Технико-экономические показатели разработки

Анализ текущего состояния разработки месторождения

Характеристика фонда скважин

На 01.01.2005 г. на месторождении Астрахановское пробурено 11 скважин. Действующий фонд составляет 3 скважины (№№ 8, 3, 11), законсервированный — 2 скважины (№№ 4, 6). В ожидании ликвидационных работ находится скв. № 9, ликвидированный фонд — 5 скважин (№№ 12, 10, 1, 5, 7), табл.2.1.

Разработка залежи XI пласта в I блоке началась в октябре 2001 года скважиной № 8, выведенной из консервации и пробуренной как разведочная.

Скв. № 11 пробурена как эксплуатационная. В ноябре 2001 года начала разрабатывать XVI₃₊₄ пласт в I блоке.

В 2003 году эксплуатационная скв. № 3 начала разрабатывать залежь XVI₁₊₂ пласта I блока.

Характеристика технологических показателей разработки

В таблице 11 А представлено сравнение проектных и фактических показателей разработки. Можно отметить удовлетворительную сопоставимость объема добычи в 2002 году. Превышающая проектную добыча в 2003 году объясняется тем, что месторождение эксплуатировалось тремя скважинами вместо двух по проекту. Различие остальных параметров разработки обусловлено водонапорным режимом разработки (при проектировании предполагался газовый режим эксплуатации объектов).

На 01.01.2005 г. в разработке находятся 5 газоконденсатных залежей, объединенных в 3 эксплуатационных объекта, (XI пласт XVI₁+XVI₂ иXVI₃+XVI₄ пропластки XVI пласта), начальные запасы сухого газа по которым составляют 800 млн. м³ или 58% от запасов сухого газа, числящихся по месторождению на балансе объединения. Разработка месторождения вступила в период падающей добычи: 2002 г. — 111 млн. м³ газа, 2003 г. — 151 млн. м³, в 2004 — 129 млн. м³. Годовая добыча воды за этот период возросла с 2,69 тыс. м³ (2002 г.) до 9,4 тыс. м³ (2004 г.).

Суммарная добыча газа по месторождению по состоянию на 01.01.2005 г. составила 413 млн. м³, конденсата — 60,1 тыс. т, воды — 19,1 тыс.т. Текущая газоотдача по разрабатываемым залежам достигла 26 — 87% от уточненных запасов сухого газа. Остаточные запасы свободного газа по месторождению по состоянию на 01.01.2005 г. составляют 976 млн. м³ (в том числе 387 млн. м³ по разрабатываемым залежам) остаточные извлекаемые запасы конденсата — 79 тыс. т (40 тыс. т по разрабатываемым залежам).

Залежь XI пласта 1 блока. Запасы газа, подсчитанные объемным методом, составляют 185 млн. м³. Глубина залегания кровли продуктивного пласта 2564 м (отм. абс). Максимальная высота залежи 11 м. Средневзвешенная газонасыщенная толщина по площади залежи равна 5 м. Залежь неполнопластовая, тектонически экранированная, по всей продуктивной площади подстилается водой. Абсолютная отметка начального ГВК — 2575 м (абс. отм.), размеры залежи 1,75 Ч 0,9 км (длина и ширина). Начальное пластовое давление 25,6 МПа. Средняя пористость составляет 21%, Газопроницаемость этих коллекторов по керну изменяется в пределах 0,007 — 0,913 мкм² (среднее значение 0,207 мкм²), по промысловым исследованиям — 0,111мкм².

Разработка залежи XI пласта ведется с октября 2001 г. по настоящее время эксплуатационной скважиной № 8 (интервал перфорации 2603 — 2610 м отн. отм., 2564 — 2571 м абс. отм.), которая находится в 400 метрах от контура газоносности. Расстояние от нижних отверстий перфорации до контакта «газ — вода» составляет 4 м. За время эксплуатации среднесуточный дебит скважины снизился с 223 до 76 тыс. м³/сут, устьевое давление — с 17,1 до 10,4 МПа. В первые же месяцы работы в продукции скважины присутствует вода. На 01.01.2005 года добыто 5,3 тыс. м³ воды.

Содержание конденсата является попутным продуктом. В начальных условиях потенциальное содержание его составляло 238 г/м³. Для данной залежи газоконденсатная характеристика принята по аналогии с залежью пластов XVI₁ блока I^а, полученной по экспериментальным данным, по номограммам построены кривые потерь насыщенного и стабильного конденсата и изменения потенциального содержания в пластовом газе. На рисунке 2 Б (Приложение Б) представлены зависимости изменения потенциального содержания конденсата в пласте по мере снижения давления, полученные в лабораторных условиях, и фактического содержания в газе товарного конденсата. Количество отобранного конденсата ниже экспериментальных данных. Можно отметить, что в последние месяцы эксплуатации залежи (точнее 2004 год) наблюдается возрастание конденсатного фактора, что свидетельствует о завершающей стадии разработки залежи XI пласта.

Максимальный уровень добычи в объеме 56 млн. м³ газа и 9,5 тыс. т конденсата был достигнут на второй год разработки (в 2002 г.), что соответствовало темпу отбора 30,2% от запасов газа и сохранялся в течение 2002 — 2003 г.

На 1.01.05 г. накопленный отбор газа составил 161 млн. м³, или 87% от начальных запасов залежи. Запасы практически полностью выбраны, в скором времени ожидается перевод скважины на вышележащий пласт. Количество извлеченного из пласта конденсата в составе отобранного газа составляет 29,1 тыс. т и коэффициент конденсатоотдачи 0,7; добыча товарного конденсата (полученного на промысле) — 23,1 тыс. т.

Для оценки запасов газа методом падения давления построена кривая зависимости приведенного пластового давления от суммарного отбора газа (Рисунок 3 Б Приложения Б, Таблица 12 А Приложения А). За период разработки пластовое давление замерялось трижды глубинным манометром и трижды замерялось статическое давление на устье, по которому рассчитывалось текущее пластовое давление.

По графику зависимости приведенного пластового давления от накопленной добычи уточнить начальные запасы газа невозможно, однозначно можно охарактеризовать режим работы залежи как упруго-водонапорный, причем упругие силы стали проявлять себя с начала разработки залежи (Рисунок 3 Б Приложения Б).

XVI пласт: пропластки XVI₁+XVI₂ пласта I блока. Суммарные запасы газа, определенные объемным методом, по двум пропласткам составляют 423 млн. м³ сухого газа (272 млн. м³ — XVI₁, 151 млн. м³ — XVI₂).

Начальное пластовое давление, приведенное к кровле, составляло 27,6 МПа. Глубина залегания кровли залежей XVI₁ и XVI₂ соответственно 2754 м и 2773 м. Начальный газоводяной контакт определен на абсолютной отметке минус 2776 м для XVI₁ пропластка и 2793 м для XVI₂ пропластка. Большая часть площади насыщена газом на полную толщину горизонта. Средневзвешенная газонасыщенная толщина по пропласткам в газовой части соответственно составляет 7,3 и 5,7 м. Начальная проницаемость, полученная по данным обработки результатов испытаний в скважине № 3, вскрывшей одновременно оба пропластка, — 0,220 мкм².

Залежь введена в разработку в январе 2003 года эксплуатационной скважиной № 3. Интервал перфорации 2797 — 2704 м, 2813 — 2820 м, отн. отм.; 2759 — 2766 м, 2775 — 2782 м (абс. отм). Скважина № 3 расположена в юго-восточной части складки в 350 м от контура ГВК. Нижние отверстия фильтра находятся на абсолютной глубине 2766 и 2782 м, т. е. на расстоянии 10 и 11 м от начального положения контакта «газ — вода» (в XVI₁ пропластке и в XVI₂). Скважина работает стабильно в течение двух лет c месячными отборами 6,1 — 4,5 млн. м³ и с дебитами 198 — 145 тыс. м³/сут. (на 8-мм штуцере) и рабочим давлением 18,5 — 13,2 МПа. С самого начала разработки залежи в продукции скважины имеется вода. На 01.01.2005 г. отобрано 2,4 тыс. м³ пластовой воды.

За период эксплуатации (на 01.01.2005 г.) суммарный отбор газа составил 112 млн. м³, что соответствует темпу отбора 26,5% от запасов, коэффициент эксплуатации изменялся от 0,992 до 0,995. Текущий коэффициент газоотдачи 0,26. Ресурсы конденсата 16,4 тыс. т, добыча конденсата — 15,2 тыс. т, средний конденсатный фактор — 161 г/м³.

Как попутный продукт, скважина добывает конденсат, потенциальное содержание которого в начальных условиях составляло 136,4 г/м³. Газоконденсатная характеристика принята по аналогии с залежью пластов XVI₁ блока I^а, полученной по экспериментальным данным; по номограммам построены кривые потерь насыщенного и стабильного конденсата и изменения потенциального содержания в пластовом газе. На рисунке 2 Б Приложения Б представлены зависимости изменения потенциального содержания конденсата в пласте по мере снижения давления, полученные в лабораторных условиях, и фактического содержания в газе товарного конденсата. Фактическое содержание конденсата в добываемом газе, определенное по промысловым замерам, значительно выше расчетного.

За период эксплуатации проведен всего один замер пластового давления глубинным манометром и два замера статического давления на устье, по которому рассчитано текущее пластовое давление (Таблица 12 А Приложения А).

По имеющимся данным изменения пластового давления построена зависимость Р/Z = f (Q_сум.). Уточнить запасы газа по падению пластового давления по построенной зависимости не представляется возможным, но с уверенностью можно сказать, что характер кривой свидетельствует о том, что залежь с самого начала разрабатывается при упруго-водонапорном режиме (Рисунок 3 Б Приложения Б).

XVI пласт: пропластки XVI₃+XVI₄ пласта I блока.

Суммарные запасы двум пропласткам составляют 192 млн. м³ сухого газа (126 млн. м³ — XVI₃, 66 млн. м³ — XVI₄). Начальное пластовое давление 27,9 МПа. Глубина залегания кровли залежей XVI₃ и XVI₄ соответственно 2798 м и 2816 м, абсолютная отметка начального ГВК принята на глубинах -2810 и -2831м. Большая часть площади насыщена газом на полную Толщина горизонта; средневзвешенная газонасыщенная Толщина в газовой части 5,9 и 2,3 м (соответственно XVI₃ и XVI₄). Начальная проницаемость, полученная по данным обработки результатов испытаний скважин № 11, вскрывающей одновременно оба пропластка, составила 0,082 мкм². Объект введен в разработку в ноябре 2001 года эксплуатационной скважиной № 11, которая расположена на западном крыле складки в 110 м от ГВК. Интервал перфорации 2845 — 2851 м, 2857 — 2861 м, (отн. отм.); 2804,5 — 2810,5 м, 2816,5 — 2820,5 м, (абс. отм).

Скважина вступила в эксплуатацию с начальным суточным дебитом газа 190 тыс. м³/сут, конденсата — 40 м³/сут. Начальный газоконденсатный фактор составил 4783 м³/м³, выход конденсата 161 г/м³. Вода в продукции скважины в объеме 92 м³ появилась уже во втором месяце эксплуатации. В процессе дальнейшей эксплуатации содержание воды в продукции скважины увеличивалось: в первый год колебалось в пределах 40 — 318 м³, во второй — 202 — 450 м³, в третий — 185 — 797 м³.

Максимальная добыча в объеме 55 млн. м³ газа и 9,35 тыс. т конденсата была достигнута на второй год разработки (в 2002 г.), что соответствовало темпу отбора 29% от начальных запасов, а затем стала снижаться. Месячная добыча газа колебалась от 5,9 до 2 млн. м³. Коэффициент эксплуатации был высоким 0,911 — 0,988. С начала разработки (на 01.01.2005 г.) из залежи добыто 140 млн. м³ газа (73% от начальных запасов) и 20,8 тыс. т конденсата.

Попутным продуктом при добыче газа является конденсат, потенциальное содержание которого в начальных условиях составляло 181 г/м³. Газоконденсатная характеристика принята по аналогии с залежью пластов XVI₁ блока I^а, полученной по экспериментальным данным; по номограммам построены кривые потерь насыщенного и стабильного конденсата и изменения потенциального содержания в пластовом газе. На рисунке 2 Б (Приложение Б) представлены зависимости изменения потенциального содержания конденсата в пласте по мере снижения давления, полученные в лабораторных условиях, и фактического содержания в газе товарного конденсата. Фактическое содержание конденсата в добываемом газе, определенное по промысловым замерам, в основном ниже расчетного. За период эксплуатации конденсатный фактор изменялся в пределах от 218 г/м³ до 39 г/м³.

Залежь эксплуатируется при упруговодонапорном режиме. Характер изменения зависимости приведенного пластового давления от суммарного отбора газа, представленный на рисунке 3 Б (Приложение Б), обусловлен внедрением в залежь значительного количества воды.