Сеноманская залежь - месторождение
Cтраница 1
Сеноманская залежь месторождения Медвежье характеризуется большой площадью распространения при относительно небольших глубинах залегания ( примерно 1100 м), установленный максимальный этаж газоносности до 150 м, залежь массивная. Месторождение осваивалось поэтапно, с тем чтобы ускорить его вывод на режим постоянной добычи. В итоге южная часть залежи, с которой началась эксплуатация месторождения, разбурена примерно по равномерной сетке скважин в наиболее приподнятой части структуры, расстояние между добывающими скважинами первой очереди в большинстве случаев 1 - 1 5 км. [1]
По сеноманским залежам месторождений Медвежье и Вэнгапу-рское запасы были подсчитаны методами по падению давления и объемным, но менее точно, чем по Уренгойской залежи. С целью накопления имеющейся информации были проведены оценки запасов сеноманских залежей месторождений Медвежье и Вэнгапурское методом падения давления и объемным методом с использованием Уренгойской залежи как эталонной. Оценки запасов газа объемным методом были сделаны по схеме, принятой для месторождения Уренгой при распространении результатов группирования, специальных скважин на остальные скважины. При этом использовались правила группирования, установленные для Уренгойской залежи. [2]
В рамках блочной модели сеноманской залежи месторождения Медвежье максимальный прогнозный коэффициент газоотдачи т) г [ см. формулу (1.18) ] при рк1 МПа приблизительно равен 80 %, если предположить, что фильтрационное сопротивление периферийной части залежи характеризуется такими же параметрами, какие имеют место в южной части структуры. При этом принимается, что существующая система разработки скважин сохранится до рк 1 МПа, последующая деформация пород будет незначима, а газоотдачей вследствие проявления упруго-водонапорного режима можно пренебречь. [4]
Сопоставление оценок запасов газа по сеноманским залежам месторождений Медвежье и Вэнгапурское объемным методом ( погрешности оценок примерно 15 %) и методом падения давления, исходя из максимально гарантированной величины газонасыщенного ( дренируемого) перового объема ( см. 1.3), показало, что различие этих оценок незначимо. [5]
В главе III показано, что сеноманская залежь месторождения Медвежье практически не дренировалась в пределах Ныдинского поднятия, пока не была начата добыча газа скважинами, пробуренными на этом поднятии. Большинство сеноманских залежей осложнено подобными поднятиями, но их размеры меньше, а разведанность ниже. [6]
Точность оценки всех исходных данных для разработки сеноманской залежи месторождения Уренгой достаточна для проектирования оптимальной системы ее разработки. [7]
 |
Зависимость шг пр и % ht по сеноманским залежам газа месторождений. [8] |
Различие связей ( оПр / ( 2А -) по сеноманским залежам месторождений Уренгойское и Медвежье статистически незначимо. [9]
 |
График изменения относительного дренируемого объема сеноманской залежи Вэнга-пурского месторождения от величины падения давления в зоне отбора. [10] |
Таким образом, анализ оценок дренируемого объема залежи за истекший период разработки сеноманской залежи Вэнгапурского месторождения показывает неадекватность модели 1 реальному объекту, что соответствует приведенным выше данным о вероятной блочности этой залежи. На блочность строения верхней и нижней пачек сеноманской залежи указывают и следующие данные. [11]
Таким образом, использование подсчетных параметров продуктивных пластов сеноманских отложений, установленных при изучении сеноманской залежи месторождения Уренгой, позволяет получить величины разведанных запасов газа, смещение которых относительно дренируемых в процессе разработки залежей находится в пределах доверительного интервала, определяемого случайными погрешностями оценок. [12]
В табл. 23 приведены средние значения относительных мощностей пластов в разных подгруппах ( bt) в разрезе всей сеноманской залежи месторождения Уренгой, а также в отдельных частях ее, выделенных применительно к подсчету запасов газа. [13]
При срав-ительно малых депрессиях на пласт коэффициенты а н b практически не зависят от из - ( енения забойного давления от режима к режиму. Поэтому при обработке результатов ис-ледования скважин, вскрывших сеноманскую залежь месторождений Медвежье, Урен-ойское, Ямбургское и др., параметры пористой среды и свойства газа на различных ре-шмах работы остаются практически постоянными. [14]
Сюда попадают нефти с плотностью менее 0 930 г / см3, имеющие на хроматограмме нефракционированной нефти пики н-алканов и изопреноидных УВ. К третьей группе относятся нефти, имеющие в спектре только поглощение кислотного карбонила. Наиболее типичны для этой группы нефти сеноманской залежи Ванъеганского месторождения. [15]
Страницы: 1 2