Анализ разработки месторождения Самантепе

В результате изучено глубинное строение площади по кровле нижних ангидритов верхней юры. Узбекская часть месторождения представляет собой переклинальную часть крупной Самантепинской брахиантиклинальной складки субширотного простирания с размерами по замкнутым изогипсам: минус 2220 м (Зуев С.Н., Бажан А.В., 2004 год) 16,2x7,5 км, высоту 60 м, отделяющуюся от Хаузакского месторождения 40 м синклинальным прогибом; минус 2240 м (Алибаев У.А. - 2006 год) - 19,5x7,5 км, высоту - 120 м, с прогибом между Самантепинской и Хаузакской структурами - 40 м [4].

2.5 Физико-химическая характеристика газа и конденсата

Исследования на конденсатность проводились институтом ВНИИГАЗ на скважинах 7, 14. Полные материалы этих исследований в отчетах по подсчету запасов 1970 и 2002 гг. отсутствуют [1, 2]. По их результатам содержание конденсата в пластовом газе принято 18 г/м³, коэффициент конденсатоизвлечения -0,9 [1].

В пределах Узбекской части месторождения исследования на газоконденсатность выполнены также в 2006 г. на двух объектах скважины 73, в интервалах 2492-2483 м, 2457-2442 м. Исследования в интервале 2492-2483 м проводились на передвижных сепараторах ЛПГ-1М, в интервале 2457-2442 м - на СЦВ-5. Условия проведения исследований и результаты замеров количества стабильного конденсата представлены в таблице 2.4. Полученные данные позволяют констатировать, что по указанным объектам максимальный выход стабильного конденсата составил соответственно 6,22 см ³/м³ и 10,14 см ³/м³.

Таблица 2.4 - Результаты промысловых исследований на газоконденсатность скв. 73 месторождения Самантепе (горизонт XV-P)

Устье скважины	Диаметр шайбы на прувере, мм	Дебит газа, тыс. м3 /сут.	РсЕП., МПа	tсен, °С	Выход стабильного конденсата, см3/м3	Выход воды, см3/м3	Коэффициент усадки
Ргол. МПа	Рзатр, МПа	диаметр штуцера, мм
Интервал перфорации 2492-2483 (первая ступень сепарации ЛПГ-1М
16,26	16,57	8	20	142,9	6*	+21	6,22	5,71	0,88
17,32	17,75	6	20	108,7	6	+18	4,41	0,44	0,86
13,83	14,51	10	20	192,1	6	+24	4,75	5,75	0,89
Интервал перфорации 2457-2442 (первая ступень сепа рации СЦВ-5
17,33	18,59	12	28	366,5	6	+34	6,42	1,96	0,89
18,51	19,29	10	28	265,2	6*	+30	8,32	2,17	0,88
19,53	19,88	8	28	179,8	6	+26	10,14	2,26	0,86

*Режим сепарации, при котором отобраны пробы нестабильного конденсата и газа сепарации

Удельный вес воды - 1_э05,

В подсчете запасов углеводородного сырья на месторождении Самантепе в 1970 году [1] потенциальное содержание конденсата было принято равным 18 г/м³. Полученные в 2006 году значения содержания жидких углеводородов в пластовой смеси по двум объектам скважины 73 - 10,9 г/м³ и 14,1 г/м³ ниже принятого ранее [1], что вполне закономерно, так как в течение шести лет месторождение находилось в опытно промышленной разработке. Если даже учесть, что пластовое давление за период разработки снизилось от 273,4 кг/см² до 253,4 кг/см², все равно конденсатосодержание пластового газа 10,9 г/м³, (скв. 73, интервал 2492-2483) представляется заниженным. Подтверждением этому являются полученные дебиты конденсата при испытании скважины 73, где в интервале 2457-2442 м при работе через 8 мм штуцер дебит составил 5,5 м³/сут. Тогда как в разведочных скважинах 7, 8, 11 он не превышал 1,8 м³/сут. В связи с этим, в 2006 г. для подсчета запасов конденсата в Узбекской части месторождения, по результатам исследования скважины 73 принято потенциальное содержание конденсата в пластовом газе - 14,1 г/м³ [4].

Потенциальные содержания этана, пропана и бутанов в граммах на 1м³ пластового газа рассчитывались согласно RH 39.0.0-03.

Конденсат месторождения Самантепе тяжелый - удельный вес - 0,8294 г/см³. Содержание серы 0,44 %. Групповой углеводородный состав (для фракций до 200 С): ароматических - 45,6 %, нафтеновых - 8,7 % и метановых - 45,7 %. Содержание высококипящей фракции (300° С и более) - 35 %.

Конденсат месторождения Самантепе по своим физико-химическим свойствам близок к легким нефтям.

Состав пластового газа

Лабораторные исследования проб отсепарированного газа и сырого конденсата, отобранных в процессе промысловых исследований, позволили получить состав пластового газа (таблица 2.5), и произвести расчеты потенциального содержания стабильного конденсата, приходящегося на 1 м³

Таблица 2.5 - Состав пластового газа и потенциальное содержание в нем стабильного конденсата по результатам газоконденсатных исследований скв. 73 месторождения Самантепе

Вид газа	Молярная доля компонента, %	Потенциаль-ное содержание конденсата, г/м3
	СН4	С2Н6	СзН8	изо- С4Н10	Н- С4Н10	ИЗО-С5 Н12	н-С5 Н12	Сб Ни	С7 н16		H2S	со2	сухой газ	пласт, газ
горизонт XV2, интервал 2492-2483 м
сепарации	90,47	1,00	0,36	0,08	0,08	0,05	0,03	0,04	0,04	0,48	3,06	4,31
дегазации	47,51	19,17	7,52	1,71	2,18	1Д	0,56	0,63	0,34	1,55	9,41	8,32
дебутанизации	1,25	44,46	28,32	7,02	11,65	3,04 ^	2,42	1,09	0,24	0,33	не опр.	0,18
пластовый	90,39	1,01	0,36	0,08	0,08	0,05	0,03	0,04	0,13	0,48	3,06	4,31	10,9	10,9
горизонт XV2, интервал 2457-2442 м
сепарации	89,62	2,13	0,39	0,11	0,13	0,07	0,04	0,05	0,03	0,48	3,02	3,93
дегазации	67,16	7,49	3,77	0,90	1,35	0,61	0,35	0,4 0	0,17	0,55	9,73	7,52
дебутанизации	1,20	47,45	25,00	6,93	10,85	3,54	2,84	1,18	0,27	0,55	не обн.	0,19
пластовый	89,53	2,13	0,39	0,11	0,13	0,07	0,04	0,05	0,12	0,48	3,02	3,93	14,1	14,1

отсепарированного пластового и сухого газа. При этом среднее потенциальное содержание конденсата составило 14,1 г/м³.

Изотерма пластовой конденсации для состава газа месторождения Самантепе, приведенного в таблице 2.5 (интервал 2457-2442 м), приведена на рисунке 2.7.

Для подсчета балансовых и извлекаемых запасов полезных компонентов газа по Узбекской части месторождения Самантепе приняты следующие содержания на 1 м³ сухого газа:

этана - 19,68 г/м³

пропана - 6,89 г/м³

бутанов - 4,86 г/м³.

Газ рассматриваемого месторождения является сероводородно-углекисло-углеводородным. Содержание метана изменяется от 85,2 до 95,75 % по объему, азота - от 0,3 до 3,3 % (среднее 0,75 %). Концентрация сероводорода изменяется от 2,19 до 3,46 % и в среднем составляет 2,92 %, углекислого газа - от 2,10 до 4,65 %, среднее 3,91 %. Суммарное содержание кислых компонентов в среднем по залежи составляет 6,83 %. Редкие компоненты: гелий - 0,007-0,013 %, аргон -0,008-0,025 %. Основные характеристики пластового газа месторождения Самантепе представлены в таблицах 2.6,2.7.

Относительный удельный вес пластового газа в среднем составляет 0,629 при колебаниях от 0,583 до 0,667. Количество серы в газе составляет 42,30 г/м³.

2.6 Гидрогеологическая характеристика месторождения

В целом по Самантепинской площади, так и её Узбекской части, гидрогеологические исследования проведены в достаточном объеме. В основном они охватывают юрские продуктивные горизонты и, частично, нижний мел и палеогеновые водоносные горизонты.

В гидрогеологическом отношении площадь Самантепе является частью обширного сложно-построенного Амударьинского бассейна.

Таблица 2.6- Физико-химическая характеристика свободных и водорастворееных газов месторождения Самантепе

№ сква жин	Интервал опробования, м	Дата отбора проб	Относит, уд,вес газа (вычис лен,)	Содержание компонентов в % объемных	Молекулярный вес угле водородной части	Теплотво рная способно сть, ккал/м2	Орга низа ция
				H2S	со2	сн4	СгН6	с3н8	С4Н10	С5Щ2	C6H14 + выс шие	N2 + ред кие	Не	Аг
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
Свободный газ
Узбекская часть
7	2510-2506	20.04.69	0,643	0,63	7,02	89,55	1,64	0,27	0,05	0,04	0,03	0,70	-	-	16,71	7500	С
8	2505-2499	10.04.67	0,637	3,14х	4,26	89,20	1,89	0,28	0,10	0,04	0,03	0,50	-	-	16,67	7500	С
8	2505-2499	11.04.67	0,596	2,91	94,86	1,58	0,26	0,05	сл	-	0,29		-	-	7720	и
11	2469-2463	13.09.67	0,626	3,16х	4,38	91,72	4,37	0,28	0,05	сл	-	0,41	-	-	-	7440	и
73	2492-2483	03.06.06	0,765	3,06	4,31	90,39	1,01	0,36	0,08	0,05	0,04	0,48	-	-	18,39	7000	с
73	2457-2442	17.06.06	0,771	3,02	3,93	89,53	2,13	0,39	0,11	0,07	0,05	0,48	-	-	18,55	7500	с
Туркменская часть
2	2706-2339	01.03.65	0,634	3,00х	4,60	89,85	1,72	0,25	0,14	0,08	0,06	0,30	0,011	0,008	16,54	7700	с
2	2706-2339	16.03.65	0,660	9,93	88,21	1,00	0,21	0,05	-	-	0,56	-	-	-	7100	и
3	2550-2446	18.05.65	0,602	2,32х	4,65	91,00	1,97	0,13	0,05	0,02	0,01	0,50	0,011	0,005	16,45	7700	с
	2550-2446	18.05.65	0,607	5,30	0,60	91,70	1,60	0,40	сл	-	-	0,40	-	-	-	7440	и
3	2410-2390	27.08.65	0,621	2,70х	2,25	92,00	1,94	0,35	0,12	0,05	0,04	0,60	0,012	-	16,56	7830	с
	2410-2390	27.08.65	0,617	4,85	0,21	92,36	1,63	0,30	0,07	0,02	-	0,47	-	-	-	7560	и
3	2378-2345	29.09.65	0,610	2,19х	2,10	92,40	2,25	0,40	0,16	0,08	0,05	0,40	0,010	0,017	16,66	7970	с
3	78-2345	29.09.65	0,620	0,62	4,47	92,02	2,00	0,38	0,10	0,02	-	0,30	-	-	-	7610	и
4	2500-2494	16.12.68	0,614	3,10х	4,40	92,88	0,83	0,14	0,01	-	-	1,04		-	-	7410	и
5	2473-2467	16.04.66	0,635	3,46х	4,16	89,45	1,82	0,33	0,11	0,05	0,05	0,05	0,011	0,014	16,56	6900	с
5	2450,5-2443,5	27.04.66	0,620	2,16х	3,43	91,65	1,86	0,35	0,11	0,06	0,05	0,50	0,011	0,009	16,60	7740	с
5	2420-2414	15.07.66	0,649	6,50	90,50	2,07	0,30	0,11	0,05	0,05	0,40	0,013	0,013	16,59	7650	с
5	2391-2385	26.08.66	0,643	3,28	412	88,30	2,10	0,40	0,13	0,10	0,11	1,35	-	-	16,77	7570	с
5	2358-2352	09.07.67	0,620	1,44	3,91	91,68	2,12	0,36	0,06	сл	-	0,35		-	-	7570	и
9	2501-2495	30.03.67	0,637	3,2	4,40	89,15	1,97	0,33	0,12	0,05	0,04	0,70	0,011	0,018	16,59	7540	с

Таблица2.7-Характеристика пластового газа месторождения Самантепе

Компо ненты	Состав в % (объемн.), Xj	Плот ность кг/м3 Pi	PiXi	Молекулярная масса, Mj	Miхi	Критическое давление, кг/см2 ркрi	ркрi xi	Критическая темпера тура, оК Tкрi	Tкрi хi
СН4	89,53	0,67	0,598	16,04	14,36	46,95	42,03	190,55	170,60
с2н6	2,13	1,26	0,027	30,07	0,64	49,76	1,06	305,43	6,51
С3Н8	0,39	1,87	0,007	44,09	0,17	43,33	0,17	369,82	1,44
П-С4Н10	0,11	2,52	0,003	58,12	0,06	38,71	0,04	425,16	0,47
i-C^Hio	0,13	2,49	0,003	58,12	0,08	37,19	0,05	408,13	0,53
п-С5Н12	0,07	3,22	0,002	72,15	0,05	34,35	0,02	469,65	0,33
i-C5H12	0,04	3,22	0,001	72,15	0,03	34,48	0,01	460,39	0,18
СбН]4	0,05	3,58	0,002	86,18	0,04	30,72	0,02	507,35	0,25
С7Н16+ВЫС	0,12	5,09	0,006	180,00	0,22	27,90	0,03	540,15	0,65
N2	0,48	1,17	0,006	28,02	0,13	34,65	0,17	126,26	0,61
H2S	3,02	1,43	0,043	34,08	1,03	91,85	2,77	373,60	11,28
со2	3,93	1,84	0,072	44,01	1,73	75,27	2,96	304,20	11,96
итого	100		0,771		18,545		49,34		204,804

Содержание С_5+высш.- 14,1 г/м³; плотность газа при 20°С - 0,771; молекулярная масса газа - 18,545; относительная плотность - 0,640

Пластовые воды на Самантепинском месторождении получены лишь в 4-х объектах (скв. 8, 11, 14, 18) и в 3-х приконтактных газонасыщенных объектах (скв. 13,14), в т.ч. в 2-х объектах в скважинах, пробуренных на Узбекской части (скв. 8, 11). В 2005 году на территории месторождения расположенном в РУз было возобновлено эксплуатационное бурение и на дату составления отчета пробурено 4 эксплуатационных скважин (скв. 71, 72, 73, 74). Из них, в скважине 73 на глубине 2515-2510 м (ниже ГВК) в отложениях карбонатной формации верхней юры получены притоки пластовой воды, плотности 1,06 г/см³, со слабым газом не поддающийся замеру. Минерализация пластовой воды 81497,135 мг/л, хлоркальциевого типа (таблица 2.8).

Гидрохимическая характеристика. По мере углубления наблюдается увеличение плотности воды от 1,054-1,057 до 1,076 г/см (при 20 °С), что соответствует увеличению минерализации от 85 до 108 г/л. Воды хлоркальциевого типа. В солевом составе преобладает хлористый натрий. Химический состав пластовых вод приведен в таблице 2.8.

Притоки пластовой воды при переливе составляли от 0,4 м /сутки (скв. 8) до 5 м /сутки (скв. 18), при динамическом уровне 1000 м - от 7,2 м³/сутки до 55,7 м³/сутки.

Гидрогеология надсолевых отложений непосредственно на месторождении не изучалась. По соседним площадям в надсолевых отложениях происходит утяжеление пластовых вод с глубиной. Неоген-туронские воды характеризуются разнообразием типов, сеноман-юрские воды - только хлоркальциевые. В нижней зоне выделяется подзона гаурдакской рапы, отличающейся не только минерализацией (более 400 г/л), но и химическим составом (хлористого натрия не более 25 %, содержание брома в 5-50 раз выше). Отмечается закономерное увеличение с глубиной ионов кальция и концентрации брома (в гаурдакской рапе 1,636 г/л).

Пластовое давление и температура. Приведенные давления пластовых вод в подсолевых юрских и палеоцен-сенонских отложениях уменьшаются в северном направлении и, следовательно, в этом направлении происходит

Таблица 2.8 - Сведения о химическом составе и физических свойств пластовых вод месторождения Самантепе

СКВ., площади	Горизонт	Интервал перфора ции, м отн.отм абс.отм.	Дата отбора пробы	Плотно сть пласт, воды, при 20°С	Рн	Содержание ионов: мг/л; мг/экв-литр; % эквивалент	Соотношение, в % эквивалент, форме
						Na+K	Са	Mg	С1	so4	HS03	rNa rCl	гСа rMg	rNa-rCl rS04	rS04 r CI	rCl-rNa rMg	CI Br
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
8-Р-СТ	Верх, юра	2530-2512 2333-2315		1,057		25,140 1093 35,27	5,610 1279,9 9,4	1,820 149,2 5,02	52,480 1480,4 49,8	750 15,6 0,5	190 3,1 0,1	0,738	1,876	-	0,01	2,596	4,23
11-Р-СТ	xv2	2562-2539 2364-2341		1,059	5,2	27,090 1177,8 40,35	4,410 220 7,53	850 69,6 2,3	50,350 1420 48,6	730 15,2 0,52	380 6,2 0,2	0,829	3,16	-	0,01	3,479	4,89
	xv2	2562-2539 2364-2341		1,065	5,5	29700 1291,3 40,14	5190 259 8,05	790 64,75 2,155	55610 1568,7 48,76	920 19,1 0,59	470 7,7 0,24	0,82	4,0	-	0,012	4,28	4,76
з-п-ст	Верх, юра	2560-2446 2358-2244		1,054	5,4	28470 1237,8 40,00	3600 179,6 5,30	2310 189,3 5,60	53720 1515,4 49,20	630 13,1 0,40	490 8,03 0,20	0,81	0,95	-	0,0086	1,466	5,41
73-Э-СТ	xv2	2515-2510 2314-2309	21.05. 06	1,05	4,0	25536,17 1110,2683 39,09	3206,4 160 5,63	1824 150 5,28	49573,08 1398 49,218	3,2858 0.0683 0,002	1354,2 22,2 0,78	0,79	1,07	-	0,00005	1,92

Окончание таблицы 2.8

№№ скв., альтитуды и площади	Горизонт	Интервал перфорации ,м отн.отм абс.отм.	Дата отбора пробы	Содержание микрокомпонентов, мг/л	Содержание органического вещество, мг/л	Минерали зация, мг/л	Сухой оста ток, мг/л	Тип вод	Лаборатория
				NH4	J	Br	В203	Битумный углерод	Нафте новые кислоты	бензол	фенолы
1	2	3	4	19	20	21	22	23	24	25	26	27	28	29	30
8-Р-СТ	Верх, юра	2530-2512 2333-2315		75	38	350						86500 2972,5 100		ХК	СредазНИИГаз
11-Р-СТ	xv2	2562-2539 2364-2341		150	45	290						84930 2918,5 100		хк	СредазНИИГаз
	xv2	2562-2539 2364-2341		161	31	329			0,001			93300 3217,2 100		ХК "1	ВНИИГаз
з-п-ст	Верх, юра	2560-2446 2358-2244		107	18	280						88750 3049,8 100		хк	СредазНИИГаз
73-Э-СТ	xv2	2515-2510 2314-2309	21.05.06									81497,135 2840,5366 100	82312	хк	ОАО "ИГИРНИГМ"
Примечание:	ХК - хлор-кальциевые типы пластовых вод; СН - сульфат-натриевые типы пластовых вод; СТ - месторождения Самантепе; СД - месторождения Северный Денгизкуль. П- скважина поисковая; Р- скважина разведочная; Э- скважина эксплуатационная.

Региональное движение пластовых вод. В отложениях сеноман-карабильской свиты изменение давления и движения вод обратное.

Отмечается изолированность вод подсолевых отложение от вод надсолевого разреза. Разница в приведенных избыточных давлениях выше в подсолевых отложениях в 2-4 раза и составляет 250-450 м.

В процессе разведки месторождения Самантепе пластовое давление было замерено в 5 скважинах (скв. 3, 8, 9, 11, 14), в 6-ти случаях глубинным манометром и в 6-ти случаях - рассчитаны по статистическому устьевому давлению. Кроме того, газогидродинамические исследования скважин на различных режимах позволили определить пластовые давления еще в 3-х скважинах (скв. 4, 5, 12). Сведения о замерах пластовых давлений приведены в таблице 2.9.

Величина расчетного пластового давления колеблется от 271,6 кг/см² до 276,6 кг/см². Среднее значение составляет 273,9 кг/см . Для подсчета запасов газа в 1970 г. было принято [1] среднее по инструментальным замерам давление, равное 273,4 кг/см². Разница в 0,57 кг/см², связывалась с точностью расчетов и недоучетом веса столба газа при замерах манометром.

После возобновления эксплуатационного бурения в 2005-2006 годах поинтервальные исследования по определению текущего пластового давления выполнены в двух скважинах (скв. 72, 73, таблица 2.9). Исходя из объема добытого газа за период 1986-1993 гг. (16,2 млрд. м ) пластовое давление в Самантепинской залежи должно было бы снизиться до 225 кг/см² или на 48,4 кг/см². В действительности оно снизилось только на 20 кг/см² (таблица 2.9), что дает основание предполагать о большей величине дренируемых запасах газа, чем объем утвержденный в ГКЗ. Из таблицы 2.9 также видно, что расчетные значения пластового давления достаточно хорошо согласуются с замеренным глубинным манометром (разница не превышает 1,4 %). Исключение составляет интервал 2492-2483 м в скважине 73, по которому глубинный замер давления несколько ниже расчетного в этой же скважине по нижележащему интервалу перфорации (2457-2442 м). Здесь величина расчетного пластового давления составляет 248,9

Таблица 2.9 - Результаты замеров пластового давления на скважинах месторождения Самантепе

№	Интервал опробования,	Статистич. давление	Пластовое давление, кг/см2
СКВ.	м	кг/см2	расчетное -постатич.	замеренное
3	2550-2446	229,6	273,4	271,3
3	2410-2390	233,5	276,6	276,0
3	2378-2345	227,5	271,6	-
4	2500-2494	-	274,0	-
5	2473-2467	_	274,7	-
5	2450,5-2443,5	-	274,0	-
10	2505-2499	230,0	275,9	273,6
9	2501-2495	-	-	272,5
11	2469-2463	228,0	272,0	272,0
12	2496-2490	-	274,0	-
14	2521-2515 2452-2440	225,0	269,7	-
72	2480-2472, 2466-2451	213,14	254,83
73	2492-2483	204,6	248,97
73	2457-2442	210		254,75
73	2418-2392	208,8	253,57
73	2457-2338	221,17	251,11

кг/см², по глубинному замеру - 254,8 кг/см². Разница в 5,7 кг/см² в скважине 73 между расчетным в интервале 2492-2483м и замеренным в интервале 2457-2442 м связана, по всей вероятности, с точностью расчетов и недоучетом веса столба газа. Среднее значение составляет 252,1 кг/см².

Величина расчетного пластового давления по скважинам колеблется от 248,9 до 254,8 кг/см² (таблица 2.9). Среднее значение составляет 252,1 кг/см². Для подсчета запасов газа принято [4] среднее по расчету и инструментальному замеру на середину залежи равное 253,4 кг/см².

Пластовые температуры на месторождении Самантепе замерялись всего лишь в 6-ти случаях. По результатам этих измерений для подсчета запасов газа пластовая температура была принята равной +100,2 °С [4].

Геотермический градиент равен 2,9 °С на 100 м, геотермическая ступень -34,5 м на 1 °С.

По состоянию на 11.10.2006 г в скважинах 72, 73 по результатам газогидродинамических исследований температура в пласте (интервал 2480-2451 м) интервал 2457-2338 м - в скв. 72, 73) соответственно составила - + 100,2 - + 100,1 °С, что соответствует ранее принятому [1] на глубине газо-водяного контакта. Приведенные данные показывают, что величины замеров пластовой температуры в процессе опытно-промышленной эксплуатации не претерпели заметных изменений и на середину этажа газоносности она может быть принята по прежнему + 98 °С [1].

Режим залежи. Залежь месторождения Самантепе не имеет активной гидродинамической связи с общей водонапорной системой. В связи с чем, Самантепинская залежь, как и месторождение Денгизкуль, по юрскому водоносному комплексу характеризует застойным гидродинамическим режимом. На основании этого режим разработки газоконденсатной залежи всего Самантепинского месторождения, так и его Узбекской части, будет газовым. Вместе с тем, учитывая значительный объем водонасыщенной части резервуара, следует ожидать здесь, наряду с газовым, несущественное проявление упруго-водонапорного режима.

2.7 Запасы газа, конденсата и сопутствующих компонентов

По результатам ГРР в 1970 г. были подсчитаны запасы месторождения Самантепе в целом [1], которые были утверждены ГКЗ (протокол № 6047 от 18.09.1970) по промышленной категории и составляют: газ (сырой) - 101374 млн. м³; конденсат (геол./извл.) - 1824/1642 тыс. т; сера - 4288 тыс. т.

Месторождение введено в разработку в 1986 и по 1993 гг. здесь осуществлялась добыча газа, которая была приостановлена из-за ограничения приема высокосернистого газа на Мубарекский ГПЗ. В 2006 г. добыча газа была возобновлена из вновь пробуренных скважин 72, 73. В этом же году был выполнен подсчет запасов участка залежи на территории Узбекистана [4]. При этом учитывалось, что по состоянию на 01.11.2006 г. из Узбекской части месторождения добыто 218 млн.м³ газа, 3,8 тыс.т. конденсата, 8,9 тыс.т. серы, 4,2 тыс.т. этана, 1,5 тыс.т. пропана и 1,0 тыс.т. бутанов.

Подсчет запасов газа выполнялся [4] объемным методом по формуле [6]:

Q_r = S * h * К_п * К_г * (Р_пл -а_пл - Р₀ -б_о) - f- з , (2.1)

здесь S -- площадь газоносности, тыс. м²; h - эффективная газонасыщенная толщина, м; К_п - коэффициент пористости; К_г - коэффициент газонасыщенности; Р_пл, Р₀ - начальное и конечное пластовое давление (Ро⁼1); б_пл, б₀ - поправки на отклонение реальных газов от закона Бойля-Мариотта (б_о= 1); f -- температурная поправка; з - пересчетный коэффициент на сухой газ.

Выделение подсчетных объектов. В пределах Узбекской части и в целом на Самантепинском месторождении газоконденсатная залежь массивного типа, водоплавающая с размерами 21,8x7,8 км (в границах подсчета), этаж газоносности 180 м, площадь 94,93 км , глубина залегания 2325-2506 м. ГВК определён на абсолютной отметке - 2304 м.

По своим ФЕС и распределению коллекторов в разрезе продуктивная толща делится на три пачки:

- сульфатно-карбонатную (СКП), залегающую в кровельной части XV] горизонта;

- подстилающую ее пачку пластовых известняков (XV₁ горизонт);

- массивных известняков, залегающих в подошвенной части (XV₂ горизонт).

На Узбекской территории месторождения Самантепе СКП самостоятельно испытана в скважинах 16, 17 и 73 (12 интервалов), 11 интервалов оказались бесприточными и в только одном получен слабый приток газа (Приложение А1).

XV₁ горизонт (пластовые известняки) самостоятельно испытан в скважинах 11, 15, 16, 17 и 71, 73, 74 (13 интервалов), семь интервалов сказались «сухими» и в остальных получены промышленные притоки газа до 208 тыс.м /сутки (скв. 11, Приложение А1).

XV2 горизонт (массивные известняки) испытан в скважинах №№ 7, 8, 11,

15, 16, 71, 72, 73, 74. Из 17 испытанных интервалов в 9 получены притоки газа 3

дебитом от 151 до 512 тыс. м /сутки с конденсатом 1,8 - 5,5 м /сутки, в одном слабый газ, в 2 интервалах получены притоки пластовой воды и в 5 интервалах притоков не получено (Приложение А1).

На основании вышеизложенного каждая из выделенных пачек принята [1,2, 4] за самостоятельный объект для подсчета запасов.

Площадь газоносности. По каждому подсчетному объекту площадь определялась по структурной карте в пределах-контура газоносности участка залежи, расположенного на территории Узбекистана. Площадь газоносности по каждому подсчетному объекту в пределах подсчётного поля замерялась планиметром по структурным картам и составила: для сульфатно-карбонатной пачки - 94321 тыс.м²; для пачки пластовых известняков - 61700 тыс.м²; для пачки массивных известняк- 37172 тыс.м [4].

Уточнение положения Г В К. Материалы ГИС и результаты испытания показали, что флюидоупор - это соляно-ангидритовая толща, залегающая, согласно, на ангидритовой пачке [2, 4].

Поэтому, несмотря на то, что верхняя часть карбонатных отложений (сульфатно-карбонатная пачка и пачка Пластовых известняков) носит слоистый характер, она вместе с пачкой массивных известняков (XV₂) образует пластово-массивный резервуар, к которому приурочена газоконденсатная залежь массивного типа. Наиболее гипсометрически низкими газоносными объектами на дату первого подсчета запасов являлись объекты в скважинах 14 и 22. Отметки нижних фильтров этих объектов соответственно минус 2319 м и минус 2321 м. Газоводяной контакт авторами ранее проведенных подсчетов запасов газа в целом по Самантепинскому месторождению [1] и по Узбекской части месторождения [2] был принят по середине между газовым и водяным интервалами на отметке -2317 м.

Вместе с тем получение притоков пластовой воды в скважине 8 из интервала 2530-2512 м (минус 2332-2314 м), расположенной в пределах Узбекской части месторождения, дает основание предполагать, что контакт газ-вода мог быть и несколько выше принятого авторами [1, 2]. Кроме того, согласно результатам опробования эксплуатационной скважины 73, пробуренной на Узбекской части месторождения Самантепе, и интерпретации промыслово-геофизических исследований по ней контакт «газ-вода» принят [4] по подошве первого газоносного коллектора - минус 2304 м, поскольку в интервале 2515-2510 м (минус 2314-2309 м) получен приток воды, а выше в интервале 2492-2483 м (минус 2291-2282 м) промышленный приток газа дебитом 211,35 тыс.м³/сутки через 10 мм штуцер. месторождение газ самантепе разработка

Эффективные газонасыщенные толщины. Определялись по данным ГИС, как Ьэф. сложного плюс пэф. порового коллектора и принимались по скважинам для каждого подсчетного поля в пределах газонасыщенной мощности пачки, по которой производится подсчет запасов, если подошвы пачек находились выше принятой абсолютной отметки ГВК.

Для построения карт, в целях повышения их достоверности и выяснения распространения параметра h_эф по площади, были использованы данные по разведочным скважинам на приграничной территории Республики Туркменистан (скв. 3, 5, 9), пробуренным ранее на Узбекской части месторождения (поисково-разведочные скважины 7, 8, 11, 15, 17) и вновь пробуренным эксплутационным скважинам 71, 72, 73, 74. Следует отметить, что по разведочным скважинам, из-за

отсутствия в распоряжении авторов подсчета запасов [2, 4], комплекса ГИС эффективные мощности были выделены лишь качественно. На основании данных по эффективным газонасыщенным толщинам по каждой скважине были построены карты эффективных газонасыщенных толщин для ангидритовой пачки (рисунок 2.8), пластовых известняков (рисунок 2.9) и массивных известняков (рисунок 2.10).

По построенным картам эффективных мощностей каждого подсчетного объекта определялась средневзвешенная по площади эффективная газонасыщенная толщина, которая составила:

сульфатно-карбонатная пачка-12,5 м;

пластовые известняки - 11,6 м;

массивные известняки - 16,9 м.

Коэффициенты открытой пористости и газонасыщенности.

Коэффициенты открытой пористости были определены только по комплексу ГИС, выполненному в скважинах 71, 72, 73, 74. В ранее пробуренных разведочных скважинах 7, 8, 11, 15, 17 и эксплуатационных 35, 36 отсутствует стандартный комплекс ГИС, необходимый для количественной оценки пористости и газонасыщенности. В связи с этим имеющиеся по ним материалы были использованы лишь для качественного выделения коллекторов. Учитывая, что керновый материал отобран лишь в скважине 73, для подсчета запасов приняты средневзвешенные значения пористости, определенные по эксплуатационным скважинам 71, 72, 73, 74, на основании проведенных промыслово-геофизических исследований:

сульфатно-карбонатная пачка - 0,063;

пластовые известняки - 0,120;

массивные известняки - 0,151.

Средневзвешенные коэффициенты газонасыщенности определены по данным ГИС, выполненным в скважинах 71, 72, 73, 74. Для подсчета запасов принято среднее значение этого параметра:

сульфатно-карбонатная пачка - 0,73;

Пластовые известняки - 0,74; массивные известняки - 0,71.

Пластовое давление. Пластовое давление, замеренное в 2006 году в скважине 73 глубинным манометром «Kuster» в интервале 2457-2442 м составило 254,75 кг/см², а в интервале 2418-2392м - 253,57 кг/см (середина залежи минус 2410 м или минус 2208 м). Величина расчетного пластового давления колеблется от 248,97 до 254,83 кг/см . Среднее его значение составляет 252,12 кг/см², Замеренное глубинным манометром «Kuster» - 254,75 кг/см². Для подсчета запасов газа принято среднее по расчету и инструментальному замеру на середину газовой залежи - 253,4 кг/см [4].

Подсчет запасов конденсата выполнялся по формуле:

Qk ⁼ Q_r^сыр ' п_к- з, (2.2)

здесь Q_r^сыр - запасы сырого газа; П_к - потенциальное содержание конденсата (принято 14,1 г/м³); з - коэффициент извлечения конденсата, принят -0,89 [4].

Подсчет запасов газовой серы выполнялся по формуле:

Осеры = Ог^сыр-П_с, (2.3)

здесь Q_r^сыр - запасы сырого газа; П_с - содержание серы (принято, 40,92 г/м³).

С учетом вышеперечисленных подсчетных параметров по формулам (2.1), (2.2), (2.3) были подсчитаны [4] начальные, извлекаемые и остаточные (на 01.11 2006 г.) запасы газа, конденсата, серы раздельно по подсчетным объектам участка залежи месторождения Самантепе, расположенному на территории Республики Узбекистан. Результаты расчетов запасов УВ и серы приведены в таблице 2.10.

Начальные запасы газа, конденсата, серы и сопутствующих компонентов были утверждены ГКЗ РУз (протокол № 282 от 28.12.2006 г.) по категории C₁ в пределах площади газоносности, находящейся на территории Республики Узбекистан и в целом составляют:

Газ сухой, млн.м3	Конденсат, тыс.т	Сера, ТЫСТи,	Этан, тыс.т	Пропан, тыс.т	Бутаны, тыс.т
	Геологические	извлекаемые
39254	553	492	1605	772	270	190

Таблица 3.1 - Результаты газодинамических исследований скважин участка месторождения Самантепе на территории РУз

СКВ.	Дата иследо-вания	Интервал		Диаметр	Давление, кг/см2	Туст + °с	Дебит газа, тыс. м3 /сутки	Коэфф. фильтрационных и гидравлических сопротивлений
		перфорации,	Горизонт	штуцера,	пластовое	забойное				А	В	И вннкт, мм
		м		мм				на режимах	абс. своб.
Разведочные
				20		133,0	57,5	339
7	02.08.1968	2510-2506	XV-2	12	276,3	159,3	62,5	321	365	73,0	0,373	62
				6		201,8	57,5	239
				20		223,4	29,0	512
				16		230,4	27,0	475
				12		247,8	19,0	339
8	08.04.1967	2505-2499	XV-2	8	276,6	258,3	5,0	229	1145	37,0	0,025	62
				12		258,4	22,0	341
				20		223,9	32,0	518
				16		231,0	31,0	477
				16		103,1	31,0	205
				12		138,3	27,0	197
11	30.08.67	2469-2463	XV-1	8 6 8 10	272,0	198,1 227,6 201,2 159,8	32,5 20,0 27,0 13,0	146 105 137 173	230	ПО	0,942	62
Эксплуатационные
		2475-2480		16		176,4	55,0	389
71	17.10.2007	2460-2464 2450-2455 2427-2432	XV	18 20 22	236,9	168,0 158,7 152,8	57,0 59,0 60,0	426 447 459	634,35	19,1	0,119	0.0714 62
				10		227,0	57,0	264
72	28.08.2007	2480-2451	XV	12,3 15 18	242,7	214,3 194,0 172,8	59,0 61,0 63,0	368 473 560	810,76	4,2	0,096	0,0273 76
				10		222,0	59,0	258
73	29.08.2007	2457-2338	XV	12,3 15 18	238,6	209,7 189,1 168,5	61,0 62,0 66,0	360 463 547	791,72	¦ 6,1	0,094	0,0266 76
				15		158,8	54,0	355
74	16.10.2007	2450-2466	XV	18 20 22	236,7	137,9 126,7 118,7	56,0 58,0 60,0	416 441 461	573,58	55,2	0,063	0.0275 76
		2475-2463 2444-2440 2432-2424		9,3		208,6	43,0	219
75	09.07.2008		XV	12,3 15,0 18,0	237,6	188,2 169,7 152,2	45,0 47,0 49,0	335 426 506	746,92	40,4	0,039	0.0279 76

Глава III. Подготовка геолого-промысловой и технологической основы для проектирования разработки месторождения Самантепе

3.1 Анализ результатов газогидродинамических исследований скважин

Основными характеристиками, используемыми для проектирования параметров технологического режима работы газодобывающих скважин, являются коэффициенты фильтрационных и гидравлических сопротивлений [7, 11].

При проектировании опытно-промышленной эксплуатации месторождения Самантепе (2005 г.) эти характеристики были взяты по результатам газогидродинамических исследований при опробовании разведочных скважин [1,3].

На территории Узбекистана опробование выполнено в 15 скважинах в 44 интервалах, из них из 25 интервалов получены притоки газа, из 3 - пластовая вода, из 16 - притока не получено. Опробование разведочных скважин осложнялось высокой агрессивностью газа, из-за чего, в некоторых случаях газогидродинамические исследования выполнены только на 1-2 режимах [1].

Вследствие низких дебитов газа в отдельных случаях результаты газогидродинамических исследований скважин обработке не поддаются. В этой связи по участку месторождения Самантепе на территории РУз коэффициенты фильтрационных сопротивлений удалось определить только по единичным интервалам опробования разведочных скважин 7, 8, 11 [3].

В 2006 г. на месторождении Самантепе возобновилось эксплуатационное бурение на территории РУз. Данные опробования и результаты газогидродинамических исследований разведочных и эксплуатационных скважин приведены в таблицах 3.1 и А1.

Как видно из этих таблиц, дебиты газа по разрезу залежи варьируют от 34 до 848 тыс.м³/сутки при депрессиях 15,7-169 кг/см². При этом наибольшие дебиты газа получены из интервалов перфорации, вскрывших массивные

Таблица 3.1 - Результаты газодинамических исследований скважин участка месторождения Самантепе на территории РУз

СКВ.	Дата иследования	Интервал		Диаметр	Давление, кг/см2	Т уст + °с	Дебит газа, тыс. м /сутки	Коэфф. фильтрационных и гидравлических сопротивлений
		перфорации,	Горизонт	штуцера,	пластовое	забойное				А	В	0 ёв„нкт, мм
		м		мм				на режимах	абс. своб.
Разведочные
				20		133,0	57,5	339
7	02.08.1968	2510-2506	XV-2	12	276,3	159,3	62,5	321	365	73,0	0,373	62
				6		201,8	57,5	239
				20		223,4	29,0	512
				16		230,4	27,0	475
				12		247,8	19,0	339
8	08.04.1967	2505-2499	XV-2	8	276,6	258,3	5,0	229	1145	37,0	0,025	62
				12		258,4	22,0	341
				20		223,9	32,0	518
				16		231,0	31,0	477
				16		103,1	31,0	205
				12		138,3	27,0	197
11	30.08.67	2469-2463	XV-1	8 6 8 10	272,0	198,1 227,6 201,2 159,8	32,5 20,0 27,0 13,0	146 105 137 173	230	ПО	0,942	62
Эксплуатационные
		2475-2480		16		176,4	55,0	389
71	17.10.2007	2460-2464 2450-2455 2427-2432	XV	18 20 22	236,9	168,0 158,7 152,8	57,0 59,0 60,0	426 447 459	634,35	19,1	0,119	0.0714 62
				10		227,0	57,0	264
72	28.08.2007	2480-2451	XV	12,3 15 18	242,7	214,3 194,0 172,8	59,0 61,0 63,0	368 473 560	810,76	4,2	0,096	0,0273 76
				10		222,0	59,0	258
73	29.08.2007	2457-2338	XV	12,3 15 18	238,6	209,7 189,1 168,5	61,0 62,0 66,0	360 463 547	791,72	¦ 6,1	0,094	0,0266 76
				15		158,8	54,0	355
74	16.10.2007	2450-2466	XV	18 20 22	236,7	137,9 126,7 118,7	56,0 58,0 60,0	416 441 461	573,58	55,2	0,063	0.0275 76
		2475-2463 2444-2440 2432-2424		9,3		208,6	43,0	219
75	09.07.2008		XV	12,3 15,0 18,0	237,6	188,2 169,7 152,2	45,0 47,0 49,0	335 426 506	746,92	40,4	0,039	0.0279 76
		2452-2445 2439-2432 2428-2425		9,3		193,3	46,0	201
76	08.07.2008		XV	12,3 15 18	222,8	173,3 154,9 137,0	48,0 50,0 52,0	306 386 452	643,16	42,4	0,047	0.0279 76
				16,0		219,8	68,0	594
77	03.10.2007	2474-2413	XV	18,0 20,0 22,0	243,6	213,4 207,1 202,6	70,0 73,0 75,0	691 774 848	1748,11	8,4	0,015	0.0285 76
				16,0		211,0	65,0	571
78	02.10.2007	2500-2461	XV	18,0 20,0 22,0	242,7	203,9 198,9 191,4	67,0 70,0 72,0	661 742 799	1584,02	14,3	0,014	0.0289 76

известняки XV2 горизонта, в которых практически нет "сухих" интервалов опробований, и в пластовых известняках - нижней части XV₁ горизонта.

Коэффициенты фильтрационных сопротивлений и абсолютно свободные дебиты, полученные по результатам газогидродинамических исследований отдельных скважин (таблица 3.1) и осредненные значения этих параметров, полученные графоаналитическим методом (таблица 3.2): а=21,9; в=0,042, абсолютно-свободный дебит - 9 28 тыс.м³/сутки, характеризуют опробованные интервалы как среднепродуктивные.

На рассматриваемом месторождении вскрытие эксплуатационной колонны при опробовании разведочных скважин производилось в основном кумулятивной перфорацией с плотностью до 50 выстрелов на 1 погонный метр [1]. В эксплуатационных скважинах пробуренных на территории РУз сообщение с пластом осуществляется перфоратором RDX-89 с плотностью до 20 выстрелов на 1 п.м (таблица А1).

Принятие ограничений на технологический режим работы газовых скважин для прогнозирования разработки месторождения Самантепе обуславливается следующими факторами.

В процессе исследования разведочных и эксплуатационных скважин депрессии на пласт доходили до 169 кг/см² [4]. При этом разрушения пласта не отмечено, поскольку продуктивный разрез представлен прочными карбонатными породами. Ухудшенная проводимость и анизотропия пласта в зоне ГВК позволяют эксплуатировать скважины месторождения Самантепе с высокими депрессиями, практически не опасаясь подтягивания конусов подошвенной воды к их забоям. В тоже время, анализ результатов газодинамических исследований показывает, что, начиная с некоторой депрессии на пласт, ее дальнейшее увеличение не ведет к заметному росту дебита [3, 9].

Есть еще один фактор, обуславливающий ограничение на технологический режим работы газодобывающих скважин. Газ месторождения Самантепе содержит в своем составе сероводород и углекислоту, обуславливающие коррозию скважинного и газопромыслового оборудования. Результаты

Таблица 3.2 -- Расчет средневзвешенных значений коэффициентов фильтрационных сопротивлений по результатам исследования эксплуатационных скважин участка месторождения Самантепе на территории РУз

№№ скв. (интервал перфорации, м)	Коэффициенты фильтрационных сопротивлений	Дебит газа при ? Р2, тыс. м3/сутки	Абсолютно свободный дебит, тыс. м3/сутки
	А	В	4952	9704	14256	18608	22760	26712
72 (2480-2451)	15,5	0,021	241	404	534	642	735	818	1428
73 (2492-2483)	25,4	0,354	88	134	168	196	220	241	384
73 (2457-2442)	18,4	0,027	207	349	462	557	639	711	1247
73 (2418-2392)	17,0	1,567	51	73	90	104	115	125	197
73 (2457-2338)	12,7	0,074	187	286	361	423	475	521	841
Средневзвешенное	22,5	0,069	155	249	323	384	437	483	815

Газогидродинамических исследований и опыт эксплуатации скважин в такой среде указывают на существование предельной скорости потока газа на устье, превышение которой ведет к заметному возрастанию интенсивности коррозии металла скважинного и промыслового оборудования [8].

Исходя из вышеизложенного, при установлении ограничений на технологический режим работы эксплуатационных скважин месторождения Самантепе необходимо руководствоваться следующими факторами.

1. Поддержание скорости потока газа в НКТ в допустимых пределах. Нижним пределом является скорость потока газа в колонне фонтанных труб 5 м/с, обеспечивающая вынос твердых частиц и капельной жидкости с забоя. Верхним пределом, с точки зрения минимизации скорости коррозии скважинного оборудования, является устьевая скорость потока газа - 10 м/с [8]. Как показывает многолетняя практика эксплуатации скважин соседних месторождений Денгизкуль и Уртабулак, с аналогичным составом пластового газа, последнее ограничение, в свою очередь, лимитирует депрессию на пласт.

2. Поддержание депрессии на пласт на оптимальном уровне, выше которого практически отсутствует прирост дебита, несмотря на увеличение депрессии.

Анализ опыта эксплуатации месторождений Денгизкуль и Уртабулак с аналогичными геолого-промысловыми характеристиками показывает, что превалирующим фактором для таких месторождений является ограничение скорости потока газа на устье - не выше 10 м/с.

Для установления оптимальных параметров технологического режима работы проектных эксплуатационных скважин была проанализирована зависимость устьевой (х_y) и забойной скоростей (х₃) от дебита газа и депрессии для насосно-компрессорных труб различного диаметра по результатам расчетов, представленных в таблице 3.3.

По результатам этого анализа и в обобщении с выводами работы [9] можно сделать следующее заключение. Исходя из принципа сохранения пластовой энергии, поддержания выносной скорости потока газа в лифтовых трубах не менее 5 м/с и не превышения предельной скорости - 10 м/с оптимальная

Таблица 3.3 - Зависимость дебита газа, устьевой и забойной скоростей от депрессии на пласт

Депрессия на пласт, кг/см2	Перфорированный забой
	дебит, тыс.м3/ сутки	НКТ-2 1/2" (73 мм)	НКТ-3" (89 мм)
		Vy, м/сек	V3 м/сек	Vy, м/сек	V3 м/сек
5	106	2,1	2Д	1,4	1,4
10	177	3,5	3,6	2,3	2,4
15	235	4,9	4,8	3,2	3,2
20	285	6,2	6,0	4,0	4,0
25	330	7,6	7,1	4,8	4,7
30	371	9Д	8,1	5,6	5,4
35	409	10,8	9,2	6,4	6,1
40	443	12,7	10,2	7,2	6,8
45	476	15,1	11,2	8,1	7,5
50	506	18,0	12,2	9,1	8,1

величина депрессии на пласт - 50 кг/см² .

При этой депрессии и использовании НКТ диаметром 88,9 мм устьевая и забойная скорости потока добываемого газа составляют соответственно 9,1 и 8,1 м/с, а рабочий дебит эксплуатационных скважин (с перфорированной эксплуатационной колонной) составляет 506 тыс. м /сутки.

На основании выполненных в настоящем разделе исследований, для проектных эксплуатационных скважин принимается технологический режим их работы при поддержании постоянной депрессии на пласт - не выше 50 кг/см с ограничением по скорости потока газа в насосно-компрессорных трубах в пределах 5 - 10 м/с.

3.2 Анализ разработки месторождения 3.2.1 Состояние фонда скважин

По состоянию на 01.01. 2008 г. на месторождении Самантепе пробурены 64 скважин, из них 22 разведочные (скв. 1 - 22), 28 эксплуатационных (скв. 23, 31 -36, 40 - 43, 47 - 54, 56, 57, 58, 60, 61, 63, 64, 66, 67, 71-78), 6 контрольных (скв. 24, 25, 26, 28, 29, 45). Из общего количества пробуренных скважин на территории РУз расположены 20 (рисунок 3.1), в том числе 7 разведочных (скв. 7, 8, 11, 15, 16, 17, 20), девять эксплуатационных (скважины 36, 71-78) и три контрольных (скв. 25, 26, 45).

Все скважины разведочного фонда были ликвидированы, как выполнившие свое назначение. Восемь эксплуатационных скважин действующие (скв. 71-78), одна (скв. 36) в ожидании ликвидации. Кроме того, две эксплуатационные скважины (скв. 79, 80) находятся в бурении.

Динамика фонда действующих скважин приведена в таблице 3.4, а в сопоставлении с проектными показателями [3] - в таблице 3.5. Как видно из этих таблиц, в 2006 г. фактический фонд соответствовал проектному, а в 2007 г. отмечается отставание - по причине отставания темпов эксплуатационного бурения на месторождении.

Таблица 3.4 - Динамика фактических показателей разработки месторождения Самантепе

Годы	Отбор газа 3 газа, млн. м	Извлечение конденсата из пласта, тыс. т	Утилизация конденсата, тыс.т	Дебит скважин, тыс. м3	Действующий фонд скважин, шт.	Пластовое давление, кг/см2
	за год	с начала разработки	за год	с начала разработки	за год	в% отизвл.
	в целом	РУз	в целом	РУз	в целом	РУз	в целом	РУз			сутки	в целом	РУз
1986	34		34		1,0		1,0				560	5		273,4
1987	1166		1200		21,0		22,0				228	14		263,6
1988	2258		3458		41,0		63,0				281	22		262,6
1989	3289		6747		35,0		98,0				322	28		258,3
1990	3302		10049		34,0		132,0				335	27		250,9
1991	3372		13421		35,0		167,0				330	28		244,8
1992	2025		15446		21.0		188,0				347	16		240.0
1993	800		16246		8,0		196,0				556	16		239,5
2006		109	16355	109		2,0	198,0	2.0	-	-	403		4	250
2007		1054	17410	1164		19,0	217,0	21,0	4,5	24,0	473		8	247,2

Таблица 3.5 - Сопоставление динамики фактических и проектных показателей разработки месторождения Самантспс факт / проект

Годы	Отбор газа	Извлечение конденсата	Дебит	Действую-	Пластовое	Устьевое	Депрес- сия,
	газа, млн. м3	из пласта, тыс. т	скважин,	щий фонд	давление,	давление,
	за	с начала	за	с начала	тыс. м3	скважин, шт.	кг/см2	кг/см2	кг/см2
	год	разработки	год	разработки	сутки
1986	34	34	1,0	1,0	560	5	273,4	149,6	38
							273,4	191,8
1987	1166	1200	21,0	22,0	228	14	263,6		И
	1000	1000	15,2	15,2	646	5	269,6	185,4	30
1988	2258	3458	41,0	63,0	281	22	262,6		15
	2000	3000	30,0	45,2	636	10	262,1	176,2	30
1989	3289	6747	35,0	98,0	322	28	258,3		18
	3000	6000	44,1	89,2	621	15	251,3	167,4	30
1990	3302	10049	34,0	132,0	335	27	250,9		20
	3000	9000	43,0	132,2	607	15	240,9	158,9	30
1991	3372	13421	35,0	167,0	330	28	244,8		20
	3000	12000	42,0	174,2	593	16	230,9	150,8	30
1992	2025	15446	21,0	188,0	347	16	240,0		22
	3000	15000	41,0	215,2	579	16	221,2	142,9	30
1993	800	16246	8,0	196,0	556	16	239,5		45
	3000	18000	40,0	255,3	566	17	211,8	135,2	30
2006*	109,3	16355	2	198,0	403	4	250,0	145	42
	500	16746	8,7	204,7	411	4	237,4	152,6	40
2007*	1055	17410	19,0	217,0	473	8	247,2	137,9	40
	1500	18246	26,1	230,8	405	12	232,7	148,7	40

* - согласно проекту ОПЭ месторождения Самантепе на территории РУЗ за 2005 г.

3.2.1 Анализ технологических показателей разработки

Месторождение Самантепе введено в разработку в декабре 1986 г.

В марте 1993 г. эксплуатация месторождения была приостановлена по причине ограничения приема высокосернистого газа на МГПЗ.

В сентябре 2006 г. участок месторождения Самантепе на территории РУз был введён в ОПЭ. Динамика основных фактических технологических показателей разработки за истекший период ОПЭ представлена в таблице 3.4, а в сопоставлении с проектными показателями [3] - в таблице 3.5.

На 01.01.2008 г. за период ОПЭ участка месторождения на территории РУз из залежи отобрано 1164 млн.м и 21 тыс.т конденсата. При этом утилизировано 4,5 тыс.т конденсата или 24 % от извлеченного из недр конденсата (21 тыс.т).

Текущее пластовое давление в залежи составляет 247,2 кг/см или снизилось в сравнении с начальным (273,4 кг/см²) на 9,6 %.

В таблице 3.5 сопоставляются фактические и проектные показатели разработки месторождения Самантепе в целом и за период ОПЭ его участка на территории РУз.

Детальный анализ разработки месторождения Самантепе в период 1987-1993 гг. представлен в работе [3].

В настоящей работе рассматривается только период ОПЭ (2006, 2007 гг.) участка месторождения Самантепе на территории РУз.

Как видно из таблицы 3.5, в первый год ОПЭ этого участка значение фактического годового отбора газа заметно отстает от проектного. Это объясняется тем, что залежь на территории РУз была введена в ОПЭ несколько позже (в конце 2006 г.), чем это предполагалось в проекте [3]. Также хочется обратить внимание на заметное несоответствие фактических и проектных значений пластовых давлений в 2006, 2007 гг.. Это обстоятельство объясняется во-первых тем, что за период простоя 1993-2006 гг. месторождения, давление в 2

целом по залежи успело восстановиться - с 239,5 кг/см² (в 1993 г.) до 250 кг/см² (в конце 2006 г.). Во-вторых, что не менее важно» падение пластового давления при разработке месторождения Самантепе происходит медленнее, чем этопрогнозировалось при ее проектировании в работах [3, 9]. Это обстоятельство вероятнее всего обусловлено более высокими дренируемыми запасами газа, в сравнении с утвержденными запасами.

3.3 Выделение эксплуатационных объектов

В пределах Узбекской части и в целом на Самантепинском месторождении газоконденсатная залежь массивного типа, водоплавающая с размерами 21,8x7,8 км (в границах подечета), этаж газоносности 180 м, площадь 94,93 км³ , глубина залегания 2325-2506 м. ГВК определён на абсолютной отметке - 2304 м.

По своим ФЕС и распределению коллекторов в разрезе продуктивная тольща делится на три пачки;

-сульфатно-карбонатную (СКП), залегающую в кровельной части XV1

горизонта;

- подстилающую ее пачку пластовых известняков (XV1 горизонт);

- массивных известняков, залегающих в подошвенной части (XV2 горизонт).

На Узбекской территории месторождения Самантепе СКП самостоятельно испытана в скважинах 16, 17 и 73 (12 интервалов), 11 интервалов оказались «сухими» и в только одном получен слабый приток газа (Таблица А1).

XV1 горизонт (пластовые известняки) самостоятельно испытан в скважинах 11, 15, 16, 17 и 71, 73, 74 (13 интервалов), семь интервалов сказались «сухими» и в остальных получены промышленные притоки газа до 208 тыс.м³ /сутки (скв 11, Таблица А1).

XV2 горизонт (массивные известняки) испытан в скважинах №№ 7, 8, 11, 15, 16, 71, 72, 73, 74. Из 17 испытанных интервалов в 9 получены притоки газа дебитом от 151 до 512 тыс. м³ /сутки с конденсатом 1,8 - 5,5 м³ /сутки, в одном слабый газ, в 2 интервалах получены притоки пластовой воды и в 5 интервалах притоков не получено (Таблица А1).

На основании вышеизложенного в качестве эксплуатационного объекта в настоящей работе принимаются XV₁ и XV₂ продуктивные горизонты, представляющие собой единый газонасыщенный резервуар с одним ГВК [1, 2, 4].

3.4 Вероятность сообщаемое залежи месторождения Самантепе и соседних залежей

Изучение строения северной и северо-восточной частей крыла Самантепинской складки по материалам ГИС скважин 9, 14, 16, 17, 242, 301 и 302, пробуренным на близлежащей площади Хаузак, месторождения Денгизкуль за период 1970-1996 гг. и сейсморазведочных работ за 1996-2002 гг., позволили уточнить наличие и положение раздела между Хаузакской и Самантепинской структурами [2, 4, 5].

Согласно уточненным данным структура Самантепе в пределах Узбекской части отделена от Хаузакской узким, шириной 1,2-1,5 км, прогибом, глубина которого по кровле карбонатных отложений составляет от 40 до 60 м, а самая низкая абсолютная отметка замка прогиба составляет минус 2380-2400 м, что может объяснять разные отметки ГВК в залежах Самантепе (-2304 м) и Хаузак (-2322 м).

Несмотря на схожесть строения, близость расположения, практически одинаковых глубин залегания и значений начальных пластовых давлений

месторождение Денгизкуль (Р=273 кг/см² ) и Самантепе (Р=273,4 кг/см²), есть все основания предполагать изолированность газовых залежей этих месторождений. В пользу последнего предположения указывает сопоставление динамики пластовых давлений обоих месторождений, приведенной в таблице 3.6.

Таблица 3.6 - Динамика пластовых давлений месторождений Самантепе и Денгизкуль

Годы	Пластовое давление, кг/см2
	Денгизкуль Рплнач. = 273,0 кг/см2	Самантепе Рил. нач. = 273,4 кг/см2
1986	240,90	273,4
1987	233,84	273,0
1988	221,60	273,0
1989	214,90	262,6
1990	210,60	258,3
1991	205,20	250,9
1992	199,70	243,2
1993	193,70	239,7

Из таблицы 3.6 видно, что темпы падения давления в залежах месторождений Самантепе и Хаузак заметно отличаются.

В 2006 г. на вновь пробуренных эксплуатационных скважинах 72, 73 были выполнены газогидродинамические исследования с замерами пластовых

давлений, которые составили 254,8 кг/см² и 251,1 кг/см² . Эти данные указывают на то, что со времени остановки эксплуатации месторождения Самантепе в 1993 г. до возобновления его разработки в 2006 г. давление в Самантепинской залежи

восстановилось с 239,7 кг/см² до 254,8-251 кг/см². В то же время на соседней площади Хаузак пластовое давление продолжало снижаться [12]. Последнее обстоятельство и наличие раздела (прогиба) между месторождениями Самантепе и Денгизкуль с пл. Хаузак указывают на изолированность Узбекской части залежи Самантепинского месторождения от соседних залежей.

3.5 Оценка запасов газа методом материального баланса

Месторождение Самантепе было введено в ОПЭ в 1986 г. с приостановкой добычи газа в марте 1993 г. За этот период из месторождения было отобрано 16246 млн.м газа. В то же время пластовое давление в целом по залежи

снизилось с 273,4 кг/см² до 239,5 кг/см² или на 33,7 кг/см² в сравнении с начальным. Расчеты с использованием метода материального баланса [10] показывают, что при накопленном отборе газа (16,246 млрд.м³) и снижении давления в залежи до 239,5 кг/см² ее дренируемые запасы газа месторождения Самантепе в целом составляют около 150 млрд.м³, т.е. заметно выше утвержденных начальных запасов (101,4 млрд.м³).

В 2006 г. разработка месторождения Самантепе была возобновлена на участке залежи на территории Республики Узбекистан. Были пробурены и введены в эксплуатацию скважины 71, 72, 73, 74, 75, 76, 77, 78, из которых по состоянию на 01.01.2008 г. добыто 1164 млн.м газа, а среднее текущее давление в залежи составляет 247,2 кг/см .

По материалам эксплуатации скважин на Узбекской части был построен график зависимости приведенного пластового давления от суммарного отбора газа, представленный на рисунке 3.2. Из этого графика следует, что дренируемые на 01.01.2008 г. запасы газа составляют 101,9 млрд.м , что близко к утвержденным запасам месторождения в целом (101,4 млрд.м³, и заметно превышают величину утвержденных запасов участка залежи на территории РУз (39,036 млрд.м³).