Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

• ВВЕДЕНИЕ
• 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ
• 1.1 Характеристика района работ
• 1.2 История освоения района
• 2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
• 2.1 Стратиграфия
• 2.2 Тектоника
• 2.3 Нефтегазоносность
• 2.4 Характеристика продуктивного пласта
• 2.5 Гидрогеология
• 2.6 Физико-химическая характеристика свободного газа сеноманской залежи
• 2.7 Мерзлотно-температурная характеристика
• 3. СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
• 3.1 Основные проектные документы
• 3.2 Фактическое состояние разработки
• 3.2.1 Анализ состояния фонда скважин
• 3.2.2 Капитальный ремонт скважин
• 3.2.3 Анализ распределения пластового давления по площади и разрезу
• 3.3 Контроль за разработкой месторождения
• 4. КОНСТРУКЦИЯ И ОБОРУДОВАНИЕ СКВАЖИН
• 5. АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ КОМСОМОЛЬСКОГО ГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
• 5.1 Характеристика основных проектных решений
• 5.2 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки
• 5.3 Технологические показатели разработки месторождения на 2010 - 2012 гг.
• 6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРЕДЛАГАЕМЫХ МЕРОПРИЯТИЙ
• 6.1 Методика расчета потока денежной наличности и чистой текущей стоимости
• 6.2 Анализ чувствительности проекта к риску
• 7. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
• 7.1 Обеспечение безопасности работающих
• 7.1.1 Основные опасности и вредные факторы при эксплуатации газовых месторождений
• 7.1.2 Технические требования к оборудованию и рабочему инструменту, гарантирующему безопасность рабочих
• 7.1.3 Санитарные требования
• 7.1.4 Пожарная профилактика и средства пожаротушения
• 7.1.5 Электробезопасность и молниезащита
• 7.2 Экологичность проекта
• 7.2.1 Влияние проектируемых работ на окружающую среду
• 7.2.2 Расчет затрат на рекультивацию нарушенных земель
• 7.2.3 Мероприятия по защите окружающей среды
• 7.3 Чрезвычайные ситуации
• ЗАКЛЮЧЕНИЕ
• СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Сеноманская залежь Комсомольского разрабатывается с 1987 года. В 1987 г. протоколом рабочей Комиссии по разработке месторождений Мингазпрома (№ 32/87 от 27.06.1987) был утвержден «Проект разработки сеноманской залежи Комсомольского месторождения», составленный институтом «ТюменНИИгипрогаз».

В административном отношении Комсомольское нефтегазовое месторождение расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области в 87 км от административного центра г. Тарко-Сале. Лицензией на право разработки сеноманской залежи владеет ООО «Газпром добыча Ноябрьск».

В 2007 году утверждена работа «Корректировка основных проектных решений по разработке центрального купола Комсомольского месторождения» (Протокол № 72-р/2007 от 26 ноября 2007 г. (Дополнение к протоколу № 23-р/2004 от 14.04.2004 от 2007 г.)). Работа выполнена по заданию ООО «Газпром добыча Ноябрьск» (протокол НТС от 09.10.2007).

Месторождение находится в переходной стадии разработки: от периода постоянной добычи к падающей. С вводом в эксплуатацию в 2007 г. центрального купола закончилась активная фаза ввода добывных мощностей сеноманской залежи месторождения.

На состояние разработки сеноманской залежи Комсомольского месторождения не могло не сказаться снижение добычи природного газа. Уменьшение отборов сопровождается как позитивными моментами (уменьшение темпа падения пластовых давлений, выравнивание депрессионных воронок и конусов обводнения), так и отрицательными (остановка отдельных участков или части эксплуатационного фонда с риском неполного восстановления добывного потенциала залежи при повторном запуске, нестабильная работа трубопроводов и наземного оборудования и т.д.).

Все вышеизложенное положено в основу планирования дальнейшей разработки.

В дипломной работе проведен анализ разработки сеноманской залежи Комсомольского месторождения. Показана история создания проектных документов по мере изучения месторождения и уточнения его геологического строения, основные проектные решения и особенности, сделаны выводы о перспективах дальнейшей разработки.

В работе использованы материалы ООО «Газпром добыча Ноябрьск» и ООО «ТюменНИИгипрогаз». Материалы для выполнения дипломного проекта собраны на дату 01.07.2009, что соответствует требованиям методических указаний к выполнению дипломных проектов. Работа является актуальной и соответствует задачам, которые стоят перед производством.

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

1.1 Характеристика района работ

Комсомольское месторождение расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области в 87 км от административного центра п. Тарко-Сале (Рис. 1.1). В географическом отношении месторождение находится в северной части Западно-Сибирской равнины, в районе лесотундры.

Ближайшие месторождения, запасы которых утверждены в ГКЗ РФ - Губкинское, Вынгаяхинское, Восточно-Таркосалинское, находятся на расстояниях, соответственно - 20, 43 и 98 км. Газопровод Уренгой-Челябинск проходит в 40 км восточнее от площади. Непосредственно на территории месторождения существует достаточно мощная сеть промысловых нефте- и газопроводов и автомобильных дорог.

Район представляет собой слабо всхолмленную заболоченную равнину, с небольшим количеством озер, приуроченных к слаборасчлененным, заболоченным водораздельным участкам и поймам рек. Глубина озер не превышает 0.8-1 м, размеры - до 2-3 км в диаметре. Абсолютные отметки местности над уровнем моря изменяются от 30 до 88 м, на территории месторождения эти отметки составляют 34 - 86 м.

Гидрографически месторождение расположено в междуречье и по берегам рек Пякупур и ее левого притока Пурпе, относящимися к бассейну реки Пур и являющимися основными водными артериями этого района. Реки спокойные, равнинные, с извилистыми руслами, с большим количеством протоков, рукавов и песчаных кос. Глубина рек не превышает летом 0.5 м, во время паводков - до 2.5 - 5 м.

Сильная заболоченность этого района связана с наличием мощного слоя многолетнемерзлых пород, играющего роль водоупора.



Климат района резко континентальный с суровой продолжительной зимой и коротким сравнительно жарким летом. Среднегодовая температура составляет 3-4 ^оС. Высота снежного покрова в понижениях рельефа достигает 2 м, на водоразделах 0.5-0.6 м.

Глубина промерзания грунта составляет 1.5-2.0 м и более. Основная часть осадков выпадает в период с апреля по октябрь, чаще всего, в виде моросящих дождей, зимой выпадает 30-40 % от общего количества осадков. Преобладающее направление ветров летом - северное, зимой - южное.

Лесные массивы, состоящие из лиственницы, ели, кедра, сосны и березы развиты, в основном, в виде узких полос вдоль берегов рек. Среди болот часто встречаются островки редколесий, в долинах рек встречаются луга и заросли кустарников.

Лицензией на право разработки сеноманской залежи обладает ООО «Газпром Добыча Ноябрьск» (лицензия СЛХ 00740 НЭ 21.12.1999), держателями лицензий на нижележащие продуктивные горизонты являются ОАО «Пурнефтегазгеология» и ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз».

Эксплуатационное разбуривание сеноманской залежи проводила «ТюменБургаз», добычу газа осуществляет ООО «Газпром Добыча Ноябрьск».

1.2 История освоения района

Поднятие закартировано и подготовлено к бурению сейсморазведочными работами в период 1963-1967 г.г. (сп 33, 54/63-64, 59/65, 8, 11, 17/65-66, 27, 28/66-67). Поисково-разведочное бурение начато в 1966 г. Первой поисковой скважиной (скв.1) была открыта залежь газа в сеномане, давшая при испытании фонтан газа дебитом 705.2 тыс. м³/сут. на 22 мм штуцере.

По результатам геологоразведочных работ был произведен подсчет и утверждены ГКЗ СССР запасы газа по восьми сеноманским залежам, в том числе и на Комсомольском месторождении.

Сеноманская залежь контролируется обширной приподнятой структурно-тектонической зоной, ограниченной на уровне кровли сеноманских отложений изогипсой минус 918 м, размерами 6-39х40 км, амплитудой 120 м и включающей в себя несколько локальных поднятий.

Запасы газа сеноманской залежи Комсомольского месторождения впервые были утверждены в 1969 г. по категориям В+С₁ в количестве 377.6 млрд. м³ по материалам бурения 30 поисково-разведочных скважин, в т.ч. 22 - продуктивных, на площади газоносности 928.5 км² (плотность разбуривания - 42.2 км²/скв.).

В период 1979-1983 г.г. (СП 4, 5, 11, 15, 16, 32, 43) на площади проведены детализационные сейсморазведочные исследования МОВ ОГТ, позволившие уточнить структурный план месторождения. В пределах контура сеноманской залежи дополнительно пробурено 55 скважин, три из них (14, 31, 151) на верхнемеловые отложения. Таким образом, плотность разбуривания залежи увеличилась в 3.5 раза и достигла 12.1 км²/скв.

Значительно возрос вынос керна из сеноманских продуктивных отложений (на 169.7 м). Дополнительно произведен отбор керна в 6 скважинах. Общий отбор керна из сеноманской продуктивной толщи составил 431.53 м (37.4% от проходки с отбором керна)

С целью уточнения критериев выделения эффективных толщин и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов была пробурена специальная скважина 151 со сплошным отбором керна на растворе с переменной минерализацией. По этой скважине достигнут высокий вынос керна - 147.3 м или 98 % к проходке с отбором керна, проведено его комплексное изучение. Выполнен обширный комплекс промыслово-геофизических исследований, включающий новые методы.

В связи с возросшим уровнем изученности, свидетельствующим о больших запасах по сравнению с ранее утвержденными ГКЗ СССР, в 1987 г. проведена переоценка запасов газа сеноманской залежи, которые по категории C₁ составили - 773 580 млн.м³. При подсчете запасов сеномана учтены данные по 102 скважинам, из которых 77 пробурены в пределах контура сеноманской залежи.

После подсчета запасов газа сеноманской залежи 1987 г. в пределах исследуемой площади проведены сейсморазведочные работы по методике МОВ ОГТ СП 43/86-87, 60/91-92, 60/92-93, 36/92-93, 132/93-94, 132/94-95.

Кроме этого, пробурены еще 42 глубокие поисково-разведочные скважины, основной задачей которых являлись поиски и разведка нефтяных и нефтегазоконденсатных залежей в нижнемеловых отложений с попутной доразведкой сеноманской залежи. Отбор керна и испытание отложений сеномана в скважинах не проводились.

В 1999 году в работе СибНАЦ «Оценка изменения подсчетных параметров подсчета запасов газа сеноманской залежи 1987 г. Комсомольского месторождения по новым данным эксплуатационного бурения и обобщения геолого-геофизического материала» была проведена переоценка запасов газа сеноманской залежи ПК₁. Было дополнительно обработано 79 скважин, в т.ч. 30 поисково-разведочных и 49 эксплуатационных. По 47 скважинам была проведена интерпретация данных ГИС с определением ФЕС, остальные 32 скважины были использованы при уточнении структурного плана и отбивке ГВК.

По результатам проведенной работы СибНАЦ утверждены запасы газа пласта ПК₁ в объеме 777.506 млрд.м³ газа (протокол ЦКЗ МПР России № 114 от 01.02.2001 г.).

2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Стратиграфия

Палеозойский фундамент. На Комсомольской площади наибольшая вскрытая мощность пород фундамента пройдена скважиной 199. Палеозойские образования вскрыты в интервале 3650-4500 м. Вся толща палеозоя представляется в формационном отношении однородной.

В скважине 198 Комсомольской площади породы фундамента вскрыты на глубине 3551 м и представлены известняками, местами доломитизированными, переходящими в доломит.

При испытании палеозойских отложений притоков пластового флюида не получено за исключением скважины 198 Комсомольской площади, где из известняков (инт. 3550-3580 м) получен приток воды дебитом 80.3 м³/сут при депрессии 10.3 МПа.

Юрская система. Отложения юрской системы несогласно залегают на породах доюрского фундамента и представлены всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним.

Отложения нижнего и среднего отделов юры представлены континентальной толщей тюменской свиты, верхний отдел - преимущественно породами морского происхождения, подразделяется на васюганскую, георгиевскую и баженовскую свиты.

На рассматриваемом месторождении отложения тюменской свиты вскрыты на глубинах от 2938 м (скв. 381) до 3004 м (скв. 199).

Разрез тюменской свиты сложен частым и неравномерным чередова-нием аргиллитов, песчаников и алевролитов. Для пород свиты характерны обломки углефицированной древесины, тонких прослоев углей.

Отложения васюганской свиты на месторождении вскрыты шестью скважинами на глубинах 2891 м (скв. 404) - 2982 м (скв. 403).

По литологической характеристике свита подразделяется на две части: нижнюю - глинистую, верхнюю - песчано-глинистую.

Нижняя часть свиты представлена аргиллитами серыми и темно-серыми, плотными, слабослюдистыми, прослоями алевритистыми, встречаются вкрапления пирита, сидерита, отпечатки раковин аммонитов.

Верхняя часть характеризуется преобладанием песчаных разностей.

Толщина свиты изменяется от 38 до 59 м.

Отложения георгиевской свиты вскрыты на глубинах 2890 (скв. 404) - 2954 м (скв. 199). Литологически свита представлена аргиллитами темно-серыми, иногда черными, преимущественно тонкоотмученными, реже алевритистыми, с включениями глауконита, пирита.

Толщина свиты 1-10 м.

Баженовская свита залегает на глубинах 2866-2934 м. Отложения представлены аргиллитами буровато-черными до черных, битуминозными, крепкими, плотными, местами тонкослоистыми с раковистым и чешуйчатым изломом.

Баженовская свита является надежным маркирующим стратиграфическим и сейсмоотражающим горизонтом (сейсмогоризонт «Б»).

Толщина изменяется от 20 до 41 м.

Меловая система. Отложения меловой системы представлены двумя отделами: нижним и верхним.

Нижний отдел включает в себя отложения трех свит (снизу вверх): сортымской, тангаловской и нижней части покурской свиты; верхний - верхнюю часть покурской, кузнецовскую, березовскую и нижнюю часть ганькинской свиты.

На битуминозных аргиллитах баженовской свиты залегают терригенные породы сортымской свиты на глубинах 2668 м (скв. 127) - 2365 м (скв. 402), включающие в себя осадки берриасского и ранневаланжинского времени.

В основании свиты залегает подачимовская толща. Толщу слагают аргиллиты темно-серые и серые, однородные, с неровным и раковистым изломом, плитчатые, с углистым детритом.

Выше по разрезу залегает ачимовская толща, вскрытая на месторождении 7 скважинами. Толща представлена (скв. 23, 403) аргиллитами темно-серыми, слабо алевритистыми, слюдистыми, плитчатыми, с углефицированными растительными остатками на плоскостях наслоения; алевролитами серыми до темно-серых, мелкозернистыми, слюдистыми, крепкими.

В целом толща представлена неравномерным переслаиванием песчаников серых, темно-серых, кварцполевошпатовых, мелкозернистых, хорошо сцементированных глинисто-известковистым цементом, алевритистых, крепких; алевролитов с аргиллитами.

В полном разрезе ачимовская толща включает песчаные пласты, которые на Комсомольском месторождении продуктивны.

Ввиду неоднозначности картирования кровли и подошвы толщи, ее толщина условно определяется в диапазоне от 37 м до 122 м.

Верхняя часть сортымской свиты сложена мелководно-морскими образованиями и представляет собой чередование песчано-алевритовых и глинистых пластов.

Возраст сортымской свиты берриас-ранневаланжинский.

Толщина свиты изменяется от 370 м до 504 м.

Тангаловская свита залегает на глубинах 1830 м (скв. 382) - 2093 м (скв. 127). Сложена чередованием пачек песчано-алевролитовых и глинистых пород.

Общая толщина тангаловской свиты изменяется от 490 до 575 м.

Нижняя подсвита покурской свиты, по описанию керна, представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов.

Верхняя подсвита покурской свиты залегает на глубинах 851-1116 м.

Отложения верхнепокурской подсвиты представлены переслаиванием песчаников, песков, алевролитов и глин.

Покурская свита является регионально нефтегазоносным объектом. На рассматриваемой площади к кровле свиты (ПК₁) приурочена сеноманская залежь газа.

Общая толщина покурской свиты 939-1030 м.

Кузнецовская свита трансгрессивно залегает на отложениях покурской свиты на глубинах 830-1067 м. Сложена она глинами, которые служат региональной покрышкой для газоносных пород сеномана.

Толщина отложений кузнецовской свиты изменяется от 15 до 44 м.

Березовская свита залегает согласно с подстилающими осадками кузнецовской и перекрывающими отложениями ганькинской свиты. Подразделяется на две подсвиты.

Нижнеберезовская подсвита сложена глинами серыми и темно-серыми с прослоями глинистых алевролитов.

Толщина нижнеберезовской подсвиты изменяется от 68 до 101 м.

Верхнеберезовская подсвита представлена глинами серыми, темно-серыми, зеленовато-серыми, алевритистыми, опоковидными лишь в подошве подсвиты, иногда сидеритизированные. В глинах отмечаются тонкие прослои и линзы алевритового материала, пиритизированные остатки водорослей, ходы илоедов.

Толщина верхнеберезовской подсвиты изменяется от 55 до 97 м.

Общая толщина березовской свиты изменяется от 137 м до 183 м.

Отложения ганькинской свиты завершают разрез меловых отложений. Свита залегает на глубинах 490 м (скв.402) - 670 м (скв.127) и представлена толщей алевритистых глин с редкими прослоями алевролитов.

Толщина свиты колеблется от 193 до 230 м.

Палеогеновая система. Отложения палеогеновой системы представлены тремя отделами: палеоценом, эоценом и олигоценом. В составе палеогеновых отложений выделяются талицкая, люлинворская, тавдинская, атлымская, новомихайловская свиты.

Талицкая свита подразделяется на две подсвиты. Нижняя преимущественно глинистая. Толщина подсвиты изменяется от 32 м до 60 м. Верхняя подсвита преимущественно алевритисто-глинистая, с прослойками кварцево-глауконитовых песчаников. Толщина подсвиты составляет 66-101 м.

Люлинворская свита объединяет морские глинистые осадки нижнего, среднего и верхнего эоцена.

В соответствии с литологическими особенностями, палеонтологическими данными и геофизической характеристикой люлинворская свита подразделяется на три подсвиты.

Нижнелюлинворская подсвита представлена переслаиванием опок и опоковидных глин.

Толщина подсвиты 25-58 м.

Среднелюлинворская подсвита представлена диатомитовыми глинами и диатомитами.

Толщина подсвиты 35-85 м.

Верхнелюлинворская подсвита сложена глинами зеленовато-серыми и зелеными, диатомовыми, вверху алевритистыми, довольно крепкими с полурастворенной кремниевой органикой.

Толщина подсвиты изменяется от 42 до 96 м.

Отложения тавдинской свиты приурочены к верхнему эоцену и нижнему олигоцену. Сложена глинами алевритистыми с прослоями алевритов и песков мелко- и среднезернистых, кварцевых и включениями сидерита, пирита.

Толщина свиты 151-209 м.

Континентальные отложения атлымской свиты сложены песками светло-серыми, почти белыми с преобладанием мелкозернистых, кварцево-полевошпатовых, слабосцементированными, с прослоями каолинизированных глин и алевритов.

Новомихайловская свита характеризуется неравномерным чередованием серых и буровато-серых, алевритистых глин, алевритов и светло-серых песков с большим преобладанием глин в верхней части. В породах много включений углистого детрита. Возраст свиты олигоценовый.

На Комсомольском месторождении толщина атлымской и новомихайловской свит сокращается, вплоть до полного выклинивания (в скв. 7, 9, 19, 20, 26).

Толщина атлымской и новомихайловской свит изменяется от 0 до 74 м.

Четвертичная система. На размытой поверхности палеогеновых отложений залегают осадки четвертичной системы, представленные песками, глинами, супесями, суглинками, торфяниками, галечниками, ледниковыми валунниками.

Современные осадки представлены отложениями пойм, надпойменных террас, болот. Толщина четвертичных отложений на Комсомольском месторождении составляет 10-119 м.

2.2 Тектоника

Согласно тектонической карты мезозойско-кайнозойского осадочного чехла Западно-Сибирской плиты Комсомольское месторождение расположено в пределах структуры II порядка - Пякупурского куполовидного поднятия, входящего в состав Северного мегавала.

Сеноманская газовая залежь контролируется обширной приподнятой структурно-тектонической зоной сложной конфигурации, ограниченной на уровне кровли сеноманских отложений изогипсой минус 920 м, размерами 47 х 9-25 км, амплитудой 120 м, включающей в себя несколько локальных поднятий.

Самое крупное из них по площади и амплитуде осложняет восточную часть и соответствует на тектонической карте Ново-Комсомольскому II локальному поднятию. Размеры поднятия по оконтуривающей изогипсе минус 890 м составляют - 23 х 23.5 км, амплитуда - 92 м.

В западной части выделяются два поднятия: Комсомольское (район скв. 141, 138) и Комсомольское II (район скв. 11, 440). Локальное поднятие Комсомольское II в пределах замкнутой изогипсы минус 890 м имеет размеры 4 х 7 км, высоту 5 м. На тектонической карте Комсомольскому поднятию соответствует два локальных поднятия: Пякупурское и Нижнекомсомольское. На уровне верхнемеловых отложений Нижнекомсомольское поднятие снивелировано и образует протяженную переклиналь Комсомольской структуры. По замкнутой изогипсе минус 890 м размеры Комсомольского поднятия 9 х 14,5 км, амплитуда 45 м.

Восточная и западная части поднятия соединяются через узкий перешеек, который также осложнен небольшим поднятием - Ново-Комсомольским I, со сводом в районе скв. 17, замыкающимся изогипсой минус 890 м, с амплитудой - 5 м. Наиболее крутые углы падения характерны для Комсомольской и Ново-Комсомольской II структур (до 1°10'). Остальная часть структурной зоны отличается пологостью форм, с углами падения менее 0є30'.

В разрезе осадочных пород, слагающих верхний структурно-тектонический этаж, методами сейсморазведки следится целый ряд отражающих поверхностей, связанных с различными по возрасту и литологии толщинами осадков от верхнего мела до нижней юры: «С» (сантон), «Г» (сеноман), М₁, М₁¹(апт), «В₂», «В₃» (неоком), «Б» (верхняя юра), «Т₂» (средняя юра), «Т₄» (подошва юрских отложений).

Наиболее выдержанными в отношении регистрации являются верхнеюрский сейсмический репер «Б», литологически связанный с кровлей битуминозных аргиллитов баженовской свиты и «Г» - с подошвой туронских глин, регионально распространенных в пределах Западно-Сибирской равнины.

2.3 Нефтегазоносность

Геологический разрез Комсомольского месторождения по данным бурения поисково-разведочных скважин изучен до глубины 4362 м (скв. 199). Во вскрытой части разреза промышленная нефтегазоносность связана с отложениями от берриаcа до сеномана включительно, что соответствует интервалу глубин минус 850-2800 м. При этом в средней и нижней части разреза находятся нефтяные и нефтегазоконденсатные залежи, в верхней сеноманской части - газовая залежь.

Распространение залежей в той или иной части разреза контролируется наличием в разрезе глинистых покрышек, способных удерживать скопления углеводородов. Наиболее крупная по размерам и величине запасов залежь приурочена к верхней части сеноманских отложений (пласт ПК₁), которая содержит 63% от суммарных по месторождению запасов углеводородов (с учетом Барсуковского месторождения). Сеноманская газовая залежь объединяет своим контуром обширную структурно-тектоническую зону, включающую несколько локальных поднятий: Новокомсомольское І, ЙЙ, Нижнекомсомольское, Комсомольское Й, Комсомольское ЙЙ, Пякупурское. Покрышкой для этой залежи служит мощная толща морских глин, имеющих региональное распространение в пределах всего севера Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Покрышки для нижележащих залежей характеризуются малыми толщинами и локальным распространением, в связи с чем размеры этих залежей небольшие и приурочены они к отдельным локальным поднятиям. Сеноманская газовая залежь в плане накладывается на нижнемеловые залежи Барсуковского и Комсомольского месторождений. На Комсомольском месторождении залежь сеноманской продуктивной толщи вскрыта на глубинах 851.0-1006.0 м (а.о. минус 798.0 - 919.8 м). По своему строению она в основных чертах идентична одновозрастным залежам не только месторождений Надым-Пурской, но и других НГО севера Тюменской области.

Высокие коллекторские свойства песчано-алевролитовых пород сеномана определяют высокую продуктивность скважин. При испытании газонасыщенных интервалов в разведочных скважинах рабочие дебиты на шайбе 22 мм в основном составляли 600-700 тыс.м³/сут., при депрессиях 2.5-3.5 кг/см². Расчетные значения абсолютно свободного дебита составили 444 - 9069 тыс.м³/сут.

При разведке продуктивность залежи изучена по данным испытания 26 скважин. Данными испытаний залежь по площади изучена достаточно равномерно.

Сеноманская газовая залежь по типу является массивной водоплавающей и объем ее определяется кровлей сеноманских коллекторов и поверхностью газоводяного контакта.

Все разведочные скважины, пробуренные в контуре газоносности, вскрывают ГВК, который по комплексу промыслово-геофизических исследований достаточно уверенно следится внутри песчаного коллектора или с небольшим интервалом неоднозначности для глинистого или плотного прослоя на границе газоносных и водоносных коллекторов. Уровень ГВК сеноманской залежи устанавливается на отметках минус 914.0-919.8 м. В соответствии с установленным положением ГВК высота залежи составляет 120 м, размеры 47 х 9-25 км (Рис. 2.1).

2.4 Характеристика продуктивного пласта

Газоносная толща сеномана представлена чередованием песчано-алевритовых пород. Песчано-алевритовые породы характеризуются слабой отсортированностью обломочного материала с преобладанием округлых и полуокруглых форм зерен.

По гранулометрическому составу в коллекторах преобладают мелкопсаммитовая и крупноалевролитовая фракции. Причем в чистом виде алевролиты и песчаники встречаются редко. Среди песчано-алевролитовых пород выделяются крупнозернистые и мелкозернистые виды. В крупнозернистых алевролитах встречаются песчаные фракции до 20-34 %. Нередко песчаная и алевролитовая фракции встречены примерно в равных соотношениях. Мелкозернистые породы более однородны. Для всех проанализированных образцов керна средние значения медианных диаметров изменяются от 0.057 до 0.040 мм.

По минералогическому составу песчано-алевролитовые породы изменяются от аркозовых до полимиктовых. Они характеризуются слабой степенью цементации. Для коллекторов характерен глинистый цемент каолинит-гидрослюдистого состава. По типу цемент поровый, пленочно-поровый, реже базальный.

Породы-коллекторы разделяются прослоями глин. Глинистыми составляющими являются каолинит, смешаннослойные гидрослюды, реже хлорит и монтмориллонит. Коллекторские свойства коллекторов высокие. Слабосцементированные разности пород, составляющие основную часть продуктивной толщи, поднимались, в основном, в нарушенном состоянии. Поэтому основная масса образцов керна представляет уплотненную часть разреза.

Всего из продуктивной толщи сеномана проанализировано на пористость 1421 образцов, в том числе 479 образцов (71.5%) - из специальной скважины 151.

В таблице 2.1 приведена характеристика пород по керну и другим исследованиям.

Таблица 2.1 Характеристика фильтрационно-емкостных свойств пласта ПК₁

Метод определения	Количество образцов	Параметры	Среднее	Коэффициент вариации	Интервал изменения
					от	до
По керну	1421	Пористость, %	34,6	12,8	21,4	43,0
	70	Проницаемость, мкм2 10-3	1198	255	5,4	4806
		Газонасыщенность, д.ед.
По ГИС	5915	Пористость, %	36,0	9,91	22,4	42,0
	5963	Проницаемость, мкм2 10-3	1120	83	3,2	7880
	3921	Газонасыщенность, д.ед.	0,59	34,16	0,12	0,97
По ГДИ		Пористость, %
	303	Проницаемость, мкм2 10-3	790	133,87	20,03	9554,3
		Газонасыщенность, д.ед.

Средневзвешенное значение пористости по толщине составляет 34.6%. Проанализировано на остаточную водонасыщенность 71 образец, в том числе 43 образца - из газонасыщенных коллекторов. Средневзвешенное по толщине значение остаточной водонасыщенности равно 35.5%. Определения проницаемости выполнены на 70 образцах, в том числе на 45 - из газонасыщенных коллекторов. Средневзвешенное по толщине значение проницаемости коллекторов составляет 1.198 Дарси.

2.5 Гидрогеология

На Комсомольском месторождении законтурные воды апт-сеноманского продуктивного комплекса охарактеризованы 9 пробами воды из 8 скважин. Минерализация вод колеблется от 15.5 до 20.5 г/л. Тип вод по В.А.Сулину хлоридно-кальциевый.

Основными солеобразующими компонентами пластовых вод апт-альб-сеноманского водоносного комплекса являются ионы натрия с калием (5543.0-7289.0 мг/л или 241.0-316.9 мг/экв.), хлора (9384.0-1191.0 мг/л или 264.6-335.9 мг/экв.), кальция (244.0-992.0 мг/л или 12.2-49.5 мг/экв.), магния (24.0-138.4 мг/л или 2.0-11.4 мг/экв.), гидрокарбоната (97.60-1305 мг/л или 1.6-21.4 мг/экв.). Сульфат-ион обнаружен в трех пробах в количестве 5.0-70.8 мг/л. Воды характеризуются отсутствием нитрат и карбонат-ионов. Содержание магния и йода (соответственно 95.69-139.72 мг/л и 11.7-17.93 мг/л) в апт-сеноманских водах представляет промышленный интерес. Газонасыщенность подземных вод рассматриваемого комплекса Комсомольского месторождения, замеренная в трех скважинах, составляет 0.75-2.50 л/л.

2.6 Физико-химическая характеристика свободного газа сеноманской залежи

Компонентный состав свободного газа сеноманской залежи Комсомольского месторождения представлен 22 анализами газа.

По химическому составу газ сеноманской залежи Комсомольского месторождения сходен с газом сеноманских залежей других месторождений севера Тюменской области. Сеноманский газ всех залежей метановый, с содержанием метана 96.2-99.6%, причем залежи с максимальным содержанием метана отмечены на месторождениях полуострова Ямал, снижаясь в южной части региона (Южная группа месторождений), где содержание метана не превышает 98%. На Комсомольском месторождении среднее содержание метана составляет 97.64%.

На Комсомольском месторождении тяжелые углеводороды во многих случаях отсутствуют или отмечены их следы, и лишь в трех пробах содержание С5+в достигает 1.48-1.78%. Содержание углекислого газа составляет 0.32%. Содержание азота изменяется в пределах от 0.19% до 2.51%, в среднем составляет 1.63%. Содержание аргона, определенное в двух пробах, составляет в среднем 0.052%. Содержание водорода в сеноманском газе составляет 0.041%. Содержание гелия - 0.017%. Относительная плотность газа сеноманской залежи составляет 0.566.

Низшая теплотворная способность 7857 ккал/м3.

Псевдокритические давление и температура свободного газа составляют, соответственно, 46.83 кг/см2 и 190.12?К.

В пробах свободного газа содержание С5+в не установлено. Газоконденсатные исследования при опробовании сеноманской залежи Комсомольского месторождения не проводились.

2.7 Мерзлотно-температурная характеристика

Температурные условия недр Комсомольского месторождения изучались во время испытания точечными замерами температур максимальными ртутными термометрами. Замеры температур в основном приурочены к продуктивным пластам и характеризуют больше нижнюю часть разреза. Запись геотермического градиента на Комсомольском месторождении не проведена.

Из ближайших площадей запись геотермического градиента проведена в скважине 86 Восточно-Тарасовской площади, простоявшей в условиях ненарушенного теплового режима около года.

Средний геотермический градиент на Комсомольском месторождении в соответствии с прогнозом ЗапСибНИГНИ /5/, составляет 3.2 єС на 100 м, геотермическая ступень - 31.3 м.

Точечные замеры температур в пределах сеноманской продуктивной толщи замерены в большинстве испытанных скважин и варьируют в пределах от 25 до 38 єС.

Температура, снятая с прогнозной геотермограммы на уровне 1/3 высоты залежи от ГВК, равна 27.5 єС, что соответствует центру сгущения точек замера температур.

Площадь Комсомольского месторождения относится к центральной геокриологической зоне, которая характеризуется преимущественно двухслойным строением и прерывистым распространением как древней, так и современной мерзлоты.

Современная мерзлота встречается отдельными островами, приурочена к участкам обширных безлесных или слабо залесенных бугристых торфяников и темнохвойных лесов с мощным моховым покровом, залегает на глубине 25-54 м, толщина слоя изменяется от 8 до 54 м. Характеризуется убывающей с глубиной льдистостью. Максимальные значения объемной льдистости характерны для торфяных массивов и достигают 70-80%, а в некоторых случаях и 90%, для глинистых пород от 40-45% до 20-25% для нижней части разреза. Песчаным породам присуща льдистость в пределах 20-25% и только в местах, где пески залегают под слоем торфа, она повышается до 40-45%.

Многолетнемерзлые породы (ММП) представлены, в основном, реликтовой толщей мерзлоты, прерывающейся сквозными таликами под руслами крупных рек и озер, залегают на глубине 8-120 м. Толщина слоя ММП колеблется от 20 до 100 м.

ММП реликтового слоя представлены чередующимися участками мерзлых, охлажденных и талых пород, имеющих температуру до минус 0.5єС.



Рис. 2.1 Геологический разрез сеноманской залежи Комсомольского месторождения по линии скважин 435-1191-1201-1-1231-1261-1301-1321-421-446-138-454-447-132-15

3. СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

3.1 Основные проектные документы

Сеноманская газовая залежь, пласта ПКЬ Комсомольского нефтегазоконденсатного месторождения, была открыта в 1966 году, разрабатывается с 1992 г. Одной из особенностей разработки является наличие трех эксплуатационных участков, характеризующихся различными запасами газа и продуктивными характеристиками.

В Таблице 3.1 представлен перечень основных проектных документов, технических и технологических решений, на основе которых ведется разработка месторождения. В 1987 г. протоколом рабочей Комиссии по разработке месторождений Мингазпрома (№ 32/87 от 27.06.1987) был утвержден «Проект разработки сеноманской залежи Комсомольского месторождения», составленный институтом «ТюменНИИгипрогаз». В 1996 г. утвержден «Комплексный проект разработки сеноманской газовой залежи Комсомольского месторождения», в котором предусмотрено перераспределение уровней годовой добычи газа между куполами.

В 2004 г. утверждены «Коррективы технологических показателей разработки Комсомольского нефтегазоконденсатного месторождения», выполненные институтом «ТюменНИИгипрогаз» (Протокол № 23-р/2004 от 24 мая 2004 г.). В 2007 году утверждена работа «Корректировка основных проектных решений по разработке центрального купола Комсомольского месторождения» (Протокол № 72-р/2007 от 26 ноября 2007 г. (Дополнение к протоколу № 23-р/2004 от 14.04.2004 от 2007 г.)). Работа выполнена по заданию ООО «Газпром добыча Ноябрьск» (протокол НТС от 09.10.2007).

В 2009 году ООО «ТюменНИИгипрогаз» начаты работы по созданию «Уточненного проекта разработки сеноманской газовой залежи Комсомольского месторождения на период падающей добычи». Окончание работ запланировано на 2010 год.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Таблица 3.1 Перечень основных проектных документов по разработке сеноманской залежи Комсомольского месторождения

Наименование документа	Дата утверждения, номер протокола	Основные решения
1. «Проект опытно-промышленной эксплуатации Комсомольского месторождения».	Бюро центральной комиссии по разработке газовых и газоконденсатных месторождений Мингазпрома. Протокол № 27/ 75 от 19.08.1975.	Запасы газа 377,6 млрд.м3 по категории В+С1. Годовой отбор газа -22,5 млрд. м3, в т.ч. по восточному куполу -15 млрд.м3, центральному - 0,9 млрд. м3, западному - 4,4 млрд. м3, северному - 2,2 млрд.м3. Средний дебит 600 тыс.м3/сут. Диаметр НКТ-114мм. Количество эксплуатационных скважин - 128. Две УКПГ ( 15 и 7,5 млрд. м3 в год)
2. «Проект разработки сеноманской залежи Комсомольского месторождения».	Рабочая комиссия по разработке газовых, газоконденсатных, нефтяных месторождений и эксплуатации ПХГ Мингазпрома. Протокол № 28/85 от 26.04.1985.	Разработка восточного и западного куполов. Запасы газа 432,5 млрд. м3. Годовой отбор - 20 млрд. м3 в т.ч. - 15 млрд. м3 по восточному, 5 млрд. м3 по западному куполу. Одна УКПГ. Дебит скважин восточного купола 842 тыс.м3/сут, западного 473 тыс.м3/сут. Восточный купол - НКТ - 168 мм, западный - 114 мм. 54 скважины (12 кустов) на восточном и 32 скважины (16 кустов) на западном куполах. 19 наблюдательных скважин. Ввод ДКС на третий год эксплуатации.
3. «Проект разработки сеноманской залежи Комсомольского месторождения».	Рабочая комиссия по разработке газовых, газоконденсатных, нефтяных месторождений и эксплуатации ПХГ Мингазпрома. Протокол № 32/87 от 27.06.1987.	Запасы газа 773,6 млрд.м3. Годовой отбор с восточного купола 25 млрд. м3. 92 эксплуатационные скважины, 18 кустов (4 куста по 7 скв., 8 кустов по 5 скв., 6 кустов по 4 скв.). Дебит 765 тыс.м3/сут. Подключение западного и северного куполов в перспективе для продления периода постоянной добычи газа. Одна УКПГ (32 млрд.м3 в год). Две УППГ на западном и северном куполах.
4. Дополнение к «Проекту разработки сеноманской залежи Комсомольского месторождения (западный и северный куполы)».	Комиссия по месторождениям и ПХГ РАО "Газпром" Протокол № 11/95 от 17.07.1995.	Запасы газа 773,58 млрд.м3. Разработка восточного купола осуществляется в соответствии с ранее принятыми проектными решениями. Годовой отбор c западного купола 5 млрд.м3 с 1995 года, количество скважин 38 (17 кустов по 2-3 скв.).
5. «Проект разработки северного купола Комсомольского месторождения» (утвержден как «Комплексный проект разработки сеноманской газовой залежи Комсомольского месторождения»).	Комиссия по месторождениям и ПХГ РАО «Газпром». Протокол № 25-р/96 от 04.12.1996	Перераспределение уровней годовой добычи газа между куполами при годовом отборе 32 млрд.м3: восточный купол - 22 млрд.м3, западный - 7 млрд.м3 и северный - 3 млрд.м3. Бурение на северном куполе двух первоочередных кустов из двух эксплуатационных скважин каждый с углом наклона ствола в продуктивном интервале 70°. Бурение трех первоочередных наблюдательных скважин на северном куполе.
6. «Коррективы технологических показателей разработки Комсомольского нефтегазоконденсатного месторождения».	Комиссия газовой промышленности по разработке месторождений и использованию недр ОАО «Газпром». Протокол № 23-р/2004 от 14.04.12004.	Снижение уровня добычи газа на западном участке до 5,7 млрд.м3 в год начиная с конца 2006 г. Ввод в эксплуатацию центрального купола с 2007 г. с годовым отбором 1,5 млрд.м3, при эксплуатационном фонде 9 скважин. Максимальная годовая добыча газа - 31,1млрд.м3 до 2009 г.
7. «Корректировка основных проектных решений по разработке центрального купола Комсомольского месторождения».	Комиссия газовой промышленности по разработке месторождений и использованию недр ОАО «Газпром». Протокол № 72-р/2007 от 26.11.2007.	Снижение годового уровня добычи газа на центральном куполе с 1,5 млрд.м3 до 0,45 млрд. м3, шесть скважин.

Размещено на http://www.allbest.ru/

3.2 Фактическое состояние разработки

3.2.1 Анализ состояния фонда скважин

На Комсомольском месторождении в период с 1988 по 2007 гг. пробурено 185 скважин, в том числе: 166 эксплуатационных, 15 наблюдательных и четыре поглощающие. Из разведочного фонда приняты 19 скважин в качестве наблюдательных и пьезометрических (для контроля за реакцией водонапорного бассейна). Четыре скважины разведочного фонда (16-р, 17-р, 30-р, 35-р) ликвидированы.

На восточном куполе пробурены 92 эксплуатационные скважины (18 кустов по четыре - семь скважин), девять наблюдательных и одна поглощающая. Шесть наблюдательных скважин (1030, 1090, 1100, 1110, 1160, 1180) пробурены на кустовых площадках эксплуатационных скважин и три - одиночные в периферийных частях залежи (101-н, 102-н, 103-н).

На западном куполе пробурено 38 эксплуатационных скважин, расположенных на 17 кустовых площадках по две-три скважины в кусте, и четыре наблюдательные скважины (1350, 1390, 140, 1450) пробурены на кустовых площадках эксплуатационных скважин.

На северном куполе пробурены 28 эксплуатационных скважин (меньше проектного фонда на две единицы), две одиночных наблюдательных (1271, 106-н), одна пьезометрическая (104-н) и две поглощающих. Эксплуатационные скважины расположены на 14 кустовых площадках по две скважины в кусте.

На центральном куполе в настоящее время пробурено семь эксплуатационных скважин из девяти запроектированных: куст 151 (скв.1511, 1512, 1513), куст152 (скв.1521, 1522, 1523) и куст 153 (скв. 1533). По материалам ГИС в открытом стволе пробуренных скважин отмечается значительный подъем ГВК. Так в скв. 1533 обводнен практически весь продуктивный разрез, в связи с этим она переведена в разряд пьезометрических. В 2007 г. введены в эксплуатацию шесть скважин центрального купола.

По состоянию на 01.07.2009 общий фонд месторождения составляет 210 скважин, из них 162 действующих, четыре находятся в бездействии, пять поглощающих, 35 наблюдательных, четыре скважины ликвидированы.

На восточном куполе общий фонд скважин всего 119 ед., при этом действующих 91 ед. За первое полугодие 2009 года в бездействие вышли две скважины №1113 и №1154. Наблюдательные скважины насчитываются в количестве 20 ед., поглощающих - две единицы. Четыре ликвидированные на месторождении скважины являются скважинами восточного купола.

На западном куполе общий фонд равен 47 единиц, 37 из них действующие. Две скважины №1492 и №1501 за истекшие полгода вышли в бездействие, а скважина №1351 введена в эксплуатацию после капитального ремонта. Наблюдательных скважин на западном куполе семь единиц, поглощающая одна.

На северном куполе общий фонд насчитывает 35 скважин: 28 в действии, пять наблюдательных и две поглощающие.

Центральный купол эксплуатируется шестью скважинами и три скважины в куполе наблюдательные. Изменений за прошедшие шесть месяцев на северном и центральном куполах нет. Состояние и динамика фонда скважин приведены на Рисунке 3.1 и в таблице 3.2 соответственно.

Динамика фонда скважин Комсомольского месторождения

нефтегазоконденсатный месторождение пласт скважина



Рис. 3.1

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 3.2 Комсомольское месторождение. Состояние фонда скважин на 01.07.2009

Размещено на http://www.allbest.ru/

3.1.2 Капитальный ремонт скважин

В 2009 году на Комсомольском месторождении проведен 21 ремонт на 17 скважинах (Рис. 3.2, Рис. 3.3).

Ремонты в основном связаны с изоляцией притока пластовых вод и восстановлением приемистости поглощающих скважин (Таблица 3.3).

Водоизоляционные работы проводятся по стандартной отработанной схеме с применением жидкого стекла и отвердителя СаСl₂. По рекомендации СевкавНИПИгаза по утверждению авторов технологии закрепление ПЗП проводят тампонажным портландцементом, с добавлением суперпластификатора С-3 который увеличивает растекаемость цемента и увеличивает глубину проникновения цементного раствора. Добавление поливинилового спирта ПВС-18/11 или Целлотона увеличивает прочность цементного камня в 3 раза.

Так же на четырех скважинах были проведены работы с помощью колтюбинговой установки, по технологии «Halliburton» микрогелем на основе полиакриламида, все проведенные работы по водоизоляции успешные. На одной скважине проводилось испытание технологии «Halliburton», в результате проведенных работ скважина сначала вышла на рабочий режим работы, а через месяц работы стала выносить воду. Это связано с тем, что в скважину закачали низкую концентрацию микрогеля.

Микрогель применяемый для водоизоляционных работ характеризуется большей глубиной проникновения, по сравнению со смолами и цементом. Так же применение микрогеля ограничивает выноса песка из ПЗП.

На одной скважине проводятся испытание НКТ - 114 мм с внутренним эмалевым покрытием. Испытания должны показать позволяет ли новое покрытие снизить гидравлические сопротивления, потери давления и прирастить дебит.

Проведена ревизия и замена НКТ на поглощающей скважине № 1400, для восстановления приемистости провели дополнительную перфорацию. Скважина 415-Р из разведочной переведена в наблюдательную.

Таблица 3.2 Виды проведенных ремонтных работ на Комсомольском месторождении в 2009 году

Вид ремонта	Количество
Колтюбинговые установки: - изоляция притока подошвенных вод.	4 4
Подъемные агрегаты: - изоляция притока подошвенных вод; - замена НКТ; - восстановление приемистости; - перевод в наблюдательный фонд.	17 13 1 1 2
Всего	21

Успешность изоляции притока подошвенных по дебиту с помощью колтюбинговой установки на скважинах составила - 75 %, изоляция притока подошвенных вод по дебиту с ППА - 100 %.

В качестве примера в Таблице 3.4 приведены величины послеремонтных дебитов по некоторым видам работ.

Рис. 3.3 Количество проведенных ремонтных работ в 2009 на Комсомольском месторождении

Таблица 3.3 Величины дебитов до и после ремонтных работ на Комсомольском месторождении

Вид работ	Дебит, тыс. м3/сут
	до ремонта	после ремонта
Изоляция притока подошвенных вод с помощью колтюбинга	бд	бд
	103	127
	169	171
	146	133
Изоляция притока подошвенных вод с ППА	601	163
	229	214
	286	222
	313	323
	373	496
	118	262
	186	290
	371	339
	359	325
	239	201
	166	174
	260	247

Снижение дебита после проведения водоизоляционных работ связано с кольматированием самых проницаемых интервалов продуктивного пласта,

Рис. 3.4 Количество проведенных водоизоляционных работ на Комсомольском месторождении по годам

Из-за поднятия уровня ГВК по месторождению практически все ремонты, проводимые на эксплуатационных скважинах в 2009 году, пришлись на работы по изоляции водопритока. Некоторое снижение водоизоляционных работ в 2007, 2008 годах связано уменьшением отборов газа из месторождения. Увеличение количества водоизоляционных работ в 2009 г по сравнению с прошлыми годами произошло из-за подтягивания конуса пластовой воды к скважинам вследствие высокой депрессии на пласт.

3.1.3 Анализ распределения пластового давления по площади и разрезу

По состоянию на 01.07.2009 среднее пластовое давление в зоне отбора газа восточного купола снизилось с начала разработки на 62,4% от начального (9,73 МПа) и равняется 3,65 МПа. Динамика падения приведенного пластового давления в зоне размещения скважин и по всей площади куполов в зависимости от накопленного отбора газа приведена на Рисунке 3.4

На Рисунке 3.5 приведен профиль распределения пластового давления по годам разработки вдоль условной длинной оси месторождения. Анализ характера распределения пластового давления по площади залежи (Рис. 3.6) свидетельствует, что наиболее крупный восточный участок отрабатывается достаточно равномерно. Значительных депрессионных воронок в районах эксплуатационных кустов не отмечается. Аналогичная картина фиксируется и на других куполах, что свидетельствует об их хорошей отработке по площади.

На западном куполе замеры пластовых давлений в период с 1993 по 1994 гг. не производились из-за отсутствия освоенных скважин. Первые данные о величине пластового давления здесь были получены по результатам исследования эксплуатационных скважин до ввода их в промышленную эксплуатацию.



Рис. 3.5 Комсомольское месторождение. Зависимость снижения приведенного пластового давления по всему месторождению и по зоне размещения скважин от суммарного отбора газа и динамика фонда скважин



Рис. 3.6

Рис. 3.7 Комсомольское месторождение. Карта изобар на 01.07.2009 г.

При этом было установлено снижение пластового давления от начального на 0,25 МПа, что объясняется перетоками газа на восточный купол с западного. Среднее пластовое давление в зоне размещения скважин западного купола на 01.07.2009 составило 4,77 МПа, т.е. снизилось от начального на 50,96%.

На северном куполе величина пластового давления в первых двух освоенных скважинах (№№ 1311, 1312) в 1997 г. составила 9,420 МПа, т.е. была на 0,308 МПа ниже начального. Среднее пластовое давление по 28 эксплуатационным скважинам по состоянию на 01.07.2009 г. составило 5,79 МПа и снизилось относительно начального на 40,5%.

Среднее пластовое давление по шести эксплуатационным скважинам центрального купола составило 5,46 МПа и снизилось относительно начального на 43,7%.

С целью равномерной отработки запасов газа по разрезу продуктивных отложений на месторождении применена дифференцированная система вскрытия. Характер распределения перфорированных интервалов по эксплуатационным скважинам восточного купола показывает, что 60% дренируемой толщины приходится на верхнюю и среднюю части разреза. Однако, существенного различия в величинах пластовых давлений по разрезу не отмечается. Анализ замеров пластовых давлений по 15 скважинам, дренирующих различные части разреза, показывает, что разница в текущих их величинах не превышает в среднем 0,12 МПа и в целом контролируется глубиной вскрытия пласта.

Рис. 3.8 Распределение пластового давления по глубине вскрытия продуктивного пласта Комсомольского месторождения

3.2 Контроль за разработкой месторождения

Основной целью контроля над разработкой сеноманской газовой залежи Комсомольского месторождения является обеспечение эффективного управления фильтрационными процессами, происходящими в продуктивном пласте и окружающем водоносном бассейне с целью обеспечения максимального коэффициента газоотдачи.

В процессе контроля над разработкой предусматривается:

- оценка эффективности принятой системы разработки и проводимых геолого-технических мероприятий;

- разработка рекомендаций по регулированию процесса разработки и планированию мероприятий по его совершенствованию для достижения сбалансированности между максимальной газоотдачей и оптимальными экономическими затратами.

Геофизические исследования

Геофизические исследования в скважинах проводятся для решения геологических и технологических задач проводки скважин, документирования вскрытого бурением геологического разреза. К таким задачам относятся:

- отбор образцов пород и пластовых флюидов;

- изучение, литологическое расчленение и корреляция вскрытого скважиной разреза;