Зміст ВСТУП 3 1. 1.1. ГЕОЛОГО-ФІЗИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА РОДОВИЩА ............................. 4 Загальні відомості про родовище ................................................................ 4 Коротка історія геологічних досліджень .................................................................... 8 Тектоніка....................................................................................................................... 10 2. АНАЛІЗ РОЗРОБКИ ПОКЛАДУ ....................................................................... 14 2.1. Коротка історія та етапи проектування розробки родовища .................. 14 2.2. Аналіз фактичних показників розробки поклад. Причини відхилення фактичних показників розробки від проектних. Аналіз зміни пластових тисків по площі газоносності, взаємодії та відробки окремих горизонтів ............................. 18 2.3. Оцінка режиму покладу за промисловими даними ................................. 21 2.4. Уточнення початкових та залишкових запасів газу ................................ 24 2.5. Визначення поточних та прогнозування кінцевих коефіцієнтів газоконденсатовилучення ........................................................................................... 26 2.6. Прийняті заходи і результати контролю та регулювання розробки покладу 28 3. 3.1. ПРОГНОЗУВАННЯ ВИДОБУТКУ ГАЗУ І КОНДЕНСАТУ З ПОКЛАДУ . 29 Обгрунтування вихідних геолого-промислових даних для прогнозування подальшої розробки родовища. ....................................................... 29 3.2. Дебіт середньої свердловини ..................................................................... 32 3.3. Обґрунтування методики газогідродинамічних розрахунків видобування газу і конденсату ................................................................................... 40 3.4. Розрахунок "контрольних точок" для різних варіантів розробки .......... 43 3.5. Результати прогнозування показників видобування газу ....................... 52 Список використаної літератури................................................................................ 55 ВСТУП Нафтогазова промисловість займає важливе місце в економіці будь-якої держави, не є винятком тут і Україна. Таким чином газ в даний час є основним енергоносієм в нашій державі. Нафта і газ широкого вжитку набули тільки в ХХ столітті. Їх використання мало значний вплив на науково-технічний прогрес нашого віку. Практично немає такої галузі економіки, де б не використовувались нафта, газ та продукти їх переробки. Вони ж є головними сучасними енергоносіями. Щорічний світовий видобуток, який ведеться майже у 80-ти країнах, досяг гігантських мастабів і становить понад 3 млрд. т нафти та близько 2 трлн. м 3 газу. Забезпеченість нашої держави власним газом складає біля 20%, нафтою – 10%. Основний ВАТ "Укргазвидобування" (75%), видобуток а основний газу видобуток належить нафти – підприємству "Укрнафта". Високий рівень щорічного видобутку нафти і газу в світі може призвести до швидкого вичерпання їх запасів в надрах Землі. Такі побоювання небезпідставні: запаси нафти і газу нашої планети, звичайно, обмежені. Тому перед людством стоїть завдання раціонального та екононого їх використання. Перед нашою державою також стоїть завдання, як розвідка нових родовищ нафти і газу, так і оптимальна експлуатація розвіданих родовищ. 1. ГЕОЛОГО-ФІЗИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА РОДОВИЩА 1.1. Загальні відомості про родовище Юліївська структура розташована в південно-східній частині північного борту Дніпровсько-Донецького авлакогену. Нафтогазоконденсатне родовище причетне до карбонових відкладів. В геологічній будові складки приймають участь флішеві відклади верхньої крейди, палеогену і неогену. Відклади системи крейди, що складають ядерну частину структури, представлені рівномірно чергуючимися аргілітами, пісковиками, алевролітами та рідко вапняками стрийської свити. Відкрита товщина в межах 140м – 2377м. Відклади палеогенової системи представлені всіма відділами: палеогеном, еоценом, олігоценом. Відклади відкритої манявської свити представлені ритмічним чергуванням зелених, зеленувато-сірих некарбонатно і слабокарбонатних, часто кремністих аргілітів з проміжками зеленувато-сірих алевролітів та пісковиків. В розрізі свити виділені знизу вверх п’ять пачок: нижня горячокольорова аргілітова, піщано-аргілітова, аргілітова, верхня піщано-аргілітова, верхня гарячокольорова – аргілітова, верхня піщано-аргілітова, верхня аргілітова. Піщано-аргілітовим горизонтам характерне тонке чергування пісковиків, алевролітів та аргілітів. В тектонічному відношенні Юліївська структура представлена доволі вузькою перевернутою антиклінальною складкою загально карпатського пролягання довжиною 16 км та шириною 3-3,5 км. В поперечному січенні складка асиметрична зі зрізаним південно-західним крилом, яке похило лягає під Долинську складку і підвернутим північно-східним крилом. Кути падіння південно-західного крила складають 10-200, північно-східного – 30-400 в прилягаючій частині. Юліївська структура поперечними порушеннями розбита на три блоки: Болехівський, Долинський та Південно-Долинський. В свою чергу кожний з вищевказаних блоків розділяється системою поперечних і повздовжніх порушень на ще менші блоки. Основним об’єктом розробки являється поклад В-18-19, експлуатація якого розпочата в 1975 р., коли було одержано промисловий приплив нафти із В-18. Стратиграфія Геологічна будова Юліївського родовища обумовлена положенням його в південно-східній частині північного борту Дніпровсько-Донецької западини. В геологічній будові зони розташування площі досліджень приймають участь докембрійські, кам’яновугільні, пермські, тріасові, юрські, крейдові, палеогенові та неоген-четвертинні відклади. Нижньокам’яновугільні відклади (С1) представлені візейським та серпухівськими ярусами. Відклади візейського ярусу (С1v) розкриті свердловинами в об’ємі верхнього і нижнього під’ярусів. Утворення нижньовізейського під’ярусу неузгоджено залягають на породах кристалічного фундаменту і складені аргілітами, вапняками і пісковиками. Аргіліти темно-сірі, щільні, слюдисті, з включенням вуглистої речовини та дзеркалами ковзання. Вапняки темно-сірі до чорних, міцні, прихованокристалічні, місцями глинисті. Продуктивним також є об’єднана літологічна пачка горизонту В-2526, складена вапняками і пісковиками. Пісковики, що входять до складу горизонту В-25-26, дрібнозернисті, однорідні з прошарками різнозернистих, інколи з галькою та гравієм (свердловини Верхньовізейский під’ярус (С1v2) виділяється в обсязі ХІІ, ХІІа та ХІ мікрофауністичних горизонтів. Нижня частина під’ярусу складена пластами вапняків та аргілітів і меншої товщини шарами пісковиків. Зустрічаються незначні прошарки алевролітів. Над горизонтом В-20 залягає пачка аргілітів з прошарками алевролітів та вапняків товщиною 50-70 м, яка є локальною покришкою для нижчезалягаючих покладів вуглеводнів. Аргіліти від сірих до темно-сірих, щільні, тонковідмучені, слюдисті, вапнисті, з відбитками фауни. Алевроліти сірі, темносірі, тонкозернисті, слюдисті, щільні. Вапняки темно-сірі, щільні, міцні, глинисті із залишками фауни. До верхньої частини цієї здебільшого глинистої товщі приурочений продуктивний горизонт В-19н, складений в основному із двох пластів пісковику. До седиментації горизонту В-19н утворилось конседиментаційне порушення, яке відокремило Юліївський блок від сучасного Добропільського. У межі першого,піднятого, теригенний матеріал не поступав, за винятком невеликої ділянки в районі свердловини 1. Пісковики дрібнозернисті, кварцові, щільні, в основному середньозцементовані карбонатним цементом. Аргіліти темно-сірі, щільні, слюдисті, переважно горизонтальношаруваті, вапнисті. Середня і верхня частина в обсязі горизонтів В-15 і В-14 складена, в основному, аргілітами з прошарками алевролітів і рідше вапняків. Аргіліт темно-сірий до чорного, щільний, слабослюдистий, невапняковий, з відбитками фауни. Алевроліт сірий, тонкозернистий, слабослюдистий, міцний. Вапняк темно-сірий, коричнювато-сірий, кристалічний, міцний. У нафтогазоносному відношенні ця частина під’ярусу інтересу не представляє. Загальна товщина відкладів візейського ярусу складає 194-303 м. Серпуховський ярус (С1s) представлений нижньосерпуховским і верхньосерпуховским під’ярусами і має повсюдне поширення на площі. Нижньосерпуховский під’ярус (С1s1) представлений на площі глинисто-алевролитовою товщею з підлеглими прошарками вапняків. Аргіліти тем- но-сірі до чорних, щільні, сланцюваті, слюдисті, невапнякові. Алевроліти темно-сірі, тонкозернисті, слюдисті, щільні. Вапняки сірі, щільні, з відбитками фауни. Нижньосерпуховскі відклади разом з верхньою і середньою частиною верхньовізейських відкладів виконують на площі роль екрануючої покришки продуктивних відкладів візейського ярусу. Юліївська структура розташована в південно-східній частині північного борту Дніпровсько-Донецького авлакогену. В районі досліджень борт впадини представляє собою по поверхні кристалічного фундаменту і в осадовому чохлі широку моноклиналь, яка занурюється в напрямку центрального грабена. Наявність густої мережі згідних та незгідних скидів обумовила мозаїчну розломно-блокову будову кристалічного докембрійського фундаменту і осадового чохла. Основне простягання диз’юнктивів – північно-західне. Мають місце також малоамплітудні субмередіональні скиди. Повздовжній незгідний Юліївський скид створює умови для надійного екранування скупчень вуглеводнів в найбільш оптимальних умовах моноклиналі борту. Так, в свердловині 2 в товщі фундаменту на глибині 190 м від його покрівлі виявлені два газоконденсатні і один нафтовий поклад, які вверх по підняттю в зоні незгідного Юліївського скиду надійно екрануються щільними породами візе міжструктурної зони. У візейських відкладах Юліївська структура представляє собою геміантиклінальну складку, з півночі обмежену повздовжнім незгідним Юліївським скидом субширотного простягання з амплітудою від 100 м в периклінальних умовах структури до 200-300 м в склепінні підняття. Двома поперечними скидами складка розбита на три блоки (із заходу на схід): Юліївський, Добропільський і Золочівський. Площини скидів спрямовані на південний схід. Амплітуда західного скиду 60 м, східного – 40 м. Юліївський блок включає центральну частину структури і її західну перикліналь. Південне крило і західна перикліналь чітко виражені і протяжні, північний перегин відсутній. Це самий високий із блоків. В межах замкне- ної на скид ізогіпси -3450 м розміри блоку складають 6,5 х 2,1 км, висота 300 м. Далеке занурення західної перикліналі ускладнене Мерчиківським куполовидним склепінням зі зрізаними скидом північним та західним перегинами. Апікальна частина його з абсолютною відміткою -3439,9 м знаходиться в районі свердловини 28. Розміри склепіння – 1,0 х 0,6 км, амплітуда 20 м. Коротка історія геологічних досліджень Площа досліджень розташована в центральній частині ДДЗ і належить до Радченківсько-Семенцівської структурно-тектонічної зони поруч із Комишнянським, Кошевойським, Семиренківським і іншими родовищами вуглеводнів. Безпосередньо на площі робіт виконаний значний комплекс геологогеофізичних досліджень. Уявлення про геологічну будову базуються на даних сейсморозвідувальних досліджень, структурно-пошукового буріння, а також на результатах гравіметричних, магнітометричних і електророзвідувальних робіт. Магнітометричні дослідження на площі проводились в 1948 р. В результаті цих робіт була виявлена Сорочинська зона магнітних аномалій, в межах якої крупномасштабною аеромагнітною зйомкою встановлений Великосорочинський максимум. За матеріалами електророзвідувальних робіт 1963-1964 р.р. (В.С. Карпій) просліджена зона виклинювання хемогенних відкладів нижньої пермі на півдні. Промислові нагромадження нафти, газу і конденсату належать пластам пісковиків і алевролітів, залягаючих серед густих глинистих порід в розрізі від середньоменілітової підсвити олігоцену, верхньої частини манявської свити еоцену в межах двох регіональних блоків – Болехівського та Долинського. Основним об’єктом розробки являється еоценовий поклад, експлуатація якого розпочата в 1960 р., коли було одержано промисловий приплив нафти із вигодської свити. В 1965 р. встановлено наявність нафтового покладу з газовою шапкою в розрізі попельської фації бистрицької свити. В результаті інтерпретації даних промислово-геофізичних досліджень встановлено, що до еоценових відкладів Північно-Долинської складки приурочене єдине нафтове родовище. Колекторами нафти і газу являються пісковики і алевроліти. Відклади вигодської свити представлені в основному пісковиками, розділеними зрідка зустрічаючимися та невеликими по товщині глинистими пропластками. В цілому по еоценовому покладу середнє значення ефективної нафтонасиченої товщини складає 33.6 м, газонасиченої 21.6 м. Коефіцієнт пісковитості еоценових відкладів по свердловин міняється від 0.38 до 0.94, та в середньому складає 0.56. Коефіцієнти розповсюдження продуктивних пластів по площі та по об’єму складають відповідно 0.62 та 0.09 по еоценових відкладах. Вивчення фізико-хімічних властивостей сепарованої нафти, газу та конденсату проводились в лабораторіях ЦНДГРУ, НГДУ “Долинанафтогаз”, а дослідження глибинних проб в основному виконувалось Івано- Франківською ЦНДЛ об’єднання ВАТ “Укрнафта”. По можливості були збережені умови, необхідні для відбору, що виконувались пробовідбірниками ПД-3, ПД-3М. Так як еоценовий поклад Юліївського родовища має газову шапку, то при умовах термодинамічної рівноваги тиску насичення повинен бути рівним пластовому тиску. Наявність термодинамічної рівноваги для Юліївського родовища підтверджено рядом факторів нафтова частина відкладів значно перевищує об’єм, безпосередньо межуючу з нею газову шапку; газова фаза газової шапки вміщує велику кількість тяжких вуглеводнів; нафта характеризується високою насиченістю газу; склад конденсату із гирлового газу при Р = 25.2 МПа відрізняється від складу конденсату із газу в пластових умовах; встановлено наявність фазової рівноваги між газовою шапкою і підлягаючою нафтовою складкою. Тектоніка Добропільський блок опущений відносно Юліївського на 60 м. В цьому блоці чітко фіксуються склепіння та південне крило. Тільки в Добропільському блоці присутній незначний перегин північного крила складки. Розміри блоку по ізогіпсі -3500 м складають 5,0 х 2,2 км, амплітуда – 275 м. Самий нижній щабель в піднятті утворює Золочівський блок, який гіпсометрично на 40 м нижче Добропільського. Він включає частину південного крила і відсічену Юліївським скидом східну перикліналь. Тут Юліївський блок змінює північно-західне простягання на широтне. Зі сходу в районі свердловини 2-Караванівської Золочівський блок обмежується поперечним скидом амплітудою 80 м, який відокремлює його від сусіднього Караванівського підняття. Розміри Золочівського блоку по ізогіпсі –3525 м складають 6,0 х 1,5 км, амплітуда – 150 м. Північне занурене крило Юліївського скиду представляє собою моноклиналь, що піднімається в північному напрямку в бік Скворцівської структури. Поперечними і різнонаправленими скидами, що відгалужуються від Юліївського, ця територія також розбита на окремі блоки. Падіння площин блоків переважно західне, амплітуди 10-50 м. Площина Юліївського скиду стає близькою до пологої, що приводить до зміщення склепінної частини підняття в південному напрямку на 500-600 м. Продовжує існувати скид, що відокремлює Добропільський блок від Юліївського, а поперечний скид між Добропільським та Золочівським блоками зливається з Юліївським скидом. Розташоване на західній перикліналі Мерчиківське підняття в серпуховських відкладах також зміщується відносно візейського плану на схід на 1,2 км. Склепіння зміщується від місця розташування свердловини 28 до місця розташування свердловини 5 і по реперу R1 має відмітку -3032,4 м. Розміри склепіння – 1,5 х 0,7 км, висота – біля 10 м. Амплітуда поперечного скиду, що роз’єднує Юліївський та Добропільський блоки, в серпуховських відкладах закономірно зменшується до 20 м і менше. Це крутий, близький до вертикального скид. Розміри Добропільського блоку в контурі замкненої на скиди ізогіпси -3000 м складають 11,5 х 0,61,6 км. В серпуховській товщі, як і в візейській, сформувались самостійні пастки, які містять скупчення нафти й газу. Зважаючи на незначну амплітуду поперечного порушення (20 м і менше), високу насиченість колекторами розрізу серпуховських відкладів, не виключається наявність гідродинамічного зв’язку між окремими покладами Юліївського і Добропільського блоків. Особливо це стосується горизонту С-5н, який характеризується великими товщинами (до 40 м), високими фільтраційно-ємнісними властивостями колекторів та близькістю газо-водяних контактів покладів. Наступна верхня ступінь між Юліївським скидом і його північним відгалуженням знаходиться гіпсометрично нижче на 50-70 м. Ця ступінь підвищується з південного сходу до північного заходу, утворюючи невелику замкнену пастку в найбільш оптимальних пасткових умовах в районі розташування свердловин 1 і 50. Третя, найпівнічніша ступінь, опущена біля площини повздовжнього оберненого скиду іще на 40-50 м. Вона поступово підвищується в напрямку Воронезького кристалічного масиву, злегка прогинаючись північніше розташування пробурених свердловин 70, 14, 4 та між свердловинами 2 і 11. Як і у візейських відкладах, це північне крило Юліївського скиду розбито серією малоамплітудних, до 50 м, круто падаючих переважно в південно-східному напрямку скидів. Промислова нафтогазоносність родовища пов’язана з породами московського ярусу середнього карбону (горизонт М-5), серпуховського (го- ризонти С-4, С-5) та візейського ярусів (горизонти від В-16 до В-25-26), базальним го- ризонтом, умовно віднесеним до горизонту В-26н, та породами кристалічного фундаменту. Горизонт В-25-26 розкритий на гіпсометричних рівнях від -3258 м (свердловина 50) до -3664 м (свердловина 15). Його товщина змінюється від 1 м (свердловина 62) до 12,4 м (свердловина 1-Караванівська). За лабораторними даними пористість пісковиків змінюється від 2 % до 17 %, вапняків не перевищує 2 %, в окремих випадках досягаючи 9 %. В розрізі горизонту В25-26 переважають вапняки від світло- до темно-сірих, місцями з буруватим відтінком, кристалічно-зернисті з фауною кріноідей, брахіопод і форамініфер, рідше зі спікулами губок кальцитового і кременистого складу. Породи міцні, щільні, місцями окремнілі та піритизовані, з рідкими крупними жеодами, заповненими кристалічним кальцитом. В багатьох випадках тріщинуваті. Тріщини виповнені кальцитом або відкриті. Наявність тріщин та жеод свідчить про поширення в масі вапняків, процесів вторинного розчинення порід, що може привести до створення вторинної пористості і формування тріщинно-кавернозного колектору. Горизонт В-26н є базальним горизонтом в підошві кам’яновугільних відкладів, часто залягає безпосередньо на породах кори вивітрювання кристалічного фундаменту, утворюючи єдиний колекторський резервуар, і визначається часом досить умовно. Пісковики горизонту світло-сірі та сірі з різноманітними (буруватим, зеленуватим) відтінками, різнозернисті від дрібнозернистих алевритів до грубо- зернистих гравелітів. Вони місцями перем’яті, часто рихлі, вміщують вуглистий матеріал. Цемент поровий, глинистий (гідрослюдистокаолінітовий) з незначною доломітизацією. Граніти частіше сірі, рідше рожеві та зелені, нерівномірно- кристалічнозернисті, щільні, міцні, часто тріщинуваті. Тріщини різноорієнтовані, як відкриті (керн по них розколотий) так і мінералізовані кальцитом, рідше кварцом, епідотом, піритом. Мікроскопічно це плагіограніти, часто катаклазовані, місцями переходять в катаклазіти. В їх складі вміст кислих плагіоклазів (не менше 50 %) вище від вмісту кварцу (до 30 %), калієвого польового шпату, мусковіту і біотиту разом узятих. 2. АНАЛІЗ РОЗРОБКИ ПОКЛАДУ 2.1. Коротка історія та етапи проектування розробки родовища По газових свердловинах, в рамках контролю за розробкою покладів, за період з 2004 р. до 2010 р. був проведено значний комплекс робіт по дослідженню свердловин. Дослідження проводилися за методом стаціонарних та нестаціонарних режимів фільтрації. Свердловини досліджувались, в основному, на 3 – 7 режимах, що є, практично, достатнім для визначення продуктивності працюючих інтервалів в свердловині. На кожному режимі реєструвався тиск (трубний і затрубний) взірцевими манометрами і температура на усті. Встановлення кожного режиму проводилось за допомогою регулюючого штуцера. За результатами досліджень були побудовані індикаторні лінії, по яким визначалися коефіцієнти фільтраційних опорів привибійної зони пласта. За вимірами статичних та динамічних устьових тисків аналітично визначались пластові та вибійні тиски за барометричною формулою. По свердловинах № 7, 14, 53, 65, 67, 57 спостерігається розкид точок, що, очевидно, обумовлено недостатністю часу для стабілізації дебіту або вибійного тиску на режимах. Промислові дослідження нафтових свердловин на продуктивність виконувались із застосуванням стандартного сепаратора для відокремлення газової фази і накопичувальної ємності. Визначення дебіту нафти здійснювалося прямим відбором об’єму нафти в ємності при різних діаметрах отворів штуцерів. Подальше зниження пластового тиску в об’єктах розробки та обмеження, накладені умовою збору продукції свердловин, призвели до можливості задання шайбами лише одного дебіту (близького до середньомісячного). Отримуваний результат мав невелику надійність внаслідок необхідного тривалого часу (іноді понад місяць при моделюванні зупинки свердловин) стабілізації роботи свердловини. Тому при складанні математичних моделей об’єктів за основу бралися результати первинних досліджень свердловин і щомісячні дані фактичної роботи кожної свердловини. У свердловинах проводилися заміри пластового тиску, які були оброблені та зведені методом інтерполяції на початок років . Експлуатаційний фонд нафтових свердловин досліджувався шляхом зняття епюр розподілу тиску уздовж стовбура свердловин, що дозволило отримати додаткову інформацію. Свердловина № 8. Епюра розподілу тиску (ЕРТ) уздовж стовбура від 06.2005 – на гл. біля 2960 м утворюється водонафтова суміш (її сер. Густина 806 кг/м3) із незначним вмістом води. Наявність води у продукції підтверджує й вимір дебіту свердловини (11.10.2005 р. нафти 4,1 т/доб, води 0,8 м3/доб), а також дані фактичної роботи (з 10.2005 р. вагова обводненість біля 11 %). Густина нафти при ст.у. зросла з 795 кг/м3 (19.07.2005 р.) до 826 кг/м3 (10.10.2005 р.). Контрольні виміри дебіту 03.01.2005 р. та 01.07.2005 р. дають газовий фактор 73,3 м3/т та 108,4 м3/т відповідно, хоча за фактичною роботою свердловини у той же час він перевищує 277 м3/т, що вказує на похибки виміру дебіту газу. ЕРТ 01.2005 р. – води немає. А за результатами ГДС 16-17.09.2003 р. в інтервалі 3054,6-3101 м розрахункова густина флюїду 1250 кг/м3. За аналізом води 12.10.2005 р. її густина при ст.у. 1095 кг/м3. Юліївське родовище відноситься до типу багатопластових складно побудованих родовищ. Тому, враховуючи складну геолого-промислову характеристику пластів (розміри, границі структурних планів, запаси вуглеводнів в покладах, потенціальний вміст конденсату в пластових газах) згідно проекту ДПЕ [28] газоконденсатну продукцію на Юліївському родовищі планувалося видобувати із свердловин горизонтів С-4, С-5 (І експлуатаційний об’єкт), В16, В-19 (ІІ об’єкт), В-20 (ІІІ об’єкт) і В-26н + Ф-1 (IV об’єкт), нафтову – В-25-26 (V об’єкт). Внаслідок виявлення в гор. В-20 нафтових облямівок даний поклад був законсервований до вирішення питання розробки нафтових облямівок. По ІІІ експлуатаційному об’єкту, який включає поклади горизонту В26н та В-25, в 1994 році та з 1998 до 2010 року спостерігається перевищення об`ємів річного видобутку газу над проектними. Це пов’язано з більш високими фактичними дебітами свердловин проти проектних. В той же час величини виміряних пластових тисків мають більші поточні величини ніж проектні, що може свідчити про більші об’єми дренованих запасів газу від прийнятих при проектуванні. З 1995 до 1998 років поклад знаходився в консервації з причини невизначеності характеру насичення колектора (протокол від 10 серпня 1994 року). З 2004 року спостерігається перевищення проектних річних відборів над фактичними в наслідок зниження фактичних дебітів проти проектних. Фактичний пластовий тиск перевищує проектний. Незважаючи на консервацію гор. В-20, в цілому по родовищу з 1999 року відмічається перевищення фактичного річного і сумарного видобутку газу над проектним (відповідно, на 11,04 - 33,96 % і 3,83 – 10,84 %). Проведений аналіз порівняння сумарних фактичних показників розробки нафтових покладів з проектними свідчить про незначний недобір нафти з покладів у 2001-2002 рр. та перевищення фактичних відборів над запроектованими у 2003 р. на 65%. Водночас газовий фактор виявився нижчим від проектного, що спричинило розбіжність між проектом і фактом. Отримані нові дані про поклади та фактичні режими роботи свердловин дозволили у ТЕО коефіцієнтів вилучення вуглеводнів уточнити розрахунками прогнозні показники видобутку нафти та газу (проектні показники у 2010 р.). Видобуток вуглеводнів з горизонту М-5 (нафтовий поклад) здійснюється єдиною свердловиною № 21 з 29.04.2002 р. на режимі періодичної роботи. З період часу з 2002 р. по 2004 р. відбулося наближення величини промислового газового фактору до газовмісту пластової нафти. З огляду на високу ймовірність швидкого обводнення дебіт нафти з середини 2004 р. обмежили удвічі (до 0,5 т/добу) проти початкового. Однак інтенсивне обводнення продукції свердловини таки розпочалося з 2005 р. У січні 2006 р. свердловину зупинено і встановлено насос. Облямівка нафти горизонту С-25 експлуатується єдиною свердловиною № 8 з 31.03.2001 р. із дебітом на 01.01.2010 р. біля 4 т/добу. Поява води у продукції відмічена у жовтні 2005 р. За період роботи свердловини відмічався прорив газу з газової шапки та зниження дебіту нафти з 8 до 4 т/добу. Коливання газового фактору вказує на неоднорідність колектора та можливими неточностями заміру внаслідок пульсацій у роботі свердловини. Завдяки інтенсивним відборам газу з шапки пластовий тиск за кілька років впав нижче 50% від початкового і є найнижчим серед усіх нафтовміщуючих об’єктів родовища. Промисловий дебіт свердловини № 8 пояснюється виключно високими фільтраційними параметрами пласта. Розробка нафтової облямівки горизонту В-19н (Добропільський блок) свердловинами № 110, 111, 112 відбувається в умовах виснаження пласта, найгіршою у роботі є № 112 (швидке падіння дебіту) та № 110. Паралельно здійснюють відбір газу з газової шапки № 60, що потенційно зменшує кінцевий КВН. Невитриманість колектору дуже висока (наприклад, велика різниця у пластових тисках сусідніх свердловин № 60, 80). Розробка нафтової облямівки горизонту В-20 (Юліївський блок) проходить в умовах поступового зниження дебіту нафти, що пояснюється зменшенням пластової енергії, що змодельовано відтворенням історії розробки об’єкту (розділ 4), аномальне збільшення газового фактору спостерігалося по свердловинах 55 (у 2004 р. понад 300 м3/т, що різко обмежило дебіт нафти), 100 (у 2004 р. понад 350 м3/т), 101 (у 2005 р. понад 1700 м3/т), 106 (у 2004 р. понад 350 м3/т). Свердловини 55, 101, 106 розташовані неподалік від ГНК. Відмінність середніх дебітів по свердловинах поясню- ється мінливістю колектора, їх розміщенням відносно ГНК і ВНК, власти- востями флюїдів, локальними тисками, історією відборів та ін. 2.2. Аналіз фактичних показників розробки поклад. Причини відхилення фактичних показників розробки від проектних. Аналіз зміни пластових тисків по площі газоносності, взаємодії та відробки окремих горизонтів Фактичні показники розробки горизонту В-18 Юліївського родовища наведені у таблиці 2.1. Таблиця 2.1 Фактичні показники розробки гор. В-18 Юліївського ГКР Рік Qрічне Qсум Pпласт (млн.м3/рік) (млн.м3) (МПа) 2014 2015 2016 2017 2018* Кількість свердловин 13,30 14,41 46,02 1 13,78 28,19 44,91 1 14,60 42,79 43,59 1 16,87 59,66 40,02 1 14,98 74,64 38,64 1 * на 1.07.2018 В 2014 році було виконано проект дослідно-промислової розробки покладу В-18-20 Юліївського ГКР. В даній роботі було розглянуто два варіанти подальшої розробки продуктивних покладів родовища. За варіантом 1 передбачено розробку В-20 за умови ізоляції В-18. За варіантом 2 передбачено розробку горизонту В-20 за умов керованого періодичного перетоку в нього газу з горизонту В-18. Після проходження експертизи ЦКР Мінпаливенерго України, було розглянуто додатковий варіант розробки 2а, за яким, на відміну від варіанту 2, не передбачені зупинки свердловини для перетоку. Згідно з рішенням ЦКР Мінпаливенерго (протокол № 345 від 23 травня 2010 р.) було затверджено саме цей варіант розробки. Тобто за умов сумісної експлуатації в свердловини №1 горизонту В-20 та В-18. В таблиці 2.2 наведено порівняння проектних та фактичних показників розробки горизонтів В-20 та В-18 Юліївського ГКР. Таблиця 2.2 – Порівняння проектних та фактичних показників розробки гор. В-20 та В-18 (св. 1) Юліївського ГКР гор.В-20+гор.В-18 Рік Дебіт Pроб., тис. м /д МПа пр-т факт пр-т 2014 46,47 54,66 7,39 2015 50,27 56,63 8,10 3 Видобуток газ, млн.м факт 3 Pпл, МПа конд., тис.т пр-т факт пр-т 7,69 16,96 19,95 0,94 7,99 18,35 20,67 0,91 факт гор.В-20 гор.В-18 пр-т факт пр-т факт 0,96 24,84 25,85 45,47 46,02 1,02 22,65 24,61 44,06 44,91 Перевищення фактичного видобутку газу над проектним за 2014 і 2015 рік пов’язано із збільшенням дренованих запасів пластового газу, що обумовило перевищення всіх робочих параметрів (дебіту, пластових та робочих тисків) свердловин над проектними. На основі отриманих даних було виконано корегування проектних показників розробки: «Уточнення проекту дослідно-промислової розробки Юліївського ГКР». Скореговані в даній роботі показники розробки були затверджені ЦКР Мінпаливенерго України (протокол №56 від 9-10 грудня 2014 року). В таблиці 2.3 наведено порівняння проектних та фактичних показників розробки гор.В-20 та В-18 Юліївського ГКР. Таблиця 2.3 – Порівняння проектних та фактичних показників розробки гор. В-20 та В-18 (св. 1) Юліївського ГКР гор.В-20+гор.В-18 Рік Дебіт Pроб., тис. м /д МПа пр-т факт пр-т 2016 59,67 60,00 2017 62,97 69,33 3 Видобуток газ, млн.м 3 Pпл, МПа конд. тис.т факт пр-т факт пр-т 10,03 10,09 21,78 21,90 0,98 8,99 9,99 22,99 25,31 1,21 факт гор.В-20 гор.В-18 пр-т факт пр-т факт 0,99 20,29 22,29 43,94 43,59 0,91 19,40 19,30 41,38 40,02 Як видно з таблиці 2.3 в 2016 році фактичні та проектні показники ДПР покладів Юліївського ГКР практично співпали. Але починаючи з 2017 року запланованого падіння робочих параметрів на спостерігалося: дебіт свердловини фактично не знизився до проектного, а робочий тиск – залишається майже сталим. На основі отриманих даних в 2017 році було виконано НДР «Корективи проектних показників ДПР покладів Юліївського ГКР». Скореговані в даній роботі показники були затверджені на ЦКР Мінпаливенерго України (протокол №61 від 1 жовтня 2010 року). В таблиці 2.4 наведено порівняння проектних та фактичних показників розробки гор. В-20 та В-18 Юліївського ГКР. Таблиця 2.4 – Порівняння проектних та фактичних показників розробки гор. В-20 та В-18 (св. 1) Юліївського ГКР гор.В-20+гор.В-18 Рік 2018 Дебіт Pроб., тис. м /д МПа пр-т факт пр-т 56,96 61,56 3 8,38 Видобуток газ, млн.м 3 факт пр-т факт 11,36 20,79 22,47 Pпл, МПа конд. тис.т пр-т факт 0,85 0,94 гор.В-20 пр-т факт 16,74 18,10 гор.В-18 пр-т 40,60 факт 38,64 За 2018 рік наведені очікувані данні на базі 10 місяців 2018 року Як видно з таблиці 2.3 в 2018 році спостерігалось певне перевищення фактичних показників ДПР покладів Юліївського ГКР в порівнянні з проектними. Фактичний дебіт свердловини №1 станом на 01.11.2017 становив 31,56 тис. м3/добу, а за проектом передбачалось його зниження на кінець 2017 року до 26,96 тис. м3/добу. Що ж стосується робочого тиску, то внесене в таблицю 2.4 значення (7,75 МПа) характерно для періоду його зростання (після закачки інгібітору «Нафтохім-8») та послідуючого зниження. Фактичні значення Pроб в січні - липні 2018 коливались в межах 5,86-6,87 МПа. При практичній відповідності між проектним та фактичним значенням пластового тиску по покладу гор. В-20, пластовий тиск в покладі В-18 знижувався з більш високим темпом ніж проектувалось. Такі дані свідчать про збільшення долі візейського газу в загальній продукції свердловини №1, що в свою чергу могло бути обумовлено покращенням продуктивної характеристики покладу гор. В-18. В цілому ж аналіз динаміки технологічних параметрів експлуатації свідчить про подальше збільшення дренованих запасів газу слабо проникного покладу гор.В-18. 2.3. Оцінка режиму покладу за промисловими даними Для оцінки режиму розробки покладу і особливостей його прояву за промисловими даними користуємось залежністю приведеного середнього пластового тиску від сумарного видобутку газу, побудованого по даних за весь період розробки. Pпл (t ) f Qвид (t ) z ( Pпл ) (2.1) Pпл(t) - середньозважений за поточним газонасиченим об’ємом порового простору родовища тиск в момент часу t ; Z(Pпл) − коефіцієнт надстисливості газу при пластовій температурі й тиску; Qвид (t ) − сумарний видобуток газу з родовища на момент часу t , приве- дений до стандартних умов. Для побудови такої залежності для середньозваженого пластового тиску використано залежності зміни приведеного пластового тиску від видобутку для свердловини №1 (рисунок 2.1) Таблиця 2.5 – Вхідні дані для побудови залежності зведеного пластового тиску від накопиченого видобутку по свердловини №1 (гор. В-18) Дата Pст, МПа Pпл, МПа 36 47 0,89 52,81 1,98 при розкритті тільки В-18 31 46,02 0,9175 50,16 14,41 розрах. по заміру в В-20 Z P/Z, МПа Qвид млн.м3 Примітка Початок 01.07.2014 01.07.2015 01.07.2016 28 44,91 0,9045 49,65 28,19 ГДС, манометрія 21 43,59 0,9059 48,12 42,79 ГДС, манометрія 01.07.2017 19 40,02 0,9349 42,81 59,66 01.07.2018 14 38,64 0,965 40,04 74,64 розрах, при кольматацій В20 розрах, при кольматацій В20 Рисунок 2.1 – Залежність приведеного пластового тиску від видобутку газу, свердловина №1 60,00 P/Z, МПа 50,00 40,00 y = -0,1717x + 53,606 30,00 20,00 10,00 0,00 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Видобуток газу, млн м3 На основі даних про глибинні та перераховані поверхневі виміри статичного тиску в свердловині (таблиці 2.6) шляхом інтерполяції визначено середньозважені значення пластового тиску станом на початок та середину кожного року, протягом якого поклад перебував у розробці (від 1 січня 2014 року до 1 липня 2018 року). Пластовий тиск на 1 січня 2014 року складав Pпоч = 47 МПа, пластова температура – Tпл = 358 K, відносна густина газу ρ = 0,68. Середньо критичні параметри для цих умов складають: Tср.кр. = 94,717 + 170,8 · ρ = 94.717 + 170,8 · 0,68 = 201,6 K Pср.кр. = 4,892 – 0,4048 · ρ = 4,892 – 0,4048 · 0,68 = 4,64912 МПа. Приведені параметри газу при цьому складуть: Тпр = Tпл / Tср.кр. = 358 / 201,6 = 1,84 Pпр = Pпоч / Pср.кр. = 47 / 4,64912 = 9,87 На основі вище обґрунтованих параметрів визначаємо коефіцієнт стисливості газу для початкових умов: Z ( Pпоч ) (0.4 lg Tпр 0.73) Pпр 0,1 Pпр (0.4 lg( 1.84 ) 0.73) 7 ,743 0.1 7,743 1,024 Знаходимо значення приведеного пластового тиску на 1 січня 2014: Pпоч 36 35,151МПа Z ( Pпоч ) 1,024 Таким же чином розраховуємо значення коефіцієнта стисливості та приведеного пластового тиску для поточних середньозважених пластових тисків по роках експлуатації (з кроком у пів року). Результати розрахунку приведеного пластового тиску та значення видобутку газу з покладу приведено в таблиці 2.6 Таблиця 2.6 – Вхідні данні для побудови залежності зведеного пластового тиску від накопиченого відбору газу для покладу горизонту В-18 Юліївського ГКР Pпл, МПа Дата Св.№1 Св.№3 Середньозважений 01.01.2014 01.07.2014 01.01.2015 01.07.2015 01.01.2016 01.07.2016 01.01.2017 01.07.2017 01.01.2018 01.07.2018 47,00 46,02 45,47 44,91 44,25 43,59 41,81 40,02 39,33 38,64 - 47,00 46,02 45,47 44,91 44,25 43,59 41,81 40,02 39,33 38,64 Qвид, млн.м3 Z P/Z 1,98 14,41 21,30 28,19 35,49 42,79 51,23 59,66 67,15 74,64 1,15 1,14 1,13 1,12 1,11 1,10 1,07 1,05 1,04 1,03 40,73 40,42 40,24 40,05 39,82 39,58 38,89 38,13 37,81 37,49 За даними таблиці 2.6 будуємо графічну залежність зведеного пластового тиску від накопиченого відбору газу Pпл (t ) f Qвид (t ) (рисунок 2.2). z ( Pпл ) Рисунок 2.2 - Залежність приведеного пластового тиску від накопиченого видобутку газу 45,00 P/Z, МПа 40,00 35,00 y = -0,0477x + 41,213 30,00 25,00 20,00 0,00 10,00 20,00 30,00 40,00 50,00 60,00 70,00 80,00 90,00 100,00 Видобуток газу, млн. м3 Як видно з рисунку, поклад горизонту В-18 розробляється при газовому режимі роботи. На початку роботи поклад короткий час працює при майже стабільному тиску. Обробка даних для визначення режиму роботи покладу ускладнюється через наявність даних тільки по одній працюючий свердловині (№1). Свердловина №1 знаходиться в роботі короткий час і експлуатує одночасно два горизонти (В-20 і В-18), таким чином видобуток горизонту В-18 визначається дослідним шляхом і є досить умовним. З отриманого рівняння усереднюючої прямої залежності приблизно можна визначити початкові запаси покладу горизонту. 𝑄зап.поч. = 41,32 0,047 863,9 млн м3 . 2.4. Уточнення початкових та залишкових запасів газу Дані для уточнення початкових та залишкових запасів газу наведені в таблиці 2.7. Таблиця 2.7 – Вхідні дані для оцінки зведеного газонасиченого порового об’єму покладу горизонту В-18 Юліївського ГКР Pпл, МПа Дата Св.№1 Св.№3 Середньо- Qвид, млн.м3 Z P/Z 1,98 14,41 21,30 28,19 35,49 42,79 51,23 59,66 67,15 74,64 1,15 1,14 1,13 1,12 1,11 1,10 1,07 1,05 1,04 1,03 40,73 40,42 40,24 40,05 39,82 39,58 38,89 38,13 37,81 37,49 зважений 01.01.2014 01.07.2014 01.01.2015 01.07.2015 01.01.2016 01.07.2016 01.01.2017 01.07.2017 01.01.2018 01.07.2018 ∑ 47,00 46,02 45,47 44,91 44,25 43,59 41,81 40,02 39,33 38,64 - 47,00 46,02 45,47 44,91 44,25 43,59 41,81 40,02 39,33 38,64 396,84 393,18 Qвид2, (106 м3)2 Qвид*P/Z, (млн.м3* МПа) 3,92 207,65 453,69 794,68 1259,54 1830,98 2624,00 3559,32 4509,12 5571,13 20814,0 3 80,65 582,50 857,14 1129,11 1413,31 1693,78 1992,21 2274,77 2539,22 2798,08 15360,77 Уточнимо початкові запаси також методом найменших квадратів за допомогою формули Qзап.поч. * Pпоч Z поч (2.2) Pпоч – початковий пластовий тиск, МПа; Zпоч – коефіцієнт стисливості газу при Pпоч; 3 * – приведений газонасичений поровий об’єм, м ; В свою чергу, приведений газонасичений поровий об’єм обчислюють за формулою: n Q i 1 2 вид (ti ) Pпоч P (t ) Qвид (ti ) пл i Qвид (ti ) Z поч Z ( Pплі ) (2.3) де Qвид (ti ) – сумарний видобуток газу на момент часу t, м3; Pпл(ti) – поточний пластовий тиск, МПа; Z(Pпл) – коефіцієнт стисливості газу при Pпл(ti). Розраховуємо всі параметри для першого значення. Qвид=1,98 млн. м3 Qвид2 = 1,982 = 3,68 · 1012 м3. Pпл Qвид 42,85 1,98 89,3 млн.м 3 МПа Z ( Pпл ) Здійснивши таким же чином розрахунки для кожного моменту часу знаходимо суми Q, Qвид2 та добутку приведеного пластового тиску і видобутку (таблиця 2.7), на основі чого обчислюємо приведений газонасичений поровий об’єм: * 7060,11 м3 9,41 35,15 231,38 322,4 20,66 МПа . Звідси, початкові запаси газу складають: Qзап.поч. ( Рпоч / Zпоч ) (2.4) Qзап.поч. = 42,3 · 9,41 = 687,36 млн. м3. Таким чином, уточнені початкові запаси газу покладу В-18 родовища складають 687,36 млн. м3. Враховуючи видобуток станом на 1.07.2018 року (74,64 млн. м3) залишкові запаси газу складають: Qзал = Qзап.поч. – Qвид = 687,36-74,64 = 612,32 млн. м3. 2.5. Визначення поточних та прогнозування кінцевих коефіціє- нтів газоконденсатовилучення Коефіцієнт поточного газовилучення визначається за формулою: Qв ид(t ) Qзап.поч (2.5) Станом на 1.07.2018 року його значення дорівнює: 74,47 0,124 689,3 Кінцевий коефіцієнт газовилучення визначаємо за аналітичним методом. Аналітичний метод За аналітичними залежностями визначаємо кінцевий пластовий тиск і, відповідно, значення кінцевого коефіцієнту газовилучення. 𝛽 =1− 𝑃кін ∙𝑍поч 𝑃поч ·𝑍кін (2.6) де на 01.01.2014 Pпоч = 47 МПа, Zпоч = 1,15 – відповідно початкові значення пластового тиску та коефіцієнту стисливості, Pкін, Zкін – відповідно кінцеві значення пластового тиску та коефіцієнту стисливості. Кінцевий пластовий тиск визначаємо за декількома залежностями: 1) Pкін. = 0,345 + 0,00113·H (де H – середня глибина покладу, 4200 м) Pкін. = 0,345 + 0,00113·4200 = 5,65МПа Tкр. = 94,717 + 170,8 · ρ = 94.717 + 170,8 · 0,68= 215,36 K Pкр. = 4,892 – 0,4048 · ρ = 4,892 – 0,4048 · 0,68 = 4,692 МПа Тпр.кін. = Tпл. / Tкр. = 363 / 215,36 = 1,84 Pпр.кін. = Pкін. / Pкр. = 5,65/ 4,69 = 1,15. 𝑍(𝑃кін ) = (0,4 · 𝑙𝑔𝑇пр + 0,73)𝑃пр + 0,1 · 𝑃пр = = (0,4 · 𝑙𝑔1,84 + 0,73)0,852 + 0,1 · 0,852 = 0,815 Кінцевий коефіцієнт газовилучення відповідно складе 𝛽 =1− 3,961 · 1,02 = 0,79 36 · 0,815 2) Pкін. = 0,05·Pпоч + 0,8274 = 0,05*36 + 0,8274 = 2,63МПа Pпр.кін. = Pкін. / Pкр. = 2,63 / 4,65 = 0,565 𝑍(𝑃кін ) = (0,4 · 𝑙𝑔1,84 + 0,73)0,565 + 0,1 · 0,565 = 0,960 𝛽 =1− 2,63 · 1,02 = 0,922 36 · 0,960 3) Pкін. = 0,12·Pпоч + 0,5309 = 0,12·36 + 0,5309 = 4,85 МПа Pпр.кін. = Pкін. / Pкр. = 4,85 / 4,65 = 1,043 𝑍(𝑃кін ) = (0,4 · 𝑙𝑔1,84 + 0,73)1,043 + 0,1 · 1,043 = 0,934 𝛽 =1− 4,85 · 1,02 = 0,852 36 · 0,934 4) Pкін. = 0,1· Pпоч = 0,1·36 = 3,6 МПа Pпр.кін. = Pкін. / Pкр. = 3,6 / 4,65 = 0,774 𝑍(𝑃кін ) = (0,4 · 𝑙𝑔1,84 + 0,73)0,774 + 0,1 · 0,774 = 0,948 𝛽 =1− 3,6 · 1,02 = 0,892 36 · 0,948 Середнє значення кінцевого коефіцієнту газовилучення за аналітичними методами складає: 𝛽= 0,79 + 0,922 + 0,852 + 0,892 = 0837 4 2.6. Прийняті заходи і результати контролю та регулювання ро- зробки покладу З метою отримання необхідних даних для контролю і регулювання розробки покладу виконуються наступні роботи: проводяться заміри статичних і пластових тисків. Заміри прово- дяться не рідше одного разу в рік. Перед зупинкою свердловини на замір статичного тиску, проводять: заміри тисків на головці, в затрубному просторі і на вході в УКПГ; визначають дебіт газу і води. Заміряють вибійний тиск з допомогою глибинного манометра. В процесі зупинки свердловини знімають криву відновлення тиску на гирлі з одночасним виміром на протязі 4-5 годин вибійного тиску; проводяться дослідження експлуатаційних свердловин на продук- тивність з метою визначення коефіцієнтів фільтраційного опору А і В, дослідження свердловин проводяться раз в рік. При дослідженні експлуатаційних свердловин, в продукції яких є рідина, замір вибійного тиску на 1-2 режимах проводять за допомогою глибинного манометра; по всіх діючих свердловинах проводять поквартальний контроль робочих тисків на гирлі і на вході в УКПГ; по всіх діючих свердловинах, не менше двох разів в рік, проводять виміри водних факторів і відбір проб води на хімічний аналіз. 3. ПРОГНОЗУВАННЯ ВИДОБУТКУ ГАЗУ І КОНДЕНСАТУ З ПОКЛАДУ 3.1. Обгрунтування вихідних геолого-промислових даних для прогнозування подальшої розробки родовища. Для визначення і обґрунтування вихідних даних з метою подальшого прогнозування розробки Юліївського газоконденсатного родовища були використані і прийняті дані досліджень розвідувальної свердловини №3, а також врахована практика розробки багатопластових газових родовищ прибортової зони ДДЗ. В той же момент, з метою надійної оцінки запасів в покладах по падінню пластового тиску та враховуючи необхідність стабілізації газовидобутку в Україні в поточний час, необхідно встановити річні темпи видобутку газу з відкладів родовища в об’ємі не менше 10% від оцінених запасів за перші три роки ДПР. На основі дослідження і газодинаміного розрахунку початковий пластовий тиск горизонту В-18 (другий експлуатаційний об’єкт, основний) дорівнює 47 МПа, пластова температура 400 К. Запаси газу 760 млн.м3. За даними дослідження горизонту В-18 в розвідувальній свердловині №3 рівняння припливу газу до вибою свердловини має вид: Рпл2-Рвиб2=1,2q+0,11q (3.1) Приведемо в таблиці 3.1, на основі промислових даних, показники розробки покладу В-18 на Юліївському родовищі. Таблиця 3.1 - Параметри показників розробки покладу В-18 № п/п Дата Рпл, МПа 1 01.2014 44,91 2 01.2015 43,59 3 01.2016 40,02 4 01.2017 38,64 Рвиб, МПа Рус, МПа q, тис.м3/добу Q(t)річн., млн.м3 Qвид, млн.м3 n, один. 36,92 33,50 30,03 27,28 28,89 27,20 23,67 22,74 56,63 60,00 69,33 61,56 13,78 14,60 16,87 14,98 28,19 42,79 59,66 74,64 1 2 2 3 3.1.1 Вибір експлуатаційних об’єктів і системи розробки Юліївське родовище відноситься до типу багатопластових з поверхом газоносності більше 500 м. На 01.06.2014 у процесі випробування та дослідження пошуковорозвідувальних свердловин виявлено 13 газоносних пластів. Задовільне співпадання в плані площ газоносності окремих газових пластів, схожість їх енергетичних (термобаричних умов і фізико-хімічних властивостей вуглеводнів) та продуктивних характеристик дозволяє на першому етапі досліднопромислової розробки об’єднувати в один експлуатаційний об’єкт деякі з них, а на другому - рекомендувати розробку газових покладів методом повернення (або суміщення). При обґрунтуванні системи розробки (об’єктів експлуатації та кількості експлуатаційних свердловин) врахуємо також практику розробки сусідніх родовищ в південній прибортовій зобні ДДЗ (Пролетарське, Перещепинське та інш.). Поклади цих родовищ виснажені при досить високих коефіцієнтах газовилучення (до 0,8 – 0,95). Із врахування вищезгаданого та задач ДПР на період досліднопромислової розробки родовища виділяється 3 експлуатаційні об’єкти. Перший експлуатаційний об’єкт включає газовий поклад горизонту В-16 із запасами газу 358 млн. м3. Для розробки проектується розвідувальна свердловина №6. Другий експлуатаційний об’єкт - горизонт В-17 із запасами газу 596 млн. м3 - розробляється двома свердловинами №5, №9. Третій експлуатаційний об’єкт - горизонт В-18 із запасами газу 469 млн.м3 - розробляється трьома свердловинами №2, №10, №3. В зв’язку із тим, що при випробуванні нижчезалягаючого покладу горизону В-19 – одержано приток пластової води в свердловині №2, а в свердловинах №5 і №9 при його дослідженні незначний приток газу (Qг=10 тис. м3/добу), було проведено переінтерпретацію наявної геологічної моделі даного покладу. В результаті чого запаси по об’ємному методу зменшилися до 360 млн. м3. Для відбору цих запасів запроектовано введення на даний поклад свердловини №11. Всього для розробки газового покладу В-18 на період ДПР і подальшої промислової розробки запроектовано три свердловини (свердловина №2 – пошукова і №10, №3 – розвідувальні. Питомі запаси газу на одну свердловину складають приблизно 206 млн. м3. Характеристика виділених на період дослідно-промислової розробки об’єктів експлуатації приведемо в таблиці 3.2. Таблиця 3.2 - Характеристика виділених об’єктів експлуатації Кількість експлуатаційних ЕксплуатаГлибина свер- Продуктивні свердловин ційний об’єкт дловин, м горизонти (№ свердловини) 1(№6) І 4900 В-16 Запаси газу, млрд.м3 0,368 ІІ 2 (№5, №9) 5150 В-17 0,596 ІІІ Всього 3(№2, №10, №3) 5200 В-18 0,486 1,68 3.1.2 Обґрунтування параметрів роботи середньої свердловини та інших вихідних даних для технологічних розрахунків Для визначення і обґрунтування вихідних даних з метою подальшого прогнозування розробки покладу В-18 Юліївського газоконденсатного родовища за величиною Qзап.поч уточняємо приведений газонасичений поровий об’єм *=Qзап.поч• (Zпоч/Рпоч)=698 • 1,21/27=26,96•106 м3/Мпа (3.2) На основі отриманих даних проведемо розрахунок коефіцієнта надстисливості газу при пластовому тиску та устьовому тиску свердловини, а також значення при даних умовах коефіцієнта динамічної в’язкості. Враховуючи те що свердловини рівномірно розміщені по площі газоносності – всі розрахунки проводимо для середньої свердловини. Визначаємо параметри роботи “середньої свердловини”, використовуючи дані з табл. 3.3. Таблиця 3.3 – Режими роботи експлуатаційних свердловин горизонту В-18 Юліївського ГКР станом на 01.06.2014 р. 2 10 3 “Середня” Дебіт газу, тис.м3/д обу Гирловий тиск, МПа № св. Глибина свердловини до середини інтервалу перфорації, м 4201 4365 4103 4263 71,3 76,2 80,1 75,9 21,3 23,65 20,75 21,68 Коефіцієнти фільтраційних опорів А, МПа2 добу тис.м3 В, МПа добу тис. м 3 2,3 0,11 5,4 0,162 2 3.2. Дебіт середньої свердловини q(t ) qсер (t ) Р у.сер n Р(t ) q(t ) (t ) q(t ) і i i i 71,3 76,2 80,1 87,36 тис.м3/добу. 3 21,3 71,3 23,65 76,2 20,75 80,1 21,68 МПа 71,3 76,2 80,1 Гирловий тиск для середньої свердловини складає Ру.сер(t) = 21,68 МПа. Проведемо перерахунок коефіцієнтів фільтраційних опорів, оскільки останні дослідження по їх визначенню проводилися в 2014 році і є сумнів у їх достовірності. Для цього скористаємося відомими формулою Адамова та двочленною формулою припливу газу до свердловини. Приведемо розрахунок коефіцієнту надстисливості газу за приведеним тиском і температурою, використовуючи аналітичні залежності. Також знайдемо коефіцієнт динамічної в’язкості при пластовому тиску і температурі в пласті, на усті свердловини та середній по стволі свердловини. Знаходимо середньокритичні та приведені тиски і температури; Тсркр:=94.717+170.8• Тсркр=213,1 – середньокритична температура Pсркр:=4.892-0.4048• Рсркр=4,69 – середньокритичний тиск Приведені тиск і температури: Рпр і Тпр, Тпру; Рпр:=(Рпоч•10-6)/Рсркр Рпр=7,36 Тпр:=Тпл/Тсркр Тпр=1,98 Тпру:=Ту/Тсркр Тпру=1,23 Середня температура: Тср:=(Тпл-Ту)/ln(Тпл/Ту) Тср=343 Тпр_ср:=Тср/Тсркр Тпр_ср=1,745 Знаходимо коефіцієнт стисливості газу при пластовому тиску і температурах відповідно - в пласті, в стовбурі і на усті свердловини: Коефіціент надстисливості: Z при Тпл=368 К; Z : 0.4 log Tпp 0.73 Рпр 0.1 Рпр Z=0,987 Коефіцієнт надстисливості: Z при Тcр=308,724 К; Z : 0.4 log Tпp _ ср 0.73 Рпр 0.1 Рпр Z=0,965 Коефіцієнт надстисливості: Z при Ту=298 К; Z : 0.4 log Tпpy 0.73 і:=1.. 10 Рпр 0.1 Рпр Z=0.903 Значення приведеного тиску: Рпр Рплі= Рурі=Рплі/Рсркр Рпрі= 47 10,18 46,02 9,97 44,91 9,73 43,59 9,44 40,02 8,67 38,64 8,37 36,28 7,86 34,88 7,56 31,88 6,91 Для інших значень пластового тиску результати розрахунків коефіцієнтів над стисливості зводимо в таблицю 3.5. 0.73 Z : 0.4 log T Z : 0.4 log T 0.73 Z : 0.4 log Tпp 0.73 Рпр 0.1 Рпр Рпр пp _ ср Рпр пpy 0.1 Рпр 0.1 Рпр Таблиця 3.4 - Значення коефіцієнтів стисливості газу від тиску при різних температурах Рпл, МПа Z, коефіцієнт стисливості Z(Тпл) Z(Тср) Z(Ту) 1,15 1,14 1,12 1,10 1,05 1,03 1,00 0,98 0,95 1,13 1,11 1,09 1,07 1,02 1,00 0,96 0,95 0,91 1,11 1,09 1,07 1,05 0,99 0,97 0,94 0,92 0,88 47 46,02 44,91 43,59 40,02 38,64 36,28 34,88 31,88 Знаходимо коефіцієнт динамічної в’язкості газу при пластовому тиску і температурі в пласті, на усті та середній по стовбуру свердловини Молярна маса газу М=28,97=28,970,68=18,69 кг/моль Знаходимо параметр . 1 1 Tкр6 М 1 2 10 Ркр 3 2 197,5 1 17,44 2 6 10 4,64 2 0,045 3 Визначаємо критичну густину газу. кр 106,9614 99,276 106,9514 99,276 0,602 166,716кг м3 Обчислюємо приведену густину газу кр 3485,34 Рпоч Р 0,60247 3485,34 3485,34 1,326 Z T h Z почТ плкр 1,21396166,716 Знайдемо динамічну в’язкість в поверхневих умовах. Т у 0,0101 Т 8 5,76 103 1 2 1 1 8 3 8 3 2 2 0,0101 Т пл 5,76 10 0,0101 396 5,76 10 0,602 0,0485 мПа с Знаходимо динамічну в’язкість в пластових умовах 10,8 105 п р 1,439 10,8 105 1,3261,439 1,111,3261,8 5 8 1,11 п р1,8 5 8 е е е 0,0485 е 0,0328 0,045 Т пл Т у Аналогічно визначаємо значення коефіцієнта, задаючись рядом значень тисків від початкового пластового і далі при пластовій, гирловій та середній температурах. Результати обчислень заносимо в таблицю 5.6 Таблиця 3.5 - Значення коефіцієнтів динамічної в’язкості газу від тиску при різних температурах Рпл, МПа 47 46,02 44,91 43,59 40,02 38,64 36,28 34,88 31,88 , коефіцієнт динамічної в’язкості, мПа*с (Тпл) (Тср) (Ту) 0,0319 0,0299 0,0287 0,0256 0,0244 0,0223 0,0199 0,0189 0,0182 0,0404 0,0383 0,0349 0,0334 0,028 0,0257 0,0226 0,0199 0,0188 0,0487 0,0441 0,0415 0,038 0,0345 0,0324 0,0282 0,027 0,0257 Знаючи величину поточного гирлового тиску “середньої свердловини” методом послідовних наближень визначаємо її вибійний тиск. Pв иб.сер (t ) Р у2.сер (t ) е 2S qсер (t ) 2 В першому наближенні значення вибійного тиску приймаємо рівним поточному пластовому Рвиб.сер(t) = 32,3 МПа. Визначаємо середній по стовбуру свердловини тиск. Рсер 2 Ру2.сер (t ) 2 16,47 2 Рв иб.сер (t ) 30,78 32.3 3 Рв иб.сер (t ) Ру.сер (t ) 3 32,3 16,47 МПа. При середній температурі Тсер = 343,4 К та тиску Рсер знаходимо значення коефіцієнта надстисливості Zсер Z Pсер , Tсер 1,02 . Обчислюємо параметр S. S 0,03415 Lсер Z сер Tсер 0,03415 0,602 5065 0,271 . 0,8558 343,4 Визначаємо коефіцієнт . 0,0133 2 2 Z сер Т сер е 2S 1 , d в5н де d в н — внутрішній діаметр колони ліфтових труб, см; — коефіцієнт гідравлічного опору. Для труб з внутрішнім діаметром 6,2 см приймаємо = 0,024. 0,0133 0,024 0,85582 393,42 5 6,2 е20,271 1 0,002 Тоді вибійний тиск дорівнюватиме Pвиб.сер (t ) 16,472 е20,271 0,002 75,92 21,86 МПа. Проводимо друге наближення. Визначаємо середній по стовбуру свердловини тиск. Рсер 2 Р у2.сер (t ) 2 16,47 2 Рв иб.сер (t ) 21,86 19,29 (t ) Р 3 3 16 , 47 21 , 86 Р ( t ) в иб.сер у.сер МПа. Знаходимо коефіцієнт надстисливості Z сер Z Pсер , Tсер 0,8413 . Обчислюємо параметр S. S 0,03415 Lсер Z сер Tсер 0,03415 0,602 5065 0,275 . 0,8413 343,4 Визначаємо коефіцієнт . 0,0133 0,024 0,84132 343,42 5 6,2 Визначаємо вибійний тиск. е20,275 1 0,00198 Pв иб.сер (t ) 16,472 е20, 275 0,00198 75,922 32,4 МПа. Різниця результатів у двох останніх наближеннях дорівнює 0,08 МПа. Тому остаточно приймаємо Рвиб.сер(t) = 32,4 МПа. Знаходимо депресію на пласт. ~ Pсер (t ) Pпл (t ) Pв иб.сер (t ) 40 ,2 32 ,4 8,3 МПа. Користуючись двочленною формулою припливу уточнюємо значення коефіцієнта фільтраційного опору Асер. ~2 2 2 Рпл (t ) Рвиб .сер (t ) Всер qсер (t ) Асер , qсер (t ) Асер 32,32 21,942 0,11 75,92 МПа2 добу 1,2 . 75,9 тис.м3 Як бачимо, значення Асер виявилося меншим за дослідне значення (див. табл. 3.3). Визначаємо постійні частини коефіцієнтів фільтраційних опорів Асер і Всер. А * Асер () сер МПа2 добу , , 3 тис . м Па с Всер МПа добу 2 В , сер тис.м 3 . * Для цього спочатку знаходимо значення коефіцієнтів надстисливості та динамічної в’язкості при середніх пластових термобаричних умовах. ~ Zпл Z Pпл ,Tпл Z 32,3 МПа, 396 К 0,9344 , ~ Zвиб Z Pвиб.сер ,Tвиб Z 21,94 МПа, 396 К 0,8856 , виб Pвиб.сер ,Tвиб 21,94 МПа, 396 К 1,962 105 Пас, пл Pпл , Tпл 32,3 М Па, 396 К 2,349 10 5 Пас, ( ) сер ( ) пл ( ) в иб 2,349 10 5 0,9344 1,962 10 5 0,8856 1,966 10 5 2 2 Пас, сер пл виб 0,9344 0,8856 0,91 . 2 2 Остаточно отримуємо А* В * Асер ( )сер Всер сер 1,2 1,966 10-5 0,61 105 МПа2 добу тис.м3 Па с , 2 0,11 МПа добу 0,121 0,91 тис.м3 . Всі дані, необхідні для прогнозування видобутку газу, зводимо в табл. 3.4. Таблиця 3.6 – Вихідні дані для прогнозування видобутку по середній свердловині Юліївського ГКР Показник Середня глибина залягання покладу, м Середня газонасиченість Значення 4700 30 Коефіцієнт відкритої пористості Проникність, 10-3 мкм2 Відносна густина газу 0,68 Початкові запаси, млн.м3 678 Початковий пластовий тиск, МПа 47 Пластова температура, К 358 Внутрішній діаметр НКТ, см 6,2 Коефіцієнт гідравлічного опору 0,025 Коефіцієнт використання фонду свердловин 0,95 Сумарний видобуток газу, млн.м 38,7 3 Поточний пластовий тиск, МПа 42,1 Поточний вибійний тиск, МПа 39,2 Депресія на пласт, МПа 2,9 Поточний гирловий тиск, МПа 0,62 Дебіт, тис.м /добу 23,5 3 Гирлова температура, К Коефіцієнт фільтраційного опору А*, 324 МПа2 добу 1,25 тис.м3 Па с МПа добу Коефіцієнт фільтраційного опору В*, 3 тис . м 2 Кількість експлуатаційних свердловин, шт. 0,002 3 3.1.3 Вибір розрахункового варіанту Розглянемо декілька варіантів розробки Юліївського ГКР. Перший варіант: Р=Ру. Даний варіант розробки передбачає запобігання випадання конденсату в при вибійних зонах свердловин. Перший режим при поточній величині депресії 10,76 МПа буде тривати до моменту, коли остьовий тиск не впаде да величини 7,26 МПа. Але як показав досвід попередньої дослідно-промислової розробки покладу даний варіант є недоцільним, оскільки конденсат ний фактор має величину менше 100 грам у метрі кубічному і основною задачею є лише забезпечення його виносу із вибою. Другий варіант (базовий) QPy. Даний варіант розробки передбачає наступні періоди. – період постійного видобутку газу на режимі постійного дебіту Q=const з дебітом середньої свердловини 97 тис.м3/добу. Даний період буде продовжуватися на протязі 3-х років. – період постійного устьового тиску Ру=const при кінцевому тиску на усті свердловин рівному 10,76 МПа. – період постійного устьового тиску Ру=const=7,26 МПа на заключній стадії розробки при подачі газу місцевим споживача. Оскільки вибої свердловин покладу забруднені випавши конденсатом, для попередження їх глушіння необхідно створити на вибої такі умови, щоб потік пластового газу виносив на поверхню весь конденсат, який випадає у стволі свердловин. Для цього визначимо мінімально необхідний дебіт газу для винесення рідини із ствола. Q 8480 Рв ибt p d в н5 Z в иб Т в иб , де р-густина вуглеводневого конденсату, кг/м3. Використовуючи результати попередніх розрахунків отримуємо 3 21,94 772 0,0625 Q 8480 50,36 тисм добу , 0,76 0,8856 396 Поточний дебіт «середньої» свердловини складає 98,65 тис м3/добу. Це свідчить про те, що вуглеводневий конденсат повністю виноситься на поверхню і режим Q=const=50,36 тис м3/добу забезпечує безперебійну роботу свердловин. 3.3. Обґрунтування методики газогідродинамічних розрахунків видобування газу і конденсату 1) Першим режимом починаючи з 2014 року застосовувався режим експлуатації свердловин з постійним дебітом свердловин, який дав змогу збільшувати депресію на пласт і проводити відбір газу з дебітом середньої свердловини рівним 98 тис.м3/доб. 2) Мінімальний тиск на гирлі лімітується величиною тиску в газопроводі 10,76 МПа, то при наближенні гирлового тиску до цього значення ми перейдемо на режим Ру=const при спадаючому видобутку газу. Даний режим встановлюється на 7,5 років (до 2020 року). 4) Мінімальний тиск на гирлі величиною 7,26 МПа при подачі газу місцевим споживачам. Даний режим буде продовжуватись до кінця розробки покладу на протязі 3-х років. 3.2.1 Методика розрахунку показників розробки при q = Const Період постійного видобуткy 1. Задаються рядом послідовних значень t. 2. Визначають сумарний видобуток газу на момент часу t Qв ид(t ) Qв ид(t n 1 ) q(t n 1 ) q(t ) n t , 2 де n — число свердловин (n = сonst). — коефіцієнт експлуатації 0,9 . В цьому рівнянні є невідома величина – дебіт середньої свердловини q(t). У першому наближенні q(t ) q(t n 1 ) . Після знаходження q(t), уточнюємо сумарний видобуток газу Qв ид . 3. Для кожного значення t знаходимо середній пластовий тиск, використовуючи метод послідовного наближення P ~ Q (t ) ~ Pпл (t ) поч в ид Z ( Pпл ) Z поч 4. Знаходимо вибійний тиск: Pвиб (t ) Р пл (t ) А Zср q В Z ср q 2 2 В першому наближенні значення Zср, Zср беремо з попереднього моменту часу. 5. ~ Для кожного значення Pпл (t ) і Pв иб (t ) знаходимо коефіцієнти сти- сливості і динамічні коефіцієнти в’язкості газу Zвиб, Zпл, виб, пл, Z сер 6. (Z ) виб (Z ) пл Z пл Z в иб ( Z ) cp , . 2 2 Повторюють всі розрахунки з пункту 4 і так до тих пір, поки не буде досягнута задана степінь точності у визначенні Pв иб (t ) . 7. Визначаємо темп відбору газу Q(t ) n q(t ) . 8. Визначаємо тиск на гирлі свердловини методом послідовних на- ближень Py (t ) Pвиб2 (t ) q 2 (t ) e 25 . В першому наближенні значення S і бе- ремо з попереднього моменту часу. 3.2.2 Методика розрахунку показників розробки при Ру = Const 1. Період спадаючого видобутку Задаються рядом послідовних значень t. 2. Визначають сумарний видобуток газу на момент часу t Qв ид(t ) Qв ид(t n 1 ) q(t n 1 ) q(t ) n t , 2 де n — число свердловин (n = сonst). — коефіцієнт експлуатації 0,9 . В цьому рівнянні є невідома величина – дебіт середньої свердловини q(t). У першому наближенні q(t ) q(t n 1 ) . Після знаходження q(t), уточнюємо сумарний видобуток газу Q вид . 3. Для кожного значення t знаходимо середній пластовий тиск, використовуючи метод послідовного наближення P ~ Q (t ) ~ Pпл (t ) поч в ид Z ( Pпл ) Z поч 4. Знаходимо дебіт середньої свердловини A( Z ) cp q(t ) 2 B Z cp 2 B Z cp A ( Z ) cp 2 ~ Pпл 2 (t ) Pу 2 e 2 S B Z cp В першому наближенні значення S, , Zсер, Z сер беремо з попереднього моменту часу. 5. Методом послідовних наближень знаходимо вибійний тиск. Pв иб t Pу e 2 S q 2 (t ) . 6. ~ Для кожного значення Pпл (t ) і Pв иб (t ) знаходимо коефіцієнти стисливості і динамічні коефіцієнти в’язкості газу Z виб, Zпл, виб, пл, Z сер Z пл Z в иб (Z ) виб (Z ) пл (Z ) cp , . 2 2 7. Повторюють всі розрахунки з пункту 4 і так до тих пір, поки не буде досягнута задана степінь точності у визначенні Pв иб (t ) . 8. Із знайденим значенням q(t) повторюють всі розрахунки почина- ючи з пункту 2. І так до тих пір, поки не буде досягнута задана степінь то~ чності у визначенні Pпл (t ) . 9. Визначаємо темп відбору газу Q(t ) n q(t ) . 10. Знаходимо депресію на пласт P(t ) Pпл (t ) Pвиб(t ) . ~ Алгоритм розрахунку. Z cp S ~ t Q вид ( t ) Pпл ( t ) Z( Pпл ) q( t ) Pвиб ( t ) Q( t ) P( t ) (z ) cp 3.4. Розрахунок "контрольних точок" для різних варіантів розробки При проектуванні розробки газоконденсатних родовищ на газовому режимі визначаємо зміну в часі сумарного видобутку газу Qвид(t), темпу відбору (річного відбору) газу Qг(t), дебіту свердловин q(t), потрібної кількості свердловин n(t), середнього пластового тиску Рпл(t) вибійного тиску Рвиб(t) і тиску на головці свердловини Ру(t). Ці показники можна знайти з допомогою інтегрування диференційного рівняння усталеної фільтрації газу при відповідних крайових умовах. У зв’язку з нелінійністю даного рівняння відсутні його точні аналітичні розв’язки. Тому для розрахунку основних показників розробки газових родовищ запропоновані наближені методи. Серед них при проведенні інженерних розрахунків широко застосовується: метод послідовної зміни стаціонарних станів. Першим положенням даного методу є прийняте припущення про рівність при радіальній фільтрації газу до свердловини середньозваженого за га- зонасиченим поровим простором загального об’єму дренування свердловини тиску Рпл(t) значенню тиску Pk(t) на межі питомого об’єму дренування радіусом Rk. Розрахунки показують, що максимальна різниця Рпл(t) і Pk(t) не перевищує 1-5 %. Дане припущення дає змогу при розрахунках показників ро- зробки газових родовищ чи газоконденсатних родовищ на газовому режимі використовувати рівняння припливу газу до свердловини, змінивши невідому величину контурного тиску Pk(t) в момент часу t величиною середнього пластового тиску в зоні дренування свердловини Рпл(t), а при рівномірному розміщенні свердловин - середнім тиском у покладі в той же момент часу. При розрахунках показників розробки газового родовища чи газоконденсатного при газовому режимі у випадку рівномірного розміщення свердловин використовують такі формули і залежності: Початкова точка. Перша точка q=const. 1. Період зростаючого і постійного видобутку: 1.1 Задаються рядом послідовних значень часу t t-1 рік (2018 р.) 1.2 Для кожного значення t встановлюємо темп відбору і сумарний видобуток ( Qt і Qв идt ): Знаходимо річний темп відбору газу. Qt n qt 3 0,85 56,36 1000 365 78,96млн.м3 Визначаємо сумарний видобуток на момент часу t. Qвидt Qвидtп 1 Qt tn tn 1 209,5 69,8 2004 2003,5 244,4 млн.м3 1.3 Визначаємо пластовий тиск Р Q t Pпл t поч вид* Pпл поч * Qзап.поч. поч. 895,36 1,21 36,2 млн. м 3 / МПа Рпоч. 47 пл.поч. поч. 0,4 lg Т пр 0,73 пл . поч . Рпр . пл.поч. 0,1 Рпр . Т ср.кр . 94 ,717 170 ,8 94 ,717 170 ,8 0,68 199 ,54 Рср.кр . 4,892 0,4048 4,64 МПа пл. Т пр . пл. Рпр . Т пл. 396 2,02 Т ср.кр. 197,5 Рпл. 47 10,11 Рср.кр . 4,64 поч. 0,4 lg 2,02 0,73 10,11 0,110,11 1,21 69,8 27 Pпл t 0,934 18,96МПа 1,21 19,967 Визначаємо вибійний тиск 1.4 Рв иб t Pпл2 t A* Z ср q B* Z ср q 2 Z ср пл пл в иб в иб 2 1 8 пл 1 2 г Pат , tпл 0,0101 t 5,76 10 0,0168МПа с 3 1,6 Т ср .кр . 1 2 М 10 Рср.кр . 3 2 М Pат , tпл 28,97 г 28,97 0,602 17,44 197,541,6 1 17,44 2 10 4,65 поч пр 3485,34 0,0447 2 3 г Рпоч 0,602 47 3485,34 1,326 пл Т пл кр 1,21 396 166,71 кр 106 ,9514 99 ,276 г 166 ,716 Pпл , tпл Рат , tпл виб Рпр 10,8 105 1,4391,222 1,111,222 е е 0,0328МПа с 0,0447 Рвиб 33 7,10 Рср.кр . 4,65 10,8 105 1, 4391,006 1,111,006 Рвиб, tпл 0,01689 е е 0,0267МПа с 0,0447 пл.поч. Рв иб 0,4 lg Т пр 0,73 пл . поч . Рпр . пл.поч. 0,1 Рпр 0,4 lg 2,02 0,73 0,1 7,1 1,032 . 7 ,1 Z ср пл пл в иб в иб 0,03193 2 ср A* пл в иб 0,842 2 2 A 1,2 0,61 (МПа ) добу ср 0,03193 тис.м 3 мПа с 2 B 0,11 МПа добу B 0,121 3 ср 0,91 тис.м * Рвиб t Pпл2 t A* Z ср q B * Z ср q 2 30,16 2 0,61 0,03193 75 0,121 0,91 75 2 19,99МПа Визначаємо тиск на гирлі свердловини 1.5 Pу t Pв2иб t q 2 t e2S S 0,03415 г L сер Т сер 0,0133 Ру t 0,03415 2 2 сер Т сер d в5н е 2S 1,1042 3462 20, 2721 1 0,0133 0,024 е 1 0,00369 6,2 2 19,092 0,00369 752 е20,2721 0,602 5065 0,2721 1,104 346 14,82МПа Знаходимо депресію на пласт 1.6 Рt2 Pпл t Pвибt 24,69 17,5 5,36МПа Визначаємо сумарний видобуток конденсату на момент ча- 1.7 су t. Qвид.к t Qвид.к t п1 Qвид.с.г t Qвид.с.г. t п1 qвид.к t п1 qвид.к t п 2 Знаходим питомий промисловий видобуток конденсату, який припадає на об’ємну одиницю видобутого газу, з врахуванням промислових даних. qвид.к t qп t qвтр.г.с t qвтр.пр t qвтр.м.в. При вмісті конденсату в пластовому газі qк(t)=60,8 г/м3, вмісті конденсату у від сепарованому газі qвтр.г.с(t)=6,9 г/м3, промислових втратах конденсату qвтр.пр(t)=2,8 г/м3, пов’язаних з механічним виносом з сепараторів qвтр.м.в.(t)=1,6 г/м3, qвид.к.(t)=60,8-6,9-2,8-1,6=49,5 г/м3. Qвид.к=4,49+(244,4-209,5) ((49,5+49,5)106/2)=6,23 тис.тон. Друга точка. Режим Ру=const=10,76 МПа 1. Період спадаючого видобутку газу 1.1 Задаються рядом послідовних значень часу t t=(2018 р.) 1.2. Визначаємо сумарний видобуток газу на момент часу t/ Qв ид t Qв ид t n1 qt n1 qt n t 2 В першому наближенні значення дебіту середньої свердловини беремо з попереднього моменту часу qt 75 тис. м3/добу. Qв ид t 368 ,6 75 75 3 0,85 2018 2017 ,5 100 365 468 ,5 млн. 2 м3 1.3 Визначаємо пластовий тиск P Q t 558,5 27 P пл t поч вид* Pпл 0,923 8,03МПа 1 , 21 19 , 967 поч 1.4 Визначаємо дебіт середньої свердловини. q(t ) A * Z сер 2В * Z сер A * Z сер Pпл2 t Py2 t e 2 S 2 В * Z В * Z сер сер 2 2 0,61 0,01966 0,61 0,01966 12,03 3,7 e 20,3215 q(t ) 62,1 2 0,121 0,91 0,00198 0,121 0,91 0,00198 2 0,121 0,91 0,00198 , тис. м3/добу Визначаємо вибійний тиск 1.5 Pв ибt Py2 e 2S q 2 t 3,7 2 e 20, 275 0,00198 62,1 4,88МПа 1.6 За значеннями Рпл(t); Рвиб(t) знаходимо Pпр.пл Р пл t 11,39 3,63 Pср.кр 4,165 Pпр.в иб Р в иб t 5,12 1,21 Pср.кр 4,65 Pпл 0,923 Pв иб 0,926 пр.пл 3485,34 г Р пл t 0,187 Pпл Т пл кр пр.в иб 3485,34 г Рв иб t 0,575 Pв иб Т в иб кр Pпл , tпл 0,02113МПа с Pвиб, tпл 0,01809МПа с ср 0,01831МПа c ср 0,934 S 0,3215 0,00329 За уточненими значеннями S , , Z ср , ср повторюємо розраху- 1.7 нок з п.1.4. до тих пір поки не буде досягнута задана степінь точності у визначенні Pв иб t q(t ) A * Z сер 2В * Z сер A * Z сер Pпл2 t Py2 t e 2 S 2 В * Z В * Z сер сер 2 2 0,61 0,01831 0,61 0,01831 12,03 3,7 e 20,3215 q(t ) 61,6 2 0,121 0,934 0,00329 2 0,121 0,934 0,00329 0,121 0,934 0,00329 1.8. Знаходимо річний темп відбору газу Qt n qt Qt 3 0,85 61,6 1000 365 57,33 млн. м3 1.9. Обчислюємо депресію на пласт. Pt Pпл t Pвиб t 12,03 4,874 7,156 МПа Pв ибt Умова Py2 e 2S q 2 t 3,7 2 e 20,3215 0,003297 61,62 4,874МПа Рв иб t Рвиб t 0,1МПа виконується, то приймаємо Рв ибt 4,874МПа Третя точка. Режим Ру=const=7,26 МПа 1. Період спадаючого видобутку газу 1.1 Задаються рядом послідовних значень часу t t=(2017 р.) 1.2 газу: Для кожного значення t встановлюємо сумарний видобуток Qвидt Qвидtn 1 qtn 1 qt n t 714,15 7,42 3 0,85 1000 365(2017 2016) 721,06млнм3 2 Визначаємо пластовий тиск P 47 721,06 Q t P пл t поч в ид* Pпл 0,92 3,64МПа 1,21 19,56 поч Визначаємо дебіт середньої свердловини 1.3 q(t ) qt A * Z сер 2В * Z сер A * Z сер Pпл2 t Py2 t e 2 S В * Z сер 2В * Z сер 67,445 0,01779 2 0,118 0,9347 0,00329 1.4 2 67,445 0,01779 3,62 2,72 е20,3214 3,25тис.м3 / добу 2 0 , 118 0 , 9347 0 , 00329 0 , 118 0 , 9347 0 , 00329 2 Визначаємо вибійний тиск Pв ибt Py2 e 2S q 2 t 22 e 20,3214 0,00329 3,252 3,23МПа 1.5 За значеннями Рпл(t); Рвиб(t) знаходимо Pпр.пл Р пл t 3,64 0,93 Pср.кр 4,65 Pпр.в иб Р в ибt 3,23 0,89 Pср.кр 4,65 Pпл 0,920 Pв иб 0,949 пр.пл 3485,34 г Рпл t 0,465 Pпл Т пл кр пр.в иб 3485,34 г Рв иб t 0,168 Pв иб Т в иб кр Pпл , tпл 0,02016МПа с Pвиб, tпл 0,01796МПа с ср 0,01779МПа с ср 0,9345 S 0,3215 0,003297 1.6 З уточненими значеннями S , , Z ср , ср повторюємо розрахунок 1.4. до тих пір поки не буде досягнута задана степінь точності у визначенні Pв иб t q(t ) qt A * Z сер 2В * Z сер A * Z сер Pпл2 t Py2 t e 2 S В * Z сер 2В * Z сер 67,435 0,01779 2 0,11 0,9345 0,003297 2 67,435 0,01779 3,62 е20,3215 3,062 3,25тис.м3 / добу 2 0 , 11 0 , 9345 0 , 003297 0 , 11 0 , 9345 0 , 003297 2 Pвибt Py2 e 2S q 2 t 22 e 20,3215 0,003297 3,25 3,23МПа Умова t 0,1МПа Рвиб t Рвиб виконується, то приймаємо Рв ибt 3,23МПа Результати розрахунку “контрольних точок “ зведені у таблицю 5.7. Таблиця 3.7 - Основні показники розробки родовища по базовому варіанту Рік 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Рпл(t), Рвиб(t), Ру(t), МПа МПа МПа P(t), q(t), тис. n(t) МПа м3/добу 38,64 36,32 33,81 32,69 29,04 26,08 24,84 23,74 8,98 8,29 8,6 8,92 9,37 9,83 8,87 8,64 29,66 28,03 25,21 23,77 19,67 16,25 15,97 15,10 10,76 10,76 10,76 10,76 10,76 10,76 10,76 7,26 61,56 59,93 57,57 55,92 55,24 51,55 49,97 47,29 3 3 3 3 3 3 3 3 Q(t), млн.м3/рік Qвид(t), млн.м3 Qвид.к(t), тис.т 43,09 41,95 40,30 39,15 38,67 36,09 34,98 33,10 117,73 159,69 199,99 239,13 277,80 313,89 348,87 381,97 12,36 12,89 14,25 15,67 17,32 18,52 20,72 23,02 2026 2027 22,42 14,32 7,26 21,81 14,11 7,26 8,1 7,7 45,66 43,50 3 3 31,96 30,45 413,93 444,38 27,38 27,96 3.5. Результати прогнозування показників видобування газу для базового варіанту та його аналіз Виходячи із показників видобування газу Юліївського газоконденсатного родовища розробка буде проводитися на трьох режимах. Перший режим q=const буде продовжуватися 2-и роки. За цей період буде видобуто 488,7 млн.м3 природного газу, що становить 63,4% від початкових запасів газу. Видобуток конденсату складе величину 18,99тис.т. Пластовий тиск впаде із величини 32,3 МПа до 14,8 МПа. На другому режимі Ру=const рівному 3,7 МПа, який буде тривати протягом 7,5 років, тобто до закінчення періоду рентабельної розробки родовища. За цей період буде видобуто за розрахунком 717,7 млн.м3 природного газу, що становить 93% від початкових запасів. Видобуток конденсату складе величину 31,25 тис. т. Пластовий тиск впаде із величини 14,8 МПа до 3,64 МПа. Третій режим при Ру=2 МПа (протягом 2-х років) є останній для вилучення запасів вуглеводневої продукції. За цей період за розрахунком буде вилучено 722,34 млн. м3 газу (94% від початкових запасів). Видобуток конденсату 32 тис. т. Пластовий тиск впаде до 3,29 МПа. Показники розробки зведені в таблицю 5.8. Таблиця 3.8 – Прогнозні показники розробки родовища по базовому варіанту Показники Рік завершення розробки Сумарний видобуток газу на момент завершення розробки, млн. м3 Сумарний видобуток конденсату на момент завершення розробки, тис.т Коефіцієнт кінцевого газо вилучення, % Базовий варіант q – Py - Py 2027 444,8 28 92,3 Тобто добре видно, що даний варіант передбачає форсовану розробку родовища шляхом зниження вибійного тиску і поступового збільшення депресії до 10МПа. Завдяки впровадженню цього варіанту скорочується термін розро- бки родовища і досягається максимальні (за даних умов) річні відбори з одночасним винесенням з вибою пластової рідини. Він є найбільш раціональний. 3.5 Рекомендації щодо реалізації рекомендованого варіанту розробки покладу В процесі дослідно - промислової розробки газових покладів рекомендується виконувати комплекс дослідницьких робіт з метою : - уточнення геолого-промислової характеристики продуктивних горизонтів; - оцінки активності підошовних та законтурних вод, а також режим розробки покладів; - визначення темпів зниження пластових тисків в покладах та розрахунку запасів газу в них методом падіння пластового тиску; - уточнення фізико-хімічних властивостей газів та конденсатів покладів; - визначення газоконденсатної характеристики газових покладів та уточнення запасів конденсату; Рішення поставлених задач досягається при проведенні газогідродинамічних, п’єзометричних і геофізичних досліджень. Мінімальний об’єм цих робіт наведемо в таблиці 3.9. Приведений комплекс досліджень є основним і не виключає інших досліджень, необхідність в яких може виникнути в процесі проведення досліднопромислової розробки. Таблиця 3.9 - Мінімальний комплекс дослідницьких робіт № Види досліджень Мета досліджень Періодичність робіт Заміри пластових тис- Визначення пластових тис- Перед пуском свердловин в 1 ків глибинним мано- ків, оцінка наявності або від- експлуатацію, далі два рази на метром сутності води на вибої. рік Перед пуском свердло-вини. На Визначення пластових тисЗаміри статичних тисперіод ДПР - два рази на рік. У 2 ків, порівняння з глибинників випадку інтенсивного падіння ми замірами. тиску – 4 рази на рік. Визначення коефіціє-нтів фіДослідження свердло- льтраційних опорів, оптима- Перед пуском свердловин в 3 вин на продуктив- льних дебітів газу, конденса- експлуатацію. У процесі ДПР ність. ту, депресій, визначення через 6 місяців. проникності пластів. Контрольні заміри робочих тисків і тем4 ператури (у тому числі на вході в УКПГ). 5 Термобаричні дження. Поточний контроль технологічного режиму роботи свердловин. Аналіз проб води, газу, конденсату. Один раз тиждень. Аналіз води газу і конденсату - один раз на півріччя. При появі пластової води щомісяця. дослі- Контроль за роботою пластів Не рідше одного разу ;на рік. в інтервалі перфорації. Комплекс геофізич- Для оцінки початкового фоних досліджень - ГДС ну, спостереження та конт(ІННК та інш.) ролю за переміщенням ГВК 6 і обводненням пластів. Не рідше одного разу на рік. При появі пластової води в продукції - по замовленню видобувної організації Газоконденсатні дос- Визначення газоконден- Перед пуском свердловини, налідження сатної характеристики газо- далі один раз на рік. 7 вих покладів. Список використаної літератури 1. Конспект лекцій з дисципліни «Проектування розробки газових та газоконденсатних родовищ» для студентів зі спеціальності «185 – Нафтогазова інженерія та технології». – Полтава: ПолтНТУ імені Юрія Кондратюка, 2018. – 37 с. 2. Бойко В.С., Довідник з нафтогазової справи / В.С. Бойко, Р.М. Кондрат, Р.С. Яремійчук . – Львів: ІФДТУНГ, 1996. – 619 с. 3. Временный регламент составления ОПЭ и разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИгаз, 1990. – 103 с. 4. Технология добычи природных газов/ Под ред. А.Х. Мирзаджанзаде. – М. Недра, 1987. – 414 с. 5. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справ. руководство в 2-х т. Под ред. Ю.П. Коротаева, Р.Д. Маргулова. – М. – Недра, 1984. Том І – 360 с., том ІІ – 288 с. 6. Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений: Учебное пособие для вузов / С.Н. Закиров. – М.:Недра, 1989. – 334 с. 7. Кондрат Р.М. Газоконденсатоотдача пластов / Кондрат Р.М. – М.: Недра, 1992. – 255 с. 8. Рассохин Г.В. Разработка газоконденсатных месторождений с большим этажом газоносности / Г.В. Рассохин, Г.Р. Рейтенбах, Н.Н. Трегуб . – М.: Недра, 1984. – 208 с
