Некрасовское месторождение
Cтраница 2
Скважина № 27 ( глубина - 3425 м) пробурена в июле 1996 года в присводной части Некрасовского месторождения с целью эксплуатации газоконденсатной залежи. В октябре 1999 года скважина остановлена на проведение капитального ремонта. [16]
Важность и необходимость своевременного проведения достаточного объема исследовательских работ очевидна из такого простого примера. На Некрасовском месторождении максимально допустимые дебиты из-за несвоевременного проведения исследований скважин были достоверно установлены лишь на 6 - м году разработки после истечения проектного срока ОПЭ. Ориентировочные расчеты показали, что в случае эксплуатации месторождения с максимально допустимыми дебитами за этот период дополнительно было бы добыто более 350 млн. м3 / газа, что дало бы народному хозяйству около 200 тыс. руб. экономии только за счет фактора времени. [17]
Для большинства месторождений характерно только два периода: нарастающей и падающей добычи газа. Например, по Некрасовскому месторождению в течение первых 7 лет разработки отмечается нарастание годовых отборов газа до 14 % от запасов, а затем - период падающей добычи. На Усть-Лабинском и Бес-скорбненском месторождениях годовые уровни отборов газа на третий го / 1 разработки растут соответственно до 18 и 24 % от запасов, а затем начинается период падающей добычи. На некоторых ( особенно небольших) месторождениях ( Расшеватское, Ладожское) отмечается только период падающей добычи. Продолжительность этих периодов по разным месторождениям различна в зависимости от геолого-эксплуатационной характеристики залежей и технико-экономических условий района. Период нарастающей добычи колеблется от 0 до 9 лет ( Расшеватское и Майкопское месторождения), в среднем составляя 4 года или 20 % от общего срока разработки. Период постоянной добычи газа колеблется примерно в таких же пределах и в среднем составляет 3 - 4 года или 15 - 20 % от общего срока разработки. [18]
Например, средняя температура сепарации газа резко отличается даже по отдельным групповым пунктам. Так, на Некрасовском месторождении температура сепарации газа в ГУ-1, ГУ-2 и ГУ-3 составляет соответственно - 2 С, 17 С и - 1 С; на Крыловском месторождении на ГУ-1, ГУ-2 и ГУ-3 температура сепарации составляет - 2 С, - 4 5 С и - 12 5 С. Применение малогабаритных холодильных машин позволяет учитывать сроки их ввода в действие с учетом отдельных групповых установок. [19]
Опыт проектирования разработки многих месторождений Северного Кавказа показывает, что различные варианты разработки характеризуются одинаковыми экономическими показателями в течение первых 3 - 6 лет. Так, например, по Некрасовскому месторождению рассматривались 10 вариантов разработки, отличающихся друг от друга различными темпами отбора и периодами постоянной добычи. Причем, в течение первых 5 лет все варианты имеют одинаковые капиталовложения. Тем не менее, в целом эти варианты значительно отличаются друг от друга и наиболее рациональный выбирается не по показателям за первые годы, а по общим показателям за весь срок разработки. Поэтому при проектировании ОПЭ необходимо делать газодинамические и технико-экономические расчеты на весь срок разработки. [20]
Напоры вод соответствуют пластовым давлениям и глубине залежей и в меньшей степени зависят от удаленности областей питания системы. Так, на Митрофановском месторождении, удаленном от области питания на 100 км дальше, чем Некрасовское месторождение, пласты залегают на 200 - 300 м глубже и давление на 20 - 30 кгс / см2 больше, чем в тех же пачках Некрасовского месторождения. Это указывает на то, что в формировании напоров превалирующее значение имеет глубина залежей, а не фильтрационные свойства пластов. Поэтому карты пьезопроводности, строящиеся по начальным напорам, могут лишь частично характеризовать кол-лекторские свойства отложений. [21]
Напоры вод соответствуют пластовым давлениям и глубине залежей и в меньшей степени зависят от удаленности областей питания системы. Так, на Митрофановском месторождении, удаленном от области питания на 100 км дальше, чем Некрасовское месторождение, пласты залегают на 200 - 300 м глубже и давление на 20 - 30 кгс / см2 больше, чем в тех же пачках Некрасовского месторождения. Это указывает на то, что в формировании напоров превалирующее значение имеет глубина залежей, а не фильтрационные свойства пластов. Поэтому карты пьезопроводности, строящиеся по начальным напорам, могут лишь частично характеризовать кол-лекторские свойства отложений. [22]
 |
График изменения режима работы скв. 49 Некрасовского месторождения, оборудованной клапаном-диспергатором. [23] |
Результаты внедрения предложенного способа удаления жидкости из скважины показали его надежность и высокую эффективность. Некрасовского месторождения дополнительно добыто 2 8 млн. м3 газа. Кроме того установлено, что в результате предотвращения отекания жидкости на забой при остановках скважин значительно улучшается проницаемость призабойной зоны и увеличивается дебит скважин. [24]
 |
График изменения режима работы скв. 49 Некрасовского месторождения, оборудованной клапаном-диспергатором. [25] |
Результаты внедрения предложенного способа удаления жидкости из скважины показали его надежность и высокую эффективность. Некрасовского месторождения дополнительно добыто 2 8 млн м3 газа. Кроме того, установлено, что в результате предотвращения стекания жидкости на забой при остановках скважин значительно улучшается проницаемость призабой-ной зоны и увеличивается дебит скважин. [26]
К средней толще ( нижняя часть окобыкайской свиты) приурочена основная доля запасов нефти. В связи с частым замещением песчаных пород глинистыми по разрезу и по площади водообильность пород резко изменяется даже в пределах небольших участков. Температура подземных вод меняется от первых десятков градусов в наиболее приподнятых структурах ( Оха, Эхаби, Восточное Эхаби) до 80 - 90 С в нижних продуктивных пластах погруженного Некрасовского месторождения. Геотермическая ступень изменяется от 18 до 34 м / С. [27]
В период разведки условия разрушения призабойной зоны пласта, как правило, определяются кратковременными ( так как имеют место потери газа из-за выпуска его в атмосферу) исследованиями скважин. В связи с этим, принимающиеся при составлении проектов ОПЭ допустимые с точки зрения разрушения призабойной зоны депрессии на пласт и соответствующие им дебиты скважин обычно занижены. На это указывает опыт разработки анализируемых месторождений, из которого видно, что в процессе эксплуатации ( в течение первых трех лет) степень разрушаемое пласта уменьшается. Так, например, по ряду скважин Некрасовского месторождения в первый период эксплуатации разрушение пласта отмечалось при депрессии 50 - 60 кгс / см2, тогда как в последующем ( через 1 - 2 года) при увеличении депрессии на пласт до 80 - 100 кгс / см2, разрушения призабойной зоны не отмечено. [28]
Местами эти перемычки выпадают из разреза и пласты сливаются друг с другом, образуя литологи-ческие окна. За пределами структуры песчаники и алевролиты участками переходят в глины, образуя тем самым пятна лито-логического выклинивания. Некрасовского месторождения, рабочие дебиты которых значительно превышают расчетные безводные дебиты. Если бы связь между прослоями по вертикали была хорошая, то в этих скважинах образовался бы конус воды, чего на самом деле не отмечается. [29]
С другой стороны, раз-буривание всей законтурной системы пласта, которое необходимо для полного изучения режима залежей до введения их в разработку, немыслимо ни в техническом, ни в экономическом отношении. Следовательно, с точки зрения изучения данного технологического параметра к обоснованию объемов капиталовложений на каждом газовом и газоконденсатном ( а также и нефтяном) месторождениях в отдельности какие-либо самостоятельные требования не должны предъявляться. Вопрос этот решается на основе обобщения опыта разработки аналогичных месторождений и информации, получаемой попутно в результате проведенных в районе распространения изучаемого пласта геологоразведочных работ. В качестве постановки задачи ( решение ее не является целью данной работы, но необходимо для обоснования прогнозов ОПЭ и разработки) здесь необходимо отметить, что обобщение гидрогеологических и гидродинамических исследований обычно проводится сточки зрения характеристики водонапорной системы пласта в первоначальном состоянии без учета динамики давлений в пластовой системе при вводе залежей в разработку. Последнее особенно важно потому, что дает возможность определить границы залежей, от которых существенно зависит степень проявления водонапорного режима при эксплуатации месторождения. Так, например, по району расположения Некрасовского месторождения ( Кубанский прогиб) построена карта распределения напоров вод, соответствующих только состоянию до ввода нижнемеловых залежей в разработку. Она дает представление о распределении давлений за геологическое время, но достоверно судить по ней о темпах и характере перераспределения давлений за относительно короткие периоды ( соответствующие срокам разработки 15 - 20 лет) невозможно. В то же время сравнение давлений в нижнемеловых продуктивных горизонтах ( пачки I II) по Усть-Лабинско - Некрасов-ской группе месторождений показывает, что на конец 1969 г. ( по Некрасовскому месторождению на эту дату отобрано 3 млрд. м3, давление снизилось с начального 354 до 300 кгс / см2, а Двубрат-ское, Ладожское месторождения еще не вводились в разработку и пластовое давление в них составляло 350 кгс / см2) радиус дренирования по ориентировочным расчетам составлял порядка 30 км, тогда как, судя по карте начальных напоров, он должен быть равным сотням километров. С другой стороны, крайне недостаточно ( в количественном и качественном отношении) проводятся наблюдения за изменением во времени давлений в пьезометрических скважинах. Более того, по многим месторождениям, а также структурам, на которых не отмечены залежи, вообще не оставляют скважин ( законтурные) для наблюдений, хотя сохранение скважин для изучения гидродинамической характеристики пластов не требует существенных затрат. [30]
Страницы: 1 2 3