Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ

ФГБОУ ВПО «УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА ИМ М. С. ГУЦЕРИЕВА

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

Специальность 090600 - разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

Месторождений

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по курсу: «Разработка нефтяных и газовых месторождений»

на тему: Повышение эффективности добычи на Уренгойском месторождении

Работу выполнил

студент группы ЗС-090600-43(К)

Тазитдинов И. Л.

Проверил к.т.н. Борхович С. Ю.

Ижевск 2014 г.



ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время основная добыча газа (более 90%) на северных месторождениях России осуществляется за счет разработки чисто газовых залежей, главным образом, сеноманского продуктивного горизонта. Это такие уникальные месторождения - супергиганты, как Медвежье, Уренгойское и Ямбургское. В стадии проектирования разработки находится ряд крупных чисто газовых месторождений Западной Сибири и полуострова Ямал, намеченных к освоению уже в ближайшие годы.

Уренгойское месторождение является уникальным по запасам газа и газового конденсата. Каждое месторождение нефти и газа переживает определенные этапы своего развития, требующие решения специфических задач. Это этапы роста добычи углеводородов, стабилизации, а затем этапы падающей добычи.

Этап падающей добычи связан с уменьшением энергетических возможностей продуктивного пласта. Снижение пластового давления и дебита ухудшает условия выноса жидкости с забоя скважин, наличие которой обусловлено конденсацией воды в стволе скважины, подтягиванием подошвенных и контурных вод, негерметичностью цементного камня. Накопление жидкости приводит к увеличению фильтрационных сопротивлений, дальнейшему снижению дебита и в итоге - к остановке (самозадавливанию) скважин. Вся технологическая цепочка от пласта до магистрального газопровода: пласт -- скважина -- газосборный коллектор -- УКПГ вместе с ДКС взаимосвязана, проблемы обеспечения их эффективного функционирования условно можно разделить на две группы:

1) проблемы эксплуатации скважин и ГСК;

2) проблемы подготовки газа, конденсата и нефти.

В такой последовательности эти проблемы и возможные пути их решения и рассматриваются в дипломном проекте.



1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1 Общие сведения о месторождении

уренгойский месторождение газовый скважина

Район работ находится в северной части Западно-Сибирской низменности. Административно Уренгойское месторождение располагается в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области (рисунок 1.1).

Климат в районе резко континентальный, с холодной зимой и коротким летом. Средняя зимняя температура составляет -17 °С. Самые холодные месяца декабрь, январь, февраль. В эти месяцы морозы достигают -50 -55 °С, часто сопровождаясь сильными ветрами. Самый теплый месяц летом это июль, его средняя температура колеблется от +6°С до +15°С, а максимальная достигает +25єC - +30 °С. Среднегодовая температура района колеблется в пределах минус 7,5єС - минус 8,5 °С.

Толщина снежного покрова в понижениях рельефа на рассматриваемых площадях достигает 1-2 м. Среднегодовое количество осадков достигает 350 мм, до 70% которых выпадает в летние месяцы.

"Вечная мерзлота" в районе имеет повсеместное распространение. Строение "вечномерзлых" пород изменяется от монолитного на Северо- Уренгойском месторождении до сложного в долинах на юге Уренгойской площади, их минимальные температуры изменяются соответственно от минус 5 °С до минус 2,8 єС.

Район месторождения мало населен. Ближайшие населенные пункты: пос. Тарко-Сале, Старый Уренгой, Самбург, Тазовский удалены от Уренгойского месторождения на 70-100 км.

Первые три поселка расположены по р. Пур, а пос. Тазовский на берегу Тазовской губы. На юге Уренгойского месторождения находится г. Новый Уренгой, который связан прямыми авиалиниями с рядом городов



Рисунок 1.1 - Обзорная карта Уренгойского месторождения и водным путем из Салехарда через Обскую губу суда поднимаются вверх по течению реки Пур. По территории проложена железная дорога (пассажирское и грузовое движение от г. Тюмень до г. Новый Уренгой). Зимой широко используется зимник.

Территория Уренгойского месторождения представляет собой сильно заболоченную, слабовсхолмленную равнину. Характерной гидрогеологической особенностью является обилие рек, ручьев, озер, при этом судоходство возможно только по реке Пур. Реки и озера покрываются льдом в начале октября, вскрываются ото льда в середине - конце мая и даже в начале июня. Около 50% территории занимают болота, что делает ее труднопроходимой, а местами и вовсе непроходимой.

Район работ находится в зоне распространения многолетнемерзлых пород (ММП), температура которых понижается с юга на север примерно на 1°С на 100 км. Криогенный фактор представляет особую сложность при освоении северных месторождений.

Нарушение температурного равновесия приповерхностного слоя четвертичных отложений в результате хозяйственной деятельности сопровождается рядом негативных явлений - термокарста, криогенного пучения и т. д., выводящих из строя несущие фундаменты сооружений, свайные опоры, трубопроводы и др.

Возможны осложнения и в процессе бурения, например, замерзание промывочной жидкости в скважине, а также протаивание и потеря связности в рыхлых породах с образованием значительных по объему каверн. В процессе эксплуатации скважин отмечается образование гидратных пробок, забивающих скважинное оборудование.

Непосредственно на Уренгойском месторождении ведется добыча газа, конденсата и нефти из сеноманских и валанжинских отложений. Для подготовки газа и конденсата к транспорту построены установки комплексной подготовки газа (УКПГ). Первичной переработкой газового конденсата занимается Управление по подготовке конденсата к транспорту (УПКТ).

Транспорт газа осуществляется по системе магистральных газопроводов. До 1977 г. ближайшим действующим был Медвежье - Центр. В начале 1978 г. в строй действующих вступил газопровод Уренгой - Надым, в 1983 г. закончено строительство экспортного газопровода Уренгой - Помары - Ужгород. В южном направлении газ транспортируется по газопроводу Уренгой - Сургут - Челябинск, строительство которого закончено в 1979 г.

Транспортировка нефти и конденсата производится по продуктопроводу Уренгой - Сургут.

Энергоснабжение объектов Уренгойского ГКМ осуществляется от электрических сетей ОАО “Тюменьэнерго” через подстанции 110/6 кВ.

1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения

Уренгойское газоконденсатное месторождение расположено к северо-востоку от г. Новый Уренгой.

На месторождении установлена продуктивность в верхнемеловых и нижнемеловых отложениях. Основная по запасам верхнемеловая (сеноманская) залежь связана с верхней частью мощной (порядка 500 м) толщи преимущественно песчаных образований. Длина залежи 180 км, ширина от 23 до 50 км, площадь газоносности 4750 км², пластовая температура изменяется от 27С в своде до 34С у контакта "газ - вода".

Залежь водоплавающая со слабым наклоном газо-водяного контакта в северном направлении, начальная отметка ГВК - 1203,5 м.

Начальное пластовое давление Рпл = 122,5 кгс/см².

Песчаники характеризуются хорошими коллекторскими свойствами: открытой пористостью 9-38% и проницаемостью от 10 до 1000 мД и более, что обеспечивает получение высоких дебитов газа.

Геологический разрез Уренгойского месторождения представлен терригенными песчано-глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского платформенного чехла, которые залегают на породах палеозойского складчатого фундамента. Стратиграфия мезозойско-кайнозойских отложений приводится по материалам региональной стратиграфической схемы мезозойских отложений Западно-Сибирской равнины.

Палеозойский фундамент

На Уренгойской площади сверхглубокой скважиной СГ-6 отложения палеозойского фундамента вскрыты на глубине 7 км. Породы фундамента представлены метаморфизованными аргиллитами и алевролитами. В скв.414 породы фундамента вскрыты на глубине 5385 м и представлены серыми миндале каменными базальтами типа андезита. На рисунке 2.1 показан разрез Уренгойского НГКМ.

Рисунок 1.2 - Геологический разрез Уренгойского НГКМ

Триасовая система

Отложения триасового возраста представлены нижним, средним и верхним отделами. Нижний отдел включает отложения красноселькупской серии, в нижней части которой залегают эффузивы и эффузивные песчаники, в верхней - переслаивание песчано-алеврито-глинистых пород. Среднетриасовый отдел включает нижнюю часть тампейской серии, состоящей из пурской и нижней части варенгояхинской свит. Отложения свит представлены терригенными породами. Верхнетриасовый отдел представлен тампейской серией, включающей варенгояхинскую и витютинскую свиты, которые сложены терригенными породами. Толщина триасовых отложений около 150 метров.

Юрская система

Отложения юрского возраста представлены нижним, средним и верхним отделами. Нижний и средний отделы объединены в заводоуковский надгоризонт, который представлен преимущественно континентальными отложениями и состоит из береговой, ягельной, котухтинской и тюменской свит.

Верхнеюрские отложения объединяются в даниловский надгоризонт в составе абалакской и баженовской свит.

Береговая свита (J₁h+J₁s) состоит из песчаников грубозернистых, гравелитов, конгломератов с подчиненными прослоями глин уплотненных, серых. Отмечаются растительный детрит, остатки листовой флоры. Толщина свиты достигает 250 м.

Ягельная свита (J₁p) представлена глинами аргиллитоподобными, темно-серыми, серыми, от тонкоотмученных до алевритовых, иногда карбонатных. Встречаются растительный детрит, отпечатки листовой флоры. Толщина свиты достигает 150 м.

Вышележащая котухтинская свита (J₁p+J₁t+J₂a) характеризуется чередованием песчаников, алевролитов, уплотненных глин, прослоями битуминозных. Породы серые, иногда с зеленоватым оттенком, с растительным детритом, встречаются единичные двустворки. Местами появляются гравелиты. Толщина свиты 450 - 650 м.

На отложениях котухтинской свиты согласно залегают породы тюменской свиты (J₂a+J₂b+J₂bt), которая подразделяется на три подсвиты: нижнюю, среднюю и верхнюю.

Нижняя подсвита представляет собой переслаивание песчаников серых, глинистых с алевролитами и уплотненными глинами серыми, буровато-серыми. Часто встречаются обугленный растительный детрит, реже корни растений. Толщина нижней подсвиты 100-170 м.

Для средней подсвиты характерно частое неравномерное переслаивание глин уплотненных, иногда углистых с глинистыми песчаниками, алевролитами, углями. Породы преимущественно серые. Отмечается наличие растительного детрита, обломков углефицированной древесины. Толщина - 90 - 160 м.

Заканчивается тюменская свита верхней подсвитой, которая представлена переслаиванием уплотненных серых, темно-серых глин, глинистых песчаников, алевролитов, часто с буроватым оттенком, с прослоями углей. Характерен растительный детрит, корневые системы, отмечаются биотурбированные прослои, пирит. Толщина подсвиты колеблется от 100 до 200 м.

На площади месторождения в отложениях тюменской свиты обнаружены залежи нефти и газа, приуроченные к пласту Ю2 и имеющие локальное распространение.

Абалакская свита (J₃k+J₃o+J₃km) представлена аргиллитами темно-серыми до черных, алевритистыми, слабослоистыми, с известково-сидеритовыми стяжениями, в кровле - с присыпкой глауконита. В основании свиты отмечаются песчаники и алевролиты. Толщина отложений абалакской свиты 70 - 90 м.

Баженовская свита (J₃v) представлена аргиллитами темно-серыми с коричневатым оттенком, битуминозными, плитчатыми, массивными и листовыми с включениями чешуи рыб, раковин пелеципод и аммонитов. Толщина баженовской свиты 10 - 25 м.

Меловая система

Отложения меловой системы представлены всеми ярусами нижнего и верхнего отделов. Объединяются в три надгоризонта:

- зареченский (берриас, валанжин, готерив, баррем, нижняя часть апта);

- покурский (верхняя часть апта, альб, сеноман);

- дербышинский (турон, коньяк, сантон, кампан, маастрихт).

В основании меловых отложений залегает сортымская свита (ранее мегионская) (K₁br-v), которая включает в себя в нижней части ачимовскую толщу, выше мощную (до 700 м) преимущественно глинистую толщу, ранее называемую очимкинской и песчано-алевролитово-глинистую (ранее южно-балыкская).

Ачимовская толща содержит в своем составе песчаники серые, мелкозернистые, слюдистые, часто известковистые, с прослоями песчано-алевролитовых и глинистых пород. По текстуре песчаники однородные или горизонтально-слоистые за счет прослоек глинистого материала и углистого детрита. Аргиллиты темно-серые, слюдистые, крепкие, горизонтально-слоистые. Общая толщина ачимовской толщи составляет 43 - 167м. К отложениям ачимовской толщи на Восточно- и Ново-Уренгойском месторождениях приурочены продуктивные пласты Ач₁ - Ач₆, имеющие локальное распространение и содержащие газ, конденсат и нефть.

Для вышележащей толщи характерны глины аргиллитоподобные, серые, темно-серые, тонко отмученные и алевритовые, с разнообразными типами слоистости, с невыдержанными прослоями песчаников.

Из песчаных пластов, залегающих в этой части разреза, на рассматриваемой площади продуктивны БУ₁₆ и БУ₁₇.

Верхняя часть сортымской свиты сложена песчаниками серыми, с прослоями глин аргиллитоподобных, серых, темно-серых, тонко отмученных и алевритовых, разнообразно слоистых. Характерен обугленный растительный детрит, скопление криноидей. Толщина этой части свиты достигает 100 м.

На собственно Уренгойском месторождении в разрезе верхней части свиты выделяются основные продуктивные пласты - БУ₁₀ и БУ₁₁.

В кровле сортымской свиты залегает глинистая чеускинская пачка, представленная глинами аргиллитоподобными серыми, темно-серыми, тонкоотмученными и алевритовыми, с единичными пластами песчаников. Толщина чеускинской пачки составляет 19 - 47 м.

Тангаловская свита, известная ранее под именем вартовской, (K₁h+K₁b+K₁a) делится на три подсвиты: нижнюю, среднюю и верхнюю. Нижнетангаловская подсвита состоит из глин серых, иногда аргиллитоподобных, чередующихся с песчаниками и алевролитами. Характерен обугленный растительный детрит, обрывки растений, корневидные растительные остатки. К этой подсвите на собственно Уренгойском месторождении приурочены продуктивные пласты БУ₈ - БУ₉. Толщина подсвиты составляет 131 - 215 м.

Перекрывается нижнетангаловская подсвита хорошо выдержанной по всей площади месторождения пачкой «шоколадных» глин. Глины с прослоями серых и темно-серых разностей, оскольчатые. Этой пачке соответствует отражающий сейсмогоризонт Б₁. Толщина 8 - 15 м.

Среднетангаловская подсвита представлена песчаниками серыми, с прослоями серых глин, иногда слабо комковатых. Толщина 181 - 336м.

Заканчивается среднетангаловская подсвита пимской пачкой глин серых, аргиллитоподобных, с прослоями песчаников толщиной 27 - 67м.

Верхнетангаловская подсвита представлена песчаниками и алевролитами серыми, иногда зеленовато-серыми, изредка комковатыми, с единичными зеркалами скольжения. Отмечаются редкие прослои аргиллитоподобных глин. Характерен обугленный растительный детрит, остатки флоры, единичные фораминиферы. В составе подсвиты выделяются шесть песчаных пластов. Толщина подсвиты 250 - 400м.

Покурская свита (K₁a+K₁al+K₁s) условно разделяются на 3 части в соответствии с ярусами.

В пределах аптского яруса она представлена песчаниками светло-серыми, реже серыми, в отдельных прослоях с зеленоватым оттенком, часто каолинизированными, которые чередуются в сочетании с глинами, алевролитами темно-серыми. Толщина до 200 м.

Альбский ярус нижнего мела представлен крупными пачками глин, глинистых алевролитов, иногда углистых, преимущественно темно-серого цвета в единичных прослоях с зеленоватым, буроватым оттенком, чередующимися в сложном сочетании с песчаниками серыми и светло-серыми, иногда каолинизированными, с окатышами глин в основании отдельных пластов. Породы преимущественно горизонтально-слоистые. Характерен растительный детрит, остатки растений, сидерит, единичные пласты бурых углей. Толщина достигает 380 м.

В пределах сеноманского яруса верхнего мела в составе покурской свиты распространены пески уплотненные, песчаники серые, мелко зернистые, слабо сцементированные, глины алевритистые, темно-серые до серых, нередко углистые. Характерен растительный детрит, обрывки растений. Толщина 300 - 350 м.

Туронский ярус верхнемелового отдела представлен отложениями кузнецовской свиты (K₂t), которая сложена глинами темно-серыми до черных, слабо битуминозными, алевритистыми, мощностью 20 - 40м.

Коньякский, сантонский и кампанский ярусы объединяются в березовскую свиту (K₂k+K₂st+K₂km), в подошве которой залегают песчано-алевролитовые породы, встречаются кремнистые разности. Верхняя часть березовской свиты сложена преимущественно глинистыми породами. Толщина свиты составляет 150 - 250 м.

В пределах маастрихтского яруса верхнего мела и датского яруса палеогеновой системы выделяется ганькинская свита (K₂m+P₁d), сложенная глинами и песчано-алевритовыми породами с преобладанием глин в подошве свиты. Толщина свиты 250 - 350 м.

Палеогеновая система

В разрезе палеогена выделяются отложения тибейсалинской, люлинворской, юрковской свит и корликовской толщи.

В нижней части тибейсалинская свита (Р₁) сложена глинами серыми и темно-серыми, слюдистыми с маломощными прослоями песчаников и алевролитов, а в верхней - преимущественно алеврито-песчаными породами. Толщина свиты изменяется от 180 до 320 м. Люлинворская свита (Р₂) подразделяется на нижнюю, среднюю и верхнюю подсвиты и сложена глинами опоковидными, алевритистыми с прослоями диатомитовых глин. Толщина свиты 150 - 200 м.

Юрковская свита (Р₂ - Р₃) (ранее чеганская) представлена песками светло-серыми разнозернистыми с прослоями и линзами глин и гравия. Встречаются прослои бурого угля. Общая толщина юрковской свиты достигает 100 м.

Корликовская толща (Р₃) (ранее атлымская) объединяет песчаные отложения континентального генезиса. Породы представлены песками белыми и светло-серыми, плохо отсортированными с линзами гравелитов. Характерно обилие каолина в виде заполнителя гнезд, линзообразных прослоев и окатышей. Толщина достигает 100 м.

Четвертичные отложения (Q)

Разрез четвертичных отложений представлен песками, глинами, супесями с включениями гравия и галек, а также древесно-растительных остатков. В верхнем деятельном слое установлены отложения торфяных болот. Толщина четвертичных отложений варьируется от 18 до 50 м.

1.2.1 Тектоника

Район работ в тектоническом отношении расположен в пределах внутренней области Западно-Сибирской плиты на тектонической карте под редакцией И.И.Нестерова (1983г.), названной Ямало-Тазовской мегасинеклизой, состоящей, в свою очередь, из четырех крупных элементов: Надым-Тазовской и Ямало-Гыданской синеклиз, Мессояхской гряды и Енисейско-Хатангского желоба.

Надым-Тазовская синеклиза является самой крупной из всех структур данной категории, выделяемых в пределах Западно-Сибирской плиты. Она осложнена большим числом структур I порядка, по характеру которых ее можно разделить на три зоны: западную, центральную и восточную.

К центральной зоне относится структура порядка Нижнепурский мегавал, который, в свою очередь, осложнен структурами II порядка: Центральным Уренгойским валом, переходящим на севере в Табъяхинский структурный нос.

Залежи углеводородов в неокоме контролируются Центральным Уренгойским валом и осложняющими его более мелкими структурами (Северо-Уренгойская, Центрально-Уренгойская, Уренгойская, Есетаяхинская), выделенными по сейсмическим данным. Газовая залежь в сеномане включает в себя по площади помимо Центрального Уренгойского вала Табъяхинский структурный нос, Ен-Яхинское и Песцовое куполовидные поднятия. По кровле коллекторов пласта БУ₈⁰ Уренгойская структура представляет собой брахиантиклинальную складку субмеридиального простирания с размерами по изогипсе - 2650 м составляют 92,3*10,5 10,0км и амплитудой 108 м.

Если структура в целом соответствует Центральному Уренгойскому валу, то осложняющие его локальные поднятия соответствуют принятым при подсчете запасов структурным зонам:

Северо-Уренгойское - Северному куполу (Ск),

Центрально-Уренгойское I и II поднятия - Центральной приподнятой зоне (ЦПЗ),

Уренгойское локальное поднятие - Южному куполу (ЮК).

Северо-Уренгойское локальное поднятие (СК) имеет изометрическую форму, северо-северо-западное простирание, размеры по изогипсе -2050м составляют 26,0*9,0 км с амплитудой 80 м. Углы наклона крыльев не превышают 130. Это поднятие является наиболее приподнятой частью Уренгойского вала.

Центрально-Уренгойскому поднятию I (север ЦПЗ) соответствует участок скважин 104-108-120 с размерами по изогипсе - 2600 м 9,57,0 км с амплитудой 35 м.

Центрально-Уренгойскому поднятию II (юг ЦПЗ) соответствует участок, прилегающий к скважине 58, по изогипсе - 2600 м размеры составляют 12,04,7 км с амплитудой 30 м. Оба поднятия имеют меридиональное простирание.

Уренгойское локальное поднятие (ЮК) вытянуто в региональном направлении, по форме оно близко к овальной, по изогипсе - 2625 м размеры составляют 19,09,0 км и амплитуду 60 м.

На структурных картах по кровлям коллекторов пластов БУ₈ - БУ₁₄ сохраняются все элементы, выделяемые на структурной карте - по отражающему горизонту Б₂ и кровле пласта БУ₈⁰, что подтверждает унаследованный характер структурного плана.

1.2.2 Нефтегазоносность

Верхняя в разрезе месторождения залежь вскрыта на глубине 1130 - 1300 м в кровле покурской свиты (сеноман) и по площади включает в себя помимо собственно Уренгойского вала Ен-Яхинское и Песцовое поднятие.

Все сеноманские залежи севера Тюменской области относятся к субмассивному типу. Отсутствие сплошных глинистых экранов, разделяющих залежь по площади и этажу газоносности, на позволяет относить их к пластово-массивному типу. С другой стороны, наличие изменчивых линзовидных прослоев, иногда большой протяженности и площади, отличает их от залежей массивного типа, для которых характерно вторжение пластовых вод как по напластованию, так и по вертикали. Рассматриваемые залежи водоплавающие. Контакт "газ-вода" имеет слабый наклон в субмеридиональном направлении.

По существу система структур, составляющих собственно Уренгойскую антиклиналь и примыкающих к ней поднятий (Ен-Яхинское, Песцовое), объединяют в одну крупнейшую с единой плоскостью газоводяного контакта. От собственно Уренгойской залежи эти структуры отделяются различными по ширине и высоте седловинами. В пределах Ен-Яхинской залежи по новым данным газоводяной контакт прослеживается на отметках -1193 -1199 м. Наклон плоскости ГВК отмечается в северо-восточном направлении.

Средняя газонасыщенная толщина по Уренгойской площади 60,8 м, по Ен-Яхинской по уточненным данным 27,07 м.

Площадь газоносности Уренгойской залежи - 2876 км² (категория В+С₁), Ен-Яхинской - 1956 км² (категория В+С₁) вместо 2039 км² на дату 1.1.1988 г.

Максимальная высота Уренгойской залежи достигает 225 м, Ен-Яхинской - порядка 100 м.

Газоконденсатнонефтяные залежи нижнемеловых отложений Уренгойского месторождения введены в разработку в 1985 г.

На конец 2002 г. на нижнемеловые залежи Уренгойского месторождения пробурено 218 разведочных и 599 эксплуатационных скважин (376 - газоконденсатных и 223 - нефтяных).

Стратиграфически основные продуктивные горизонты нижнего мела соответствуют сортымской свите берриас - валанжина и тангаловской свите валанжин - готерива. Диапазон нефтегазоносности нижнемеловых отложений охватывает низы покурской свиты - пласты ПК₁₈, ПК₂₁, группы АУ и вышеназванных свит - пласты БУ₀-БУ₅, (все пласты газонасыщенные), пласты БУ₈⁰, БУ₈, БУ₉, БУ_10-11, БУ₁₂¹, БУ₁₃, БУ₁₄, БУ₁₆ - БУ₁₉ (нефтегазонасыщенные), пласты БУ₁₂², БУ₁₅ (газонасыщенные).

Все сеноманские залежи севера Тюменской области относятся к субмассивному типу. Отсутствие сплошных глинистых экранов, разделяющих залежь по площади и этажу газоносности, не позволяет относить их к пластово-массивному типу. С другой стороны, наличие изменчивых линзовидных прослоев, иногда большой протяженности и площади, отличает их от залежей массивного типа, для которых характерно вторжение пластовых вод как по напластованию, так и по вертикали.

Рассматриваемые залежи водоплавающие. Контакт "газ - вода" имеет слабый наклон в субмеридиональном направлении. Первоначальное положение ГВК представлено в таблице 1.1.



Таблица 1.1 - Первоначальное положение ГВК по условным зонам УКПГ

1АС- 1188 м 1 - 1190 м 2 - 1191 м 3 - 1191 м 4 - 1192 м	5 - 1192 м 6 - 1193 м 7 - 1194 м 8 - 1194 м 9 - 1195 м	10 - 1197 м 11 - 1195 м 12 - 1196 м 13 - 1199 м 15 - 1200 м

Средний градиент наклона ГВК 0,12 м на 1 км.

По существу система структур, составляющих собственно Уренгойскую антиклиналь и примыкающих к ней поднятий (Ен-Яхинская, Песцовое) объединяют одну крупнейшую залежь с единой плоскостью газоводяного контакта. Отделяются структуры от Уренгойской залежи различными по ширине и высоте седловинами. Наиболее широкая седловина связывает Уренгойскую структуру с Ен-Яхинской (до 20 км); наиболее узкая (до 5 км) Северо- Уренгойская.

Длина залежи 180 км, ширина от 23 до 50 км, площадь газоносности Уренгойской залежи - 2876 км², Ен-Яхинской - 1956 км². Максимальная высота Уренгойской залежи достигает 225 м, Ен-Яхинской - порядка 100 м.

Начальное среднее пластовое давление составляло 122,1 кгс/см², пластовая температура +31С. Средняя газонасыщенная толщина по Уренгойской площади 60,8 м., по Ен-Яхинской 27,07 м.

Фильтрационно-емкостные параметры:

открытая пористость - 28-35 %

проницаемость - 500 - 1500 мД

газонасыщенность - 70-74 %

1.2.3 Характеристика продуктивных пластов

Сеноманская залежь Уренгойского месторождения приурочена к мощной толще песчано-глинистых отложений, сложно переслаивающихся глинами. Охватывает три структуры: Уренгойский вал, Ен-Яхинское и Песцовое поднятие с единым контуром газоносности.

Продуктивная толща сеномана представлена отложениями приморской аккумулятивной равнины со всем присущим этому генезису многообразием фаций, от прибрежно - морских до континентальных, залегающих под единой регионально выдержанной глинистой покрышкой туронского возраста.

Литологический спектр продуктивных отложений сеномана также многообразен и включает все типы пород от алевролитовых глин до песков. Взаимоотношения тел различного литологического состава по площади и по разрезу, выражающиеся обычно термином “резко выраженная неоднородность” - не являются хаотическими, а предопределены их генезисом.

Так, в частности, в разрезе сеноманской толщи отчетливо проявляется цикличность, являющаяся “неотъемлемой особенностью всех осадочных образований” и отражающая смену обстановок осадконакопления во времени.

Установленная цикличность разреза нижнего мела Западной Сибири позволила разработать и предложить принципиально новый подход к детальным исследованиям продуктивной толщи сеномана крупнейших газовых месторождений севера Западной Сибири. Здесь была применена и опробована методика фациально-циклического анализа на генетической основе, предложенная В.И. Ермаковым.

В разрезах продуктивной толщи по данным БКЗ, стандартного каротажа, каверно- и радиометрии были выделены четыре основных типа пород:

- хорошо проницаемые (более 500 мД);

- проницаемые породы (500 - 100 мД), представленные песчаниками, разно- и мелкозернистыми алевролитами;

-слабопроницаемые ороды менее (100мД): алевролиты мелкозернистые и пачки тонкого переслаивания алевролитов и глин;

- непроницаемые глинистые породы.

Песчаники и проницаемые алевролиты слагают, как правило, русловые фации, приуроченные к началу каждого цикла.

Алеврито - глинистые породы составляют пойменные, болото- пойменные и озерные фации, завершающие цикл осадконакопления.

Для Уренгойского месторождения в разрезе продуктивной толщи сеномана, в зависимости от глубины исследования, выделено 4 - 5 элементарных циклов. Мощности выделенных циклов колеблются в пределах 20- 30 м, за исключением верхнего неполного цикла, который представлен, главным образом, базальной частью. Нижние циклы 3 - 4.

Средние значения мощностей колеблются в пределах 25 - 30 м. Неоднородность разрезов этих циклов резко выражена за счет насыщения разрезов останцовыми телами глинистых алевролитов и алевролитовых глин, которые слагают, в основном, кровельные части циклов.

Границы между циклами эрозионные, причем нередко наблюдаются русловые врезы базальных песчано- алевритовых пород вышележащих циклов так, что границы между циклами могут срезаться полностью и базальные русловые отложения двух и более циклов объединяются в мощные толщи “литологических окон”.

“Литологические окна” в незначительной мере осложняются маломощными (до5-7м) и мало протяженными линзами и пластами глинисто-алевролитовых пород старичного, озерно-болотного генезиса.

Цикл 2. Мощность цикла 10- 26 м.

Кровельная часть цикла, сложена непроницаемыми и плохо проницаемыми глинисто- алевритовыми породами, имеющими большей частью пластовые формы и протягивающимися на расстояния до 20 км, меняясь по мощности, расщепляясь и выклиниваясь. Границы 1 и 2 - эрозионные.

Верхний цикл 1 представлен не полностью, а лишь их базальной частью. Мощность базальной части колеблется от 0 до 15 м.

Основная часть толщи представлена хорошо проницаемыми песчано - алевритовыми породами, изредка содержащими небольшие по мощности (до 7 метров) непротяженные линзы алеврито - глинистых пород. Эти линзы прослеживаются на расстояние не более 10 км.

Таким образом отчетливо видно разделение сеноманского продуктивного разреза на две толщи. Верхние два цикла сложены фациями как аллювиальной равнины, так и морскими (барровые, прустьевые и др). Для этой части разреза характерны: аккумулятивные формы песчаных тел; наличие достаточно протяженных пластовых тел глинисто- алевритового состава.

Таким образом, сочетание литологических окон с целиками и мощными телами переслаивания непроницаемых и плохо проницаемых отложений свидетельствует о наличии тупиковых зон, в которых может остаться газ при быстром подъеме пластовых вод в зонах литологических окон. Неравномерный подъем пластовых вод при отборе газа не вызывает сомнений, так как непроницаемые тела создают своеобразный барьер на их пути. И, если на Уренгойской площади значительная часть таких барьеров сосредоточено в нижней части продуктивного разреза сеномана, то на Ен-Яхинской - практически вся мощность продуктивного разреза осложнена непроницаемыми глинисто-алевролитовыми телами.

1.3 Свойства газа и конденсата

Газ сеноманской залежи Уренгойского месторождения по химическому составу весьма сходен с газом других сеноманских залежей севера Тюменской области. Он имеет в основном метановый состав (от 95,4 до 99,3%). Максимальное содержание углеводородов С_{2+высшие} не превышает 1%. Состав в газе представлен в таблице 1.2.



Таблица 1.2 - Средний состав добываемого пластового газа

СН4	99,19 %об.
С2Н6	0,08% об.
С3Н8	отс.
N2+ редкие	0,72% об.
СО2	0,01% об.
Относительная влажность	100%
Плотность при 20 С расчетная пикнометрическая	0,67251 кг/м3 0,67235кг/м3
Теплотвоpная способность	7926,8 ккал/м3
Средняя пластовая температура	32С

Относительный удельный вес газа по воздуху колеблется от 0,557 до 0,563.

Среднее содержание компонентов, входящих в состав газа Уренгойского месторождения:

СН₄ - 98,28; С₂Н₆ - 0,15; С₃Н₈ - 0,002; С₄Н₁₀ - 0,0014;

С_{5+высшие} - 0,0006; СО₂ - 0,35; Н₂ - 0,02; N₂ - 1,16; Не - 0,013; Ar,Kr,Xe - 0,023; Н₂S - cледы.

Потенциальное содержание конденсата в добываемом газе ориентировочно составляет 0,3 г/м³.

По фракционному составу конденсат соответствует нормам на топливо для быстроходных дизелей (ГОСТ 4749-94), в том числе арктическому дизельному топливу марки ДА, предназначенному для эксплуатации при температуре воздуха ниже -30С. Однако, в результате большого содержания в конденсате нафтеновых углеводородов метановое число его невелико и равно 36, что несколько больше, чем предусмотрено ГОСТом на арктическое дизельное топливо. Вязкость этого конденсата 4,66 ССТ. По указанным причинам конденсат сеноманской залежи может рассматриваться как компонент арктического дизтоплива.



2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Основные проектные решения по разработке месторождения

Проектирование разработки уникальной по запасам газа сеноманской залежи месторождений Большого Уренгоя велось в несколько этапов в связи с расширением изученности и пересмотром запасов газа залежи, изменением концепций ее освоения, а также с учетом фактических, заметно отличающихся от проектных, темпов разбуривания залежи и сроков обустройства промыслов.

- 1973, 1974, 1975 гг. - на суммарные запасы 3000 млрд.м³ газа составлены проекты разработки Уренгойской площади, соответственно с годовыми уровнями добычи газа - 30, 60 и 100 млрд.м³.

- 1978 г. - ввод месторождения в эксплуатацию.

- 1979 г. - на суммарные запасы 3873 млрд.м³ газа (Уренгойская площадь - 3000 млрд.м³, Ен-Яхинская площадь - 873 млрд.м³) составлен проект разработки Уренгойской и Ен-Яхинской площадей, с годовым уровнем добычи газа - 160 млрд.м³ (соответственно 130 млрд.м³ и 30 млрд.м³).

- 1981 г. - на суммарные запасы 6189 млрд.м³ газа (Уренгойское месторождение - 5802 млрд. м³, Северо-Уренгойское месторождение - 387 млрд.м³) составлен проект разработки месторождений Большого Уренгоя, с суммарным годовым уровнем добычи газа - 250 млрд.м³ (соответственно 235 млрд.м³ и 15 млрд.м³); позже - в 1983 г., в проект внесены дополнения, связанные с определением показателей разработки Таб-Яхинского участка Уренгойского месторождения, с годовым отбором газа -10 млрд.м³).

- 1985 г. - из-за отставания сроков ввода в эксплуатацию Ен-Яхинской площади и Северо-Уренгойского месторождения выполнены коррективы к проекту разработки месторождений Большого Уренгоя, годовая добыча газа в 250 млрд.м³ обеспечивается за счет освоения сеноманской залежи только Уренгойской площади.

- 1991 г. - на суммарные запасы 8059 млрд.м³ газа (Уренгойское месторождение - 7672 млрд.м³, Северо-Уренгойское месторождение - 387 млрд.м³) выполнены коррективы к проекту разработки месторождений Большого Уренгоя, суммарная годовая добыча газа в 250 млрд.м³ обеспечивается за счет освоения как Уренгойского месторождения, так и Северо-Уренгойского месторождения (15 млрд.м³ в год).

- 1995 г. - в связи с уточнением суммарных запасов газа месторождений Большого Уренгоя 7492 млрд.м³ (Уренгойское месторождение - 6906 млрд.м³, Северо-Уренгойское - 586 млрд.м³) выполнены проекты разработки Уренгойского и Северо-Уренгойского месторождений, суммарная годовая добыча (250 млрд.м³) в период постоянного отбора сохранена на прежнем уровне.

1998 г. - на суммарные запасы 7204,5 млрд.м³ газа (Уренгойское месторождение -6618,5 млрд.м³, Северо-Уренгойское - 586 млрд.м³) составлен проект разработки сеноманской залежи месторождений Большого Уренгоя (на полное развитие), суммарная годовая добыча снижается со 195,5 млрд.м³ (1998 г.) до 33,9 млрд.м³ (2025г.).

- 2003 г. - в связи с уточнением запасов газа (520 млрд.м³) выполнено уточнение показателей разработки Северо-Уренгойского месторождения (годовой отбор снижается с 11,62 млрд.м³ (2007 г.) до 3,4 млрд.м³ (2025 г.).

В настоящее время эксплуатация сеноманской залежи месторождений Большого Уренгоя ведется на основании Проекта разработки, составленного ООО «ВНИИГАЗ» и утвержденного в 1998г., и уточненных показателей разработки Северо-Уренгойского месторождения (ООО «ВНИИГАЗ», 2004 г.).



2.2 Анализ текущего состояния разработки сеноманской залежи Уренгойского месторождения

Сеноманская газовая залежь месторождений Большого Уренгоя (МБУ) введена в промышленную разработку в 1978 году. В настоящее время эксплуатируются следующие объекты: Уренгойская площадь с Таб-Яхинским участком, Ен-Яхинская и Песцовая площади Уренгойского месторождения и Северо-Уренгойское месторождение. Продуктивные горизонты приурочены к верхнемеловым отложениям верхней части покурской свиты на глубинах 1030-1260 м мощностью до 230 м. Залежь является сводовой, субмассивной и водоплавающей.

Технологические решения спроектированы с учетом высоких начальных продуктивных характеристик скважин (дебиты до 2 млн м³ в сутки) с использованием лифтовых колонн большого диаметра (168 мм).

Уренгойская площадь введена в разработку первой из всех площадей Уренгойского месторождения, 11 УКПГ вводились поэтапно в течение 6 лет: от УКПГ -1 (1978 г.) к УКПГ - 10 (1983 г.), с последующим возвратом в 1984 г. к южной части площади (УКПГ -1АС).

Ен-Яхинская площадь введена в эксплуатацию в 1985 г.

Песцовая площадь введена в эксплуатацию в 2004 г.

Северо-Уренгойское месторождение введено в эксплуатацию в 1987г.

Подготовка газа на Уренгойском месторождении осуществляется на 15 УКПГ: на Уренгойской площади - 11 УКПГ, Ен-Яхинской площади - 3 УКПГ и на Песцовой площади - 1 УКПГ.

Компрессорный период эксплуатации на Уренгойском месторождении начался с 1987 года. Фактические сроки ввода в эксплуатацию дожимных компрессорных станций (ДКС) неоднократно корректировались, что привело к существенному отклонению от проекта реальных условий эксплуатации сеноманской залежи. В настоящее время на Уренгойской и Ен-Яхинской площадях в эксплуатации находятся 14 ДКС - I очереди и 14 ДКС - II очереди.

По состоянию на начало 2008 года накопленная добыча с начала разработки сеноманской залежи МБУ составила 5,216 трлн м³ газа -- 65,3% от утвержденных ГКЗ и ЦКЗ геологических запасов района. При этом текущий коэффициент извлечения газа (КИГ) по объектам из-за разновременности их ввода в разработку изменяется в широком диапазоне: от 8,7% по Песцовой площади до 77,4% по Уренгойской, а пластовое давление -- от 24,4 до 113 атм (таблица 3.1).

Таблица 2.1 - Фактические показатели разработки Сеноманской залежи МБУ по состоянию на начало 2008 года

Показатели разработки	Уренгойская пл.	Ен-Яхинская пл.	Песцовая пл.	Северо-Уренгойское м-е	Сеноман МБУ
Запасы газа, млрд м3	5226,8	1496,8	739,2	520,2	7983,0
Текущее пластовое давление, ата	24,4-57,3	31,1-36,3	110,5	31,3-113,0	24,4-113,0
Текущее устьевое давление, ата	16,7-41,4	15,8-20,9	92,3	24,0-92,3	15,8-92,3
Средний дебит тыс. м3/сут.	151-379	165-226	571	36-589	36-589
Эксплуатационный фонд, скв.	794	301	146	126	1367
Действующий фонд, скв.	782	284	146	107	1319
Наблюдательный фонд, скв.	128	44	22	22	216
Годовой отбор газа (2007 г.), млрд м3	58,87	18,76	27,03	6,82	111,48
Накопленный отбор газа, млрд м3	4045,06	817,21	64,25	290,08	5216,60
Отбор от утвержденных запасов газа, %	77,4	54,6	8,7	55,8	65,3



В настоящее время разработка объектов сеноманской залежи МБУ сопровождается активным проявлением водонапорного режима, а работа скважин осложняется обводнением конденсационными и пластовыми водами и разрушением призабойной зоны пласта (ПЗП).

Неоднородность фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) продуктивных горизонтов, значительное падение начального пластового давления в залежи (до 4 раз), подъем газоводяного контакта (ГВК), обводнение и разрушение ПЗП с образованием в подъемниках песчаных пробок являются основными определяющими факторами снижения дебита и остановки скважин.

Для восстановления надежной и устойчивой работы необходимы разработка и внедрение современных способов РИР по ликвидации и ограничению водопритока в скважины.

На рисунке 2.1 показана динамика снижения пластового давления и подъема ГВК по Уренгойской, Ен-Яхинской площадям Уренгойского месторождения и СевероУренгойскому месторождению. Максимальное падение давления отмечено по Уренгойской площади (на 9,4 МПа), подъем ГВК на 31 м. Минимальные показатели -- по Ен-Яхинской площади (8,2 МПа и 14 м соответственно).

По мере продвижения вверх по пласту ГВК подходит к нижним отверстиям интервала перфорации, и пластовая вода попадает в скважину, что приводит к ее нестабильной работе и накоплению на забое и в НКТ жидкости. Под воздействием столба воды уменьшается продуктивный интервал перфорации и изменяется напряженное состояние ПЗП, в результате чего происходит разрушение пород-коллекторов с образованием

песчаных пробок на забое и снижение ФЕС этой зоны, что приводит в итоге к снижению продуктивных характеристик скважин.

В результате существенного снижения пластового давления происходит значительный рост градиента давления между газоносной и водоносной частями, что приводит к интенсивному внедрению пластовой воды в газонасыщенную часть сеноманской залежи. На стадии падающей добычи этот процесс происходит более интенсивно. Суммарный объем воды, поступающей из скважин на все сеноманские УКПГ, составляет в настоящее время 150-170 тыс. м³ в год. С начала разработки месторождения удельный объем воды, поступающей на УКПГ, вырос на порядок.

Обводнение газовых скважин способствует ряду осложнений, связанных, вопервых, с разрушением ПЗП, что вызывает водопескопроявления (ВПП). Поступление воды в газовую скважину вызывает самозадавливание («захлебывание») скважины, и она прекращает добывать газ. Кроме того, из-за обводнения скважин происходит (с учетом первых двух причин) неравномерность дренирования запасов по объектам эксплуатации.

Надо учитывать, что на практике вышеперечисленные процессы происходят совместно и одновременно. Недобор газа в сеноманских газовых скважинах ООО «Газпром добыча Уренгой» (239 скважин) в 2007 году только за счет ограничения дебита из-за выноса водопесчаной смеси составил 1,256 млрд. м³. В общем случае по причине ВПП и обводнения скважин на сеноманских газовых скважинах ООО «Газпром добыча Уренгой» за 2007 год недобор составил более 4 млрд. м³ газа.

Неравномерность дренирования запасов из-за обводнения скважин по объектам эксплуатации приводит к «защемлению» около 30% извлекаемых запасов газа. В связи с этим возникает проблема добычи «низконапорного» газа.



Рисунок 2.1 - Динамика снижения пластового давления и подъема ГВК

На рисунке 2.2 представлено изменение пластового давления и среднего дебита скважин за период 1993-2007 годов.

Рисунок 2.2 - Изменение пластового давления и среднего дебита скважин за период 1993-2007 годов

Видно, что средний дебит скважин за рассматриваемый период снизился в 3,6 раза, при падении начального пластового давления в 2,4 раза, т. е. снижение дебита скважин в результате обводнения происходит быстрее, чем падение пластового давления. Это объясняется обводнением скважин и сокращением эффективной толщины интервала перфорации в результате перекрытия части ее столбом жидкости.

Уменьшение эксплуатационного фонда скважин в результате обводнения приводит к нарушению системы разработки залежи и равномерности отработки запасов газа по объектам эксплуатации, а в итоге -- к снижению конечного КИГ.

В таблице 3.2 отображено текущее состояние эксплуатационного фонда скважин сеноманской залежи МБУ по объектам эксплуатации. На начало 2008 года 214 скважин, или 16,2% действующего фонда, работают с ВПП, а бездействующий фонд составляет 48 единиц, из них по причине обводнения -- 39.

Таблица 2.2 - Состояние эксплуатационного фонда скважин МБУ на начало 2008 года

Объект	Эксплуатационный фонд скважин	Действующий фонд скважин	Бездействующий фонд скважин
		всего	с выносом воды и песка	всего	по причине обводнения
Уренгойская пл.	794	782	135 (17,3%)	12	10
Ен-Яхинская пл.	301	284	56 (19,7%)	17	15
Песцовая пл.	146	146	-	-	-
Северо-Уренгойское м-е	126	107	23 (21,5%)	19	14
Всего	1367	1319	214 (16,2%)	48	39

На рисунке 2.3 показана динамика действующего фонда скважин с ВПП за последние 15 лет разработки сеноманской залежи МБУ. Увеличение общего количества скважин с ВПП до 2000 года (451 скв.) отражает период нарастания объемов добычи при сохранении энергетического потенциала залежей УВ на высоком уровне, при котором значительные скорости в НКТ позволяли выносить песок и воду.

После 2000 года снижение количества скважин с ВПП происходило за счет эффективно проведенных ГТМ, включающих ограничение дебитов скважин, оптимизацию режимов их эксплуатации, проведение ремонтных и изоляционных работ.

Рисунок 2.3 - Динамика действующего фонда скважин с ВПП за последние 15 лет

Анализ результатов ремонтных работ в газовых скважинах сеноманской залежи МБУ свидетельствует о том, что, несмотря на объективные факторы ухудшения геолого-технических условий, в результате совершенствования технологий КРС, более обоснованного подбора скважин-кандидатов под конкретные технологии и повышения организации производства РИР их эффективность в целом за рассматриваемый период имеет тенденцию к росту.

Обводнение скважин происходит как по естественным, так по техническим причинам -- из-за не герметичности цементного камня за эксплуатационной колонной.

Анализ причин обводнения газовых скважин показал, что одним из определяющих факторов является качество цементирования обсадных колонн. Неудовлетворительное качество цементирования приводит к межпластовым перетокам и преждевременному обводнению скважин.

Наиболее неблагоприятно с этой точки зрения качество цементирования обсадных и эксплуатационных колонн на УКПГ-5, где 54% скважин имеют плохое или полное отсутствие сцепления цементного камня с колонной. Неудовлетворительное и плохое качество цементирования обсадных и эксплуатационных колонн имеют 27% и 18,5% скважин Уренгойской и Ен-Яхинской площадей Уренгойского месторождения соответственно.

В результате значительного падения пластового давления, подъема ГВК, плохого качества цементирования обсадных и эксплуатационных колонн и уменьшения эффективных газонасыщенных толщин растет количество скважин бездействующего фонда, что затрудняет выполнение проектных и плановых показателей добычи газа.

На рисунке 2.4 даны результаты прогнозных расчетов обводнения скважин сеноманской залежи МБУ с учетом общего подъема ГВК, технического состояния скважин (результаты ГИС-контроля за обводнением скважин в зависимости от герметичности заколонного цементного камня) и истории их эксплуатации (динамика продуктивных характеристик, технологические режимы, ремонтные работы). Эти расчеты показывают, что ежегодно ожидается обводнение порядка 20 скважин, а их общее число за период 2008-15 гг. без проведения РИР может достигнуть 157 единиц.



Рисунок 2.4 - Результаты прогнозных расчетов обводнения скважин сеноманской залежи МБУ с учетом общего подъема ГВК

Динамика проектных и фактических показателей разработки Уренгойской площади представлена на рисунке 2.5.

Общий фонд наблюдательных скважин:

· На Уренгойском месторождении - 188 скв., в т.ч. на Уренгойской площади - 128, из них за ГВК - 62 (в т.ч. в кустах эксплуатационных скважин и одиночных в зоне отбора -57); за пластовым давлением - 26; пьезометры - 40. На Ен-Яхинской площади - 44, из них за ГВК - 18 (в т.ч. кустовых и одиночных в зоне эксплуатационного разбуривания -18); за пластовым давлением - 19; пьезометры -7. На Песцовой площади - 16, из них за ГВК - 4; за пластовым давлением - 9; пьезометры - 3. В целом по месторождениям Большого Уренгоя - 207 скв. (по проекту - 208).

Устьевые давления (средние по УКПГ):

· Уренгойское месторождение - 51,4 кгс/см², в т.ч. Уренгойская площадь - 19,8 (УКПГ-3) 28,8 (УКПГ-10) кгс/см²; Таб-Яхинский участок - 47,8 кгс/см²; среднее давление по площади -25,1 кгс/см².

· Среднее пластовое давление:

· Уренгойское месторождение - 63,2 кгс/см², в т.ч. Уренгойская площадь - 26,4 (УКПГ-3) 41,0 (УКПГ-10) кгс/см²; Таб-Яхинский участок - 64,9 кгс/см²; среднее давление по площади - 32,0 кгс/см²; Ен-Яхинская площадь - 33,9 (УКПГ-12) 41,8 (УКПГ-11) кгс/см²; среднее давление по площади - 38,5 кгс/см²; Песцовая площадь - 119,2 кгс/см². Анализ динамики пластового давления подтверждает дальнейшее развитие двух глубоких депрессионных воронок, приуроченных к зонам эксплуатационных скважин Уренгойской и Ен-Яхинской площадей. Характер распpеделения пластового давления свидетельствует о хорошей газодинамической связи как по площади, так и по pазpезу пpодуктивных отложений сеноманской залежи, что позволяет pассматpивать ее как единую газодинамическую систему. На рисунке 3.6. представлена карта изобар по состоянию на 1.01.2008г.



Рисунок 2.5 - Динамика проектных и фактических показателей разработки Уренгойской площади



Рисунок 2.5 - Динамика проектных и фактических показателей разработки Уренгойской площади

По Уренгойской площади среднее пластовое давление снизилось относительно начального на 90,1 кгс/см² или на 73,8 %. Минимальное давление в районе эксплуатационных скважин УКПГ-3 составляет 26,4 кгс/см² и УКПГ-4 - 26,7 кгс/см². На Таб-Яхинском участке Уренгойской площади пластовое давление снизилось относительно начального на 59,2 кгс/см² или на 48,5 %. Глубина текущей воронки депрессии по Уренгойской площади - разница между минимальным (куст № 58) и максимальным давлениями - составляет 43,9 кгс/см² (скв. № 177а на юге УКПГ-1АС) и 58,4 кгс/см² (скв. № 91 на севере Таб-Яхинского участка).

На границе Таб-Яхинского участка с Ен-Яхинской площадью пластовое давление снизилось относительно начального на 36,3 кгс/см² (скв. № 91), а на границе с зоной УКПГ-10 - на 67,5 кгс/см² (скв. № 37а), в связи с перетоками в зону УКПГ-10.