского надзора за реализацией проекта разработки сеноманской (ПК1) и туронских (Т1 и Т2) залежей Южно-Русского нефтегазового месторождения», выполненного в 2007 г. ООО «ТюменНИИгипрогаз».
Согласно протоколам комиссии газовой промышленности и заседания ЦКР Роснедра для разработки сеноманской залежи согласован вариант 2а, характеризующийся следующими проектными решениями [4]:
общий фонд скважин – 164 ед.;
эксплуатационный фонд скважин – 142 ед. (объединенные в 41 куст по три-четыре скважины);
бурение восьми боковых стволов в период с 2020 по 2035 гг.
наблюдательный фонд скважин – 17 ед. (12 одиночных скважин, и пять скважин, расположенных на площадках центральных эксплуатационных кустов залежи (№ 4, 17, 21, 36 и 39);
специальный фонд скважин – 5 ед.;
период постоянных отборов (25 млрд. м3) – 10 лет (2012-2021 гг.);
накопленная добыча свободного газа на конец 2054 г. – 566,4 млрд. м3 или 85,2 % от утвержденных запасов газа (665,1 млрд. м3, в 2010 г. ОАО «СибНАЦ»).
В ходе эксплуатации сеноманской залежи (начиная с 2007 г. и до текущего момента) авторами проектного документа ведется ежегодный авторский надзор за выполнением утвержденных проектных решений.
С поступлением промысловой информации специалистами ООО «ТюменНИИгипрогаз» выполнялось оперативное пополнение геолого-технологической модели для уточнения показателей разработки, а на основе анализа текущего состояния разработки формировались рекомендации для повышения эффективности работы скважин и оборудования.
В настоящее время, в рамках разработки Южно-Русского нефтегазоконденсатного месторождения, ведется освоение и эксплуатация двух залежей: сеноманской и туронской.
По состоянию на 01.01.2017 на Южно-Русском месторождении пробурено 185 скважин, из них действующий фонд составляет 145 единиц, контрольных – 28, поглощающих – 3, в консервации – 1, в ликвидированных – 8 (таблица 2.1).
В таблице 2.2 представлено состояние реализации проектного фонда скважин на 01.01.2017 г.
Технологические показатели разработки сеноманской залежи на 01.01.2017 имеют некоторые отклонения от проектных величин:
фонд действующих скважин – 142 ед. (по проекту 142 ед.);
накопленная добыча – 215,55 млрд. м3 (по проекту 215,30 млрд. м3);
средний дебит скважин – 519,00 тыс. м3/сут (по проекту 543,40 тыс. м3/сут);
депрессия в зоне отбора – 0,20 МПа (по проекту 0,26 МПа);
среднее устьевое давление – 4,66 МПа (по проекту 5,04 МПа);
пластовое давление в эксплуатационной зоне – 5,69 МПа (по проекту 6,12 МПа);
коэффициент эксплуатации – 0,97 (по проекту 0,95).
Таблица 2.1 – Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2017 Южно-Русского НГКМ [4]
Наименование Характеристика фонда скважин ПК1
Фонд добывающих газовых скважин Пробурено 142
Возвращены с других объектов -
Переведены из других категорий -
Всего: 142
в том числе:   действующие 142
  бездействующие 0
  в освоении после бурения 0
  в консервации 0
  в ожидании ликвидации 0
  ликвидированные 0
Фонд контрольных скважин Пробурено 18
Переведены из других категорий -
Всего: 18
в том числе: наблюдательные 18
пьезометрические -
Фонд специальных скважин поглощающие Пробурено 3
Возвращены с других объектов -
Переведены из других категорий -
Всего: 3
в том числе: действующие 3
бездействующие -
в освоении после бурения -
в ожидании ликвидации -
ликвидированные -
Общий фонд* действующие 145
в освоении после бурения 0
бездействующие 0
в консервации 0
пьезометрические -
наблюдательные 18
ликвидированные и в ожидании ликвидации 7
Всего 170
Таблица 2.2 – Состояние реализации проектного фонда скважин на 01.01.2017 г. Южно-Русское месторождение [4]
Состояние реализации проектного фонда скважин Пласт ПК1 В
целом
Утвержденный проектный фонд - всего 164 408
- добывающие 142 370
- нагнетательные - -
- контрольные 22 16
- водозаборные - -
Утвержденный проектный фонд для бурения - всего 0 234
- добывающие 0 227
- нагнетательные - -
- контрольные - 7
- водозаборные - -
Фонд скважин на 01.01.2017 - всего 170 185
- добывающие 142 145
- нагнетательные - -
- поглощающие 3 3
- контрольные 18 28
- водозаборные - -
Фонд скважин для бурения на 01.01.2017 - всего -  233
- добывающие - 226
- нагнетательные - -
- контрольные - 7
- водозаборные - -
Выполнение исследовательских работ ведется в соответствии с утвержденной проектом программой.
Технологические показатели разработки туронской залежи на 01.01.2017 составляют:
фонд действующих скважин – 3 ед. (по проекту – 3 ед.);
накопленная добыча – 528,7 млн. м3 (по проекту – 639,7 млн. м3)
средняя депрессия на газовых скважинах – 3,21 МПа (по проекту 2,23 МПа);
среднее устьевое давление – 4,94 МПа (по проекту 4,76 МПа);
пластовое давление в эксплуатационной зоне – 9,19 МПа (по проекту 8,66 МПа);
средний дебит газа одной скважины – 257 тыс. м3/сут (по проекту 284,4 тыс. м3/сут);
коэффициент эксплуатации – 0,76 (по проекту 0,86).
Основные технологические показатели разработки на 01.01.2017 имеют некоторые отклонения от проектных величин:
фонд действующих скважин – 142 ед. (по проекту 142 ед.);
накопленная добыча – 215,55 млрд. м3 (по проекту 215,30 млрд. м3);
средний дебит скважин – 519,00 тыс. м3/сут (по проекту 543,40 тыс. м3/сут);
депрессия в зоне отбора – 0,20 МПа (по проекту 0,26 МПа);
среднее устьевое давление – 4,66 МПа (по проекту 5,04 МПа);
пластовое давление в эксплуатационной зоне – 5,69 МПа (по проекту 6,12 МПа);
коэффициент эксплуатации – 0,99 (по проекту 0,95).
Технологические показатели разработки пласта ПК1 с начала разработки представлены в таблице 2.3.
2.2Контроль и регулирование разработки
Рассмотрим распределение удельного дебита по всем эксплуатационным скважинам, то есть суточный отбор газа на единицу депрессии [3, 4].
Максимальная продуктивность была отмечена в скважине № 271 (871,7 тыс. м3/(сут10-1 МПа)),  минимальная в скважине № 134 – (8,2 тыс. м3/(сут10-1 МПа)) .
Помимо скважины № 134 низкие величины удельного дебита выделены в скважинах № 163, 352, 372 и 274 (31,4, 49,6, 54,6 и 60,4 тыс. м3/(сут10-1 МПа) соответственно).
Таблица 2.3 – Технологические показатели разработки. Месторождение Южно-Русское Пласт ПК1
Годы Фонд скважин с начала разработки Добыча свободного газа, млн. м3 Коэффициент извлечения газа доли ед.
Годовая Накопленная 2007 43 1340 1340 0.002
2008 106 15190 16530 0.026
2009 141 22690 39220 0.061
2010 142 25380 64600 0.100
2011 142 25650 90250 0.140
2012 142 25305 115570 0.179
2013 142 25084 140654 0.218
2014 142 24995 165649 0.257
2015 142 24915 190564 0.295
2016 142 24984 215547 0.334
Приведенные в таблице 2.4 параметры пласта в призабойной зоне выделенных скважин, подтверждают низкие ФЕС, как по результатам ГИС в период ввода скважины в эксплуатацию, так и по последим ГДИ и наглядно позволяют определить наметившуюся тенденцию снижения удельного дебита с течением времени эксплуатации.
Таблица 2.4 – Характеристика эксплуатационных скважин № 134, 163, 274, 352 и 372
Показатели Порис-тостьПроницаемость Дебит скважины Депрессия
по
ГИС по
ГИС по
ГДИ на момент
запуска в
эксплуата-циюпо состоянию
на 01.07.2019 на момент
запуска в
эксплуата-циюпо состоянию
на 
01.07.2019
Ед.изм.
№ скв. % 10-3 мкм2 тыс. м3/суттыс. м3/сутМПа МПа
134 33,5 1077,6 26,8 480 100 0,22 1,22
163 32,7 617,1 43,1 407 127 0,29 0,40
274 30,7 134,1 43,0 387 278 0,34 0,46
352 29,5 168,4 54,0 504 185 0,48 0,37
372 28,7 60,4 18,0 425 276 0,54 0,51
Необходимо отметить, что для скважин с высокой продуктивностью (более 600 тыс. м3/(сут10-1МПа)) следует ограничивать суточную добычу. По состоянию на 01.07.2019 на месторождении две скважины (№ 271, 312) с высокой продуктивностью, которые располагаются в V (южной) зоне залежи.
Для оценки режимов работы скважин на рисунке 2.1 показано распределение депрессии по скважинам в зависимости от величины дебита.

Рисунок 2.1 – Распределение дебитов скважин по депрессииВ скважинах, где наблюдалось высокое значение депрессии в период 2010 – II кв. 2019 гг. выполнены рекомендованные ранее исследования с использованием установки «Надым-2». Исследования рекомендовалось выполнять на различных режимах (не менее трех) с определением объемов воды и механических примесей.
Анализ имеющихся данных представлен в таблице 3.2. Из таблицы видно, что проницаемость в районе выделенных скважин низкая (около 122,7·10-3 мкм2), при этом эксплуатация ведется с дебитами близкими к среднемесячному дебиту всего фонда (рисунок 2.2) [4].

Таблица 2.5 – Сводная тaблица результатов исследований через установку
№
скважины Проницаемость
(пластовое давление)
по ГДИ,
10-3 мкм2 (МПа) Время
режима, мин. Диаметр
шайбы, мм ΔР,
МПа Q,
тыс .м3/сутОбъем
пробы
воды, л
42 187,9
(6,13) 90 20 0,16 328 0,21
90 22 0,20 384 1,14
90 24 0,25 435 1,24
90 26 0,31 482 1,28
163 43
(5,00) 60 13 0,17 117 0,65
60 15 0,24 148 0,10
60 17 0,30 184 0,05
60 19 0,39 219 0,01
274 -
(5,79) 60 14 0,14 158 -
60 16 0,20 196 -
60 18 0,25 241 -
60 20 0,32 281 -
301 66
(4,40) 30 17 0,20 161 0,33
30 20 0,29 211 0,095
30 23 0,37 259 0,15
30 26 0,45 299 0,24
303 144
(4,34) 30 15 0,17 127 -
30 18 0,24 173 0,05
30 21 0,34 223 0,62
30 24 0,44 263 0,28
313 19,8
(7,95) 30 шлейф 0,30 492 -
60 22 0,50 597 -
120 16 0,25 307 0,38
120 18 0,32 443 0,89
120 20 0,41 522 1,29
351 260
(4,74) 30 16 0,10 164 -
30 20 0,18 242 0,045
30 24 0,26 321 0,158
30 28 0,35 387 0,31
352 -
(4,72) 30 17 0,10 189 0,00
30 18 0,11 211 0,00
30 19 0,14 231
2 0,00
60 20 0,16 252 0,00
353 171
(4,80) 30 16 0,16 161 0,214
30 20 0,28 234 0,541
30 24 0,41 305 0,278
30 28 0,54 362 0,285
362 -
(5,98) 60 шлейф 0,35 - 0,58
60 26 0,56 445 -
60 18 0,18 255 3,80
60 20 0,25 297 4,60
60 24 0,38 375 4,10
60 26 0,44 405 4,00
Продолжение таблицы 2.5
№
скважины Проницаемость
(пластовое давление)
по ГДИ,
10-3 мкм2 (МПа) Время
режима, мин. Диаметр
шайбы, мм ΔР,
МПа Q,
тыс .м3/сутОбъем
пробы
воды, л
371 72,0
(5,75) 60 15 0,21 174 0,00
60 17 0,28 214 0,00
60 19 0,36 257 0,00
60 21 0,45 298 0,00
372 100,0
(5,78) 60 14 0,22 117 0,00
60 16 0,31 191 0,00
60 18 0,39 234 0,02
60 20 0,51 271 0,00
373 -
(6,21) 60 16 0,16 218 -
60 18 0,21 270 -
60 20 0,28 319 -
60 22 0,36 369 -
382 270,0
(6,74) 30 шлейф 0,48 - -
60 26 0,43 441 -
90 22 0,30 382 0,00
90 24 0,34 425 0,00
90 26 0,38 460 2,00
90 28 0,42 489 1,60
411 349
(5,49) 30 16 0,19 189 0,00
30 19 0,28 254 0,00
30 22 0,37 321 0,00
30 25 0,46 378 0,20
412 780
(5,58) 60 16 0,18 191 0,27
60 19 0,27 256 0,09
60 22 0,36 325 0,72
60 25 0,47 381 0,62
413 65,7
(6,36) 90 18 0,22 279 0,34
90 20 0,28 331 0,74
90 22 0,33 387 1,46
90 24 0,40 438 1,20
Данные скважины расположены в южной части сеноманской залежи Южно-Русского месторождения, которая характеризуется низкими ФЕС, поэтому скважины работают с высокой депрессией. Длительная работа скважин на таких режимах увеличивает риск преждевременного обводнения скважин и вывода их из эксплуатации.

Рисунок 2.2 – Динамика дебитов выделенных скважин
за период 2010 – II кв. 2019 гг.Таким образом, при существующем режиме работы залежи, осложненным высокой скоростью подъема ГВК необходимым условием для стабильной эксплуатации скважин являются минимизация превышения режимов над проектными и снижение давления на входе в УКПГ. Невыполнение данных рекомендаций приведет к выбытию эксплуатационных скважин в бездействующий фонд по причине их преждевременного обводнения [4].
Средняя устьевая температура по скважинам на дату формирования отчета составляет 8,35 С. Устьевая температура по 100 % эксплуатационного фонда скважин на 01.07.2019 находится выше температуры гидратообразования, которая на текущую дату составляет около 1,01 С, то есть можно сделать вывод, что фонд эксплуатационных скважин работает в безгидратном режиме.
Сравнение среднемесячных устьевых температур по скважинам за период разработки показано на рисунке 2.3. Из рисунка можно сделать вывод, что тенденция ежегодного роста температуры сохранялась до 2010 г. включительно. На момент выхода месторождения на стабильный режим работы в 2010 г. (введены все скважины, обеспечивается максимальная добыча) рост температуры стабилизировался. Так увеличение среднемесячной устьевой температуры в период 2008-2010 гг. составляло в среднем 0,41 С, а за период 2011 – II кв. 2019 гг. – составляет 0,40 С.

Рисунок 2.3 – Распределение среднемесячной устьевой температурыВ конце 2007 г. пластовое давление в эксплуатационном поле составляло 9,12 МПа. За 2008 г. оно снизилось на 0,34 МПа, в течение 2009 г. – на 0,28 МПа, а в течение 2010 г. – на 0,37 МПа, за 2011 г. – на 0,43 МПа, за 2012 г. – на 0,35 МПа, за 2013 г. – на 0,42 МПа, за 2014 г. – на 0,40 МПа, за 2015 г. – на 0,42 МПа, за 2016 г. – на 0,42 МПа, за 2017 г. – на 0,45 МПа, за 2018г. – на 0,47 МПа, за I – II кв. 2019 г. – на 0,22 МПа (рисунок 2.4) [4].
За I – II кв. 2019 г. пластовое давление в эксплуатационном поле снизилось на 0,22 МПа и составляет 4,66 МПа. Темп снижения пластового давления с увеличением накопленной добычи газа в 2010 г. соответствовал проектному на 98,74 %, в 2011 г. – на 97,09 %, в 2012 г. – на 99,07 %, в 2013 г. – на 97,63 %, в 2014 г. – на 96,79 %, в 2015 г. – на 94,67 %, а за 2016 г. – на 92,79 %, за 2017 г. – на 98,59 %.

Рисунок 2.4 – Изменение пластового давления
за период 01.10.2007-01.07.2019
По состоянию на 01.07.2019 пластовое давление в эксплуатационной зоне изменяется от 4,19 МПа (скважина № 292) до 5,67 МПа (скважина № 392). Среднее пластовое давление в районе скважин снизилось относительно начального на 49,57 % и составило 4,66 МПа, при накопленном отборе газа 277,48 млрд. м3 или 42,97 % от начальных запасов.
Динамика снижения пластового давления по выделенным зонам залежи показана на рисунке 2.5. Данный график не является рекомендацией к перераспределению добычи, так как фактически ограничения по работе кустов в настоящее время диктуются режимами работы газосборной сети.
Темпы снижения пластового давления по северо-центральной, центральной и южной зонам сопоставимы между собой. Северная зона характеризуется более высокими пластовыми давлениями, что обусловленные величиной потерь давления в газосборной сети. В течение 2011-2015 гг. наблюдается отклонение темпа падения давления относительно уже сложившегося темпа за предыдущий период. Можно предположить, что данное отклонение связано с перераспределением добычи и регулированием режимов работы отдельных кустов (скважин). Таким образом, в текущем году разница между темпами падения пластового давления во всех зонах составляет 0,82 МПа, при этом темп падения пластового давления в южно-центральной зоне выше, чем в остальных зонах залежи.

Рисунок 2.5 – Снижение пластового давления в эксплуатационном поле с учетом зонального разделенияСреднее пластовое давление по залежи в целом составило 4,66 МПа.
Разница в потерях пластовой энергии и величина темпа отбора газа от начальных запасов указывает на незначительное проявление упруговодонапорного режима работы залежи, что на данной стадии разработки хорошо согласуется с практикой разработки аналогичных месторождений.
Наибольшее снижение пластового давления отмечается в районе эксплуатационного куста № 29, вдоль оси простирания залежи, с наметившейся тенденцией смещения к восточной границе ГВК южно-центральной и южной частей залежи.
В целом депрессионная воронка в эксплуатационной зоне соответствует контуру залежи без наличия существенных локальных снижений.
Пластовое давление, зафиксированное в ходе статических замеров в скважинах наблюдательного фонда приведено в таблице 2.6.
Таблица 2.6 – Результаты замеров статических давлений по наблюдательному фонду в 2009 – II кв. 2019 гг.Номер скважины Начальное пластовое давление (по ПЗ) Первичное исследование Последнее исследование Изменение пластового давления,
Дата
замера Пластовое давление, МПа Дата
замера Пластовое давление, МПа МПа %
1-н 9,34 МПа 26.03.2010 8,47 25.11.2018 5,26 3,21 37,90
2-н 08.04.2011 8,80 29.11.2018 6,51 2,29 26,02
3-н 21.05.2010 8,31 16.09.2018 5,03 3,28 39,47
4-н 17.11.2009 8,50 02.04.2019 4,54 3,96 46,59
5-н 08.06.2009 8,79 25.06.2019 4,80 3,99 45,39
6-н 24.12.2010 8,26 25.06.2019 4,59 3,67 44,43
7-н 28.04.2010 8,36 25.06.2019 4,32 4,04 48,33
8-н 05.01.2010 8,94 - - - -
9-н 07.03.2010 8,83 24.06.2019 5,19 3,64 41,22
10-н 10.05.2009 9,25 24.06.2019 5,76 3,49 37,73
Наименьшее снижение пластового давления на дату составления отчета отмечается в наблюдательной скважине № 2-н, что обусловлено тем, что она расположена на значительном удалении от основной эксплуатационной зоны. В скважине № 8-н замеры не проводились с 2015 г. по причине ее обводнения. Изменение пластового давления в целом по периферии залежи на 01.07.2019 составляет 40,79 %, что указывает на хорошую гидродинамическую связь залежи в целом.
На рисунке 2.6 представлена карта пластового давления по сеноманской залежи Южно-Русского месторождения по состоянию на 01.07.2019.


Рисунок 3.17 – Пластовое давление по сеноманской залежи на 01.07.2019
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ СРЕДНЕЙ СКВАЖИНЫ ЮЖНО-РУССКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
В некоторых методах определения показателей разработки месторождений природных газов используется понятие средней скважины, т.е. расчеты выполняются на среднюю скважину. Принимается, что «средняя» скважина имеет среднюю глубину, среднюю длину шлейфа, среднюю конструкцию, средние допустимые дебит и депрессию, средние коэффициенты фильтрационных сопротивлений А и В.
Если на месторождении имеется значительное число скважин, то параметры «средней» скважины можно определить на основе методов статистики и теории вероятностей. Однако из-за недостаточного объема информации при составлении проектов разработки часто используют другой метод, рассмотренный ниже [5].
Пусть на месторождении имеется N газовых скважин. По результатам исследований этих скважин определены уравнения притока газа к каждой скважине и допустимые дебиты (депрессии). Тогда параметры «средней» скважины рассчитываются следующим образом [8].
Acp=i=1Naiqii=1Nqi 3.21Bcp=N⋅i=1Nbiqi2i=1Nq2 3.22ΔPcp2=1Ni=1N2⋅Pн-δi⋅δi 3.23δcp=PH-PH2-i=1N2PH-δi⋅δiN 3.24qсp=-Aср2Bср+Acp24Bcp2+2⋅РH-δср⋅δсрВср (3.25)qi=-Ai2Bi+Ai24Bi2+2⋅РH-δi⋅δiBi 3.26 где Аср и Вср - коэффициенты фильтрационных сопротивлений «средней» скважины, [Аср] = МПа2/ тыс.м3/сут, [Вср] = (МПа2/ тыс.м3/сут)2
аi ,bi - коэффициенты фильтрационных сопротивлений i-й скважины;
qi - дебит i-й скважины, тыс. м3/сут;
δi  - депрессия на пласт в i-й скважине, МПа;
N - количество скважин, шт;
Рн - начальное пластовое давление, МПа;
qср - дебит «средней» скважины, тыс. м3/сут;
δср  – депрессия «средней» скважины.
При определении показателей разработки месторождений природных газов используют понятие «средней» скважины, то есть все расчеты ведутся для скважины, имеющей средние параметры. Принимается, что «средняя» скважина имеет среднюю глубину, среднюю конструкцию, средние допустимые депрессии и дебит, средние коэффициенты фильтрационных сопротивлений А и В, средние длину и диаметр шлейфа.
Расчет параметров «средней» скважины выполняется по следующим формулам:
ΔPcр2=1ni=1nΔPi2 (3.27)где ΔР2ср = Р2пл – Р2з - разность квадратов пластового и забойного давлений «средней» скважины, МПа2;
ΔР2i - разность квадратов пластового и забойного давлений i-той скважины, МПа;
n – количество скважин.
Qcр=1ni=1nQcit (3.28)
где Qср - дебит газа «средней» скважины, тыс.м3/сут;
Qсi - дебит газа i-той скважины, тыс.м3/сут.
Аcр=i=1nАi⋅Qciti=1nQit (3.29)где Аср, Аi – коэффициент фильтрационного сопротивления «средней» и i-ой скважины, МПа2 / (тыс.м3/сут);
Bcр=ni=1nBi⋅Qci2ti=1nQcit2 (3.30)где Вср, Вi – коэффициент фильтрационного сопротивления «средней» и i-ой скважины, МПа2 / (тыс.м3/сут)2;
Lcр=1ni=1nLi (3.31)где Lср – длина НКТ «средней» скважины, м;
Li – длина НКТ i-ой скважины, м.
Параметры «средней» скважины рассчитывались по данным «Технологического режима на 4 квартал 2019 года», представленные в приложение №1.
Рассчитаем результаты определения разности квадратов пластового и забойного давлений по скважинам. Внесем результаты расчета в таблицу 3.1.
Таблиц 3.1 – Разность квадратов пластового и забойного давления добывающих скважин пласта ПК1 Южно-Русского месторождения
№сквΔР2 №сквΔР2 №сквΔР2 №сквΔР2
5 52,45 97 44,48 175 82,68 369 42,24
7 59,28 98 59,05 176 39,09 370 82,97
18 64,95 101 37,92 179 82,50 371 85,21
20 73,45 105 58,06 180 48,78 372 58,45
23 37,10 111 73,29 181 44,53 373 62,18
25 42,29 115 43,18 184 48,99 374 48,84
29 41,16 117 72,05 186 24,99 375 49,13
30 54,73 118 35,80 260 45,42 376 50,25
42 51,05 121 26,58 261 49,69 377 34,13
43 67,76 123 42,38 273 56,28 381 58,48
47 29,77 129 30,66 274 61,63 382 52,15
48 38,65 131 43,93 275 76,02 387 28,65
50 28,50 134 32,62 278 32,43 388 45,61
51 36,03 136 22,08 279 60,00 390 51,17
52 71,38 139 16,43 289 35,92 391 34,87
53 24,26 142 37,79 290 45,00 393 72,50
54 26,54 147 20,29 292 74,43 396 16,67
55 88,67 151 32,12 297 43,58 397 52,83
56 29,82 152 23,80 339 58,60 397 15,34
57 34,52 155 60,68 349 51,55 398 61,98
58 58,93 158 54,41 350 57,06 398 42,08
59 21,51 161 51,67 352 72,72 399 17,82
60 73,14 162 66,61 357 42,76 400 26,52
61 7,92 164 39,51 358 66,82 401 56,51
62 43,12 165 29,04 359 68,65 403 63,50
78 61,15 166 66,43 360 47,12 406 32,50
83 53,31 168 75,27 361 50,16 408 37,34
85 36,01 169 20,56 362 39,58 411 76,97
86 36,28 170 13,34 363 63,92 412 42,59
87 61,23 171 67,45 365 70,78 413 32,51
91 75,87 173 44,04 367 37,19 416 45,72
96 66,04 174 63,95 368 41,35 417 23,15
По формуле (3.27) определим среднее значение разности квадратов пластового и забойного давлений
ΔPcр2=1128i=112852,45+..…+23,15= 48,22 МПа Рассчитаем средний дебит газа по скважинам, по формуле (3.28):
Qср=1128i=1128(219,37+..……+331,34)=328,55 тыс.м3/сутПо формуле (3.29) определим коэффициент фильтрационного сопротивления средней скважины. Для этого вначале рассчитаем Аi⋅Qcit, результат сведем в таблицу 3.2.
Таблиц 3.2 – Результат определения Аi⋅Qcit для добывающих скважин пласта ПК1 Южно-Русского месторождения
№сквАi⋅Qcit№сквАi⋅Qcit№сквАi⋅Qcit№сквАi⋅Qcit5 2,51741 97 0,30937 175 0,00568 369 0,02689
7 1,84184 98 0,27796 176 3,65512 370 0,31607
18 2,46084 101 1,40357 179 0,11631 371 0,28584
20 1,80045 105 1,66741 180 0,00506 372 0,47705
23 2,19015 111 0,27171 181 1,51659 373 0,24477
25 1,60240 115 0,24182 184 0,10351 374 0,93308
29 0,61843 117 1,62994 186 1,34976 375 0,28130
30 2,24853 118 0,04705 260 12,92921 376 0,25440
42 0,60453 121 0,50315 261 2,23038 377 0,42458
43 2,19800 123 1,45064 273 12,63866 381 0,16335
47 0,53803 129 1,90167 274 2,18026 382 0,02628
48 1,95622 131 0,04600 275 0,27795 387 0,02339
50 0,06957 134 0,49184 278 11,24841 388 0,28333
51 0,21785 136 0,04094 279 0,27359 390 0,18183
52 0,10345 139 0,43774 289 1,94043 391 0,06801
53 3,65344 142 1,85894 290 0,24738 393 0,15968
54 0,83044 147 1,65445 292 0,26744 396 0,06053
55 0,10113 151 1,78135 297 0,23802 397 0,09000
56 3,57134 152 2,48010 339 0,29241 397 3,17849
57 0,30048 155 0,07327 349 0,12772 398 2,72243
58 0,04941 158 4,20129 350 0,29241 398 0,14211
59 0,24313 161 0,32333 352 0,28584 399 0,24872
60 0,04830 162 0,00581 357 0,25440 400 0,03163
61 0,21638 164 1,74132 358 0,32333 401 0,27697
62 0,04298 165 2,42437 359 0,29241 403 0,17775
78 0,35560 166 0,11898 360 0,48802 406 0,24650
83 1,61329 168 0,07162 361 0,25040 408 0,15819
85 1,55145 169 1,54977 362 0,95453 411 2,66126
86 0,28130 170 2,15769 363 0,12485 412 0,29372
87 0,28434 171 4,10688 365 0,28584 413 0,03092
91 0,34761 173 0,06375 367 0,11112 416 2,36852
96 1,57704 174 0,31607 368 0,25440 417 0,26141
Полученные значения подставим в уравнение:
Аcр=144,37(219,37+.…+331,34)= 144,3742055,18= 0,00343 МПа2 / (тыс.м3/сут)Определим коэффициент фильтрационного сопротивления средней скважины по формуле (3.30). Для этого вначале рассчитаем Bi⋅Qci2t, результат сведем в таблицу 3.3.
Таблиц 3.3 – Результат определения Bi⋅Qci2t для добывающих скважин пласта ПК1 Южно-Русского месторождения
№сквBi⋅Qci2t№сквBi⋅Qci2t№сквBi⋅Qci2t№сквBi⋅Qci2t5 0,81 97 13125,25 175 5564,68 369 59,08
7 0,72 98 2609,15 176 4914,20 370 0,47
18 0,57 101 265,60 179 1319,01 371 6529,38
20 0,51 105 7271,15 180 7817,98 372 10,25
23 0,80 111 1844,66 181 52535,18 373 32,58
25 0,72 115 2591,62 184 1853,12 374 1,42
29 0,78 117 5140,69 186 73808,14 375 0,65
30 1,00 118 8792,75 260 17087,49 376 9173,31
42 0,55 121 133,27 261 20638,16 377 14,40
43 0,71 123 7222,30 273 12080,83 381 3296,88
47 0,77 129 2986,08 274 14591,15 382 41,77
48 0,99 131 6216,46 275 90,07 387 58,68
50 2,91 134 94,22 278 16972,70 388 1,24
51 45,78 136 8733,68 279 794,73 390 8,12
52 34,09 139 132,38 289 20499,52 391 2,06
53 3710,22 142 2111,16 290 126,55 393 2330,89
54 2,00 147 2966,02 292 561,88 396 2,89
55 24,10 151 36886,84 297 789,40 397 33,86
56 2623,12 152 109,82 339 10,44 397 3685,29
57 765,53 155 1479,08 349 3,92 398 40,92
58 2,73 158 4947,43 350 75,45 398 3274,74
59 310,74 161 742,15 352 7,38 399 439,52
60 1,93 162 7870,85 357 10,37 400 2,62
61 436,56 164 26078,95 358 0,66 401 0,88
62 2,71 165 77,65 359 9235,34 403 5,74
78 13214,02 166 1865,65 360 14,49 406 1,23
83 267,39 168 1045,71 361 46,09 408 8,06
85 74307,31 169 36639,05 362 2,01 411 28,93
86 737,17 170 109,09 363 2,77 412 541,23
87 127,40 171 3497,83 365 53,34 413 1,85
91 9342,29 173 1469,15 367 3,89 416 40,64
96 189,05 174 524,70 368 74,94 417 760,39
Полученные значения подставим в уравнение:
Bcр=(0,81+..…….+760,39)219,39+..…….+331,342=593752,261768637769,18==0,000335 МПа2/ (тыс.м3/сут) 2 Определим длина НКТ средней скважины по формуле (3.31):
Lcр=1128675+..…+746= 699,78 мТаким образом, параметры средней скважины объекта ПК1 Южно-Русск?