Исходя из соотношения Рпкр=Рв*Рн*Рп, критическое сопротивление при выделении нефтенасыщенных коллекторов следует увеличить. В подсчете запасов Рпкр принято равным 7,1 омм при О пс=0,4.
Залежь пласта БП10–11 является самым крупным объектом разработки на Тарасовском месторождении. Залежь пластовая сводовая с обширной газовой шапкой, размеры газовой шапки в пределах принятого ГНК (2529,31–3,9 м) составляют 8,5х12 км. высота 31,5 м. Газонасыщенные толщины изменяются от 4,8 м до 13,2 м. Размеры нефтяной оторочки составляют 15х17,5 км, нефтенасыщенные толщины изменяются от 4,8 до 31,8 м. Контур ВНК на средней отметке 2576,4+ – 11,2 м. с наклоном с северо-запада на юго-восток. При общей высоте залежи 79 м высота нефтяной части 47 м. В строении пласта, хотя и несколько условно можно выделить три слоя: верхний, нижний – с преобладанием слабопроницаемых пород и средний наиболее мощный и выдержанный по площади. Пласты БС10–11 выделены в один подсчетный объект, т.е. считается, что между ними нет выдержанной глинистой перемычки и гидродинамические пласты связаны между собой. Однако, как видно из структурных и мощностных построений, сделанных с использованием материалов эксплуатационных скважин, между пластами БС10 и БС11 в сводовой части структуры глинистый раздел толщиной 4 м достаточно выдержан. Это говорит о том, что газовая часть залежи пласта БС10 на большой площади (5,5х10,5 км) изолирована от нефтяной, и лишь по периметру контура газоносности полосой 1–2 км этот раздел менее 4 м. Коллекторы подгазовой зоны приурочены в основном к пласту БС10-сильно расчленены и имеют высокую прерывистость. Толщины изменяются от 0 м (скв. 78,1616) на западе до 10,4 м (скв. б7) на востоке.
По состоянию на 1.01.2000 г. на Тарасовском месторождении работали 4 УКПГ, фонд действующих скважин составлял 743 единицу.
2.1 Сеноманская залежь
Суммарный отбор из сеноманской залежи в 2000 году составил 54 млрд м3 газа, с начала разработки отобрано 1127,5 млрд.м3 или 33.3% от начально утвержденных запасов. Начальные и текущие запасы представлены в таблице №3.1
Таблица №3.1
| Месторождение, Площадь | Начальные запасы С1, млрд. м3 | Отбор газа 1.01.2000 | Текущие запасы газа млрд. м3 | % отбора от запасов | Темп отбора газа в 2000 г. |
| Тарасовское (сеноман) | 5451 | 1927,5 | 3523,5 | 33,3 | 3.00 |
Месторождение вступает в период перехода с постоянной на падающую добычу. Проектом разработки предусматривается компенсация падающей с 2002 года добычи по основной части залежи за счет подключения в работу дополнительных скважин. На сегодняшний день отсутствие необходимого финансирования ставит под сомнение продление периода постоянных отборов с ТНГКМ. Основные отборы в 2000 году приходились на установки, где имеются первые очереди ДКС.
В период постоянной добычи, начиная с 1991 года начальным проектом разработки предусматривался уровень годовых отборов 115 млрд. м3. Максимальный годовой отбор был достигнут в 1994 году и составил 78 млрд.м3. Основной причиной несоответствия фактических и проектных показателей разработки (проект 1984 г.) явилось фактическое отставание ввода в эксплуатацию производственных мощностей (УКПГ, скважины, впоследствии ДКС). Для компенсации добычи в отдельные годы на ряде УКПГ это приводило к существенным превышениям отборов (см. таблицу показателей разработки). Следствием этого явилось крайне неравномерное дренирование залежи в целом, образование значительного количества локальных депрессионных воронок, отрицательно сказывающихся на процессе разработки. Также имело место недостаточная изученность ФЕС северных УКПГ-4, (отбор на этой установке в первоначальном проекте закладывались значительно выше реальных возможностей скважин). Начиная с 1999 года, после принятия нового проекта разработки, несоответствие таких фактических показателей разработки проектным, как средний дебит на одну скважину, устьевое и пластовое давления, становится менее заметным. Фактические и суммарные отборы на УКПГ – 2,3 практически соответствуют проектным, на УКПГ – 1,4 они превышают проектные.
По состоянию на 1.01.2000 года на сеноманской залежи ТНГКМ работали 4 УКПГ. Фонд действующих скважин составлял 700 единиц, 22 скважины находились в бездействии и капремонте. В конце года на УКПГ-4 с целью «сгущения» сетки и вовлечения в разработку дополнительных дренируемых запасов были запущены в эксплуатацию 15 новых скважин. Кроме того на УКПГ-3 в настоящее время проводится бурение и освоение еще 28 скважин. На данном этапе разработки дренируется вся площадь сеноманской залежи кроме самых северных и южных участков.
Анализ дренируемых запасов показывает, что наименее дренируемые запасы находятся в зонах УКПГ – 3,4 и составляют соответственно 208, 552 млрд. м3 газа (см. таблицу №3.2)
Таблица №3.2
| УКПГ | 01.91 г | 01.92 г. | 01.93 г | 01.94 г | 01.95 г | 01.96 г | 01.97 г. | 01.98 г. | 01.99 г. | 2000 г. |
| УКПГ-1 | 653 | 662 | 682 | 657 | 653 | 640 | 635 | 634 | 628 | 625 |
| УКПГ-2 | 722 | 692 | 666 | 660 | 696 | 684 | 676 | 671 | 665 | 660 |
| УКПГ-3 | 501 | 520 | 537 | 546 | 620 | 605 | 605 | 581 | 561 | 552 |
| УКПГ-4 | - | - | - | - | 59 | 111 | 166 | 190 | 201 | 208 |
| Месторож-дение | 2974 | 3033 | 3181 | 3492 | 3678 | 3718 | 3739 | 3727 | 3685 | 3676 |
В будущем вовлечение в разработку новых скважин позволит снизить объемы перетоков из этих зон в центральные зоны месторождения.
Средние пластовые давления по зонам УКПГ снизились с начала разработки практически в 2 раза и по зонам УКПГ, где работают первые очереди ДКС, составляют от 52,9 до 54, ата. В зонах УКПГ – 4,3 пластовые давления составляют соответственно 64,4 и 86,9 атм. Темп падения пластового давления по всем зонам УКПГ стабилизировался и за последний год составляет от 4,3 до 4,8 атм (см. табл. показателей). Представленная карта изобар на 1.01.2000 года показывает, что зона, из которой отбирается максимальное количество газа, контролируется изобарой 65 ата. Контроль за изменением пластового давления в эксплуатационной зоне ведется по всему фонду не реже 2-х раз в год. Для контроля в периферийной части пробурены одиночные наблюдательные, а также ряд пьезометрических скважин. Пластовые давления замеряются также и в ряде разведочных скважин.
Итак, месторождение по сеноманским отложениям находится в фазе активного пластового водопроявления, основной причиной которого является некачественное обсаживание эксплуатационных колонн. В свете интенсивного подъема ГВК в последнее время особое значение приобретает правильное регулирование оптимальных отборов по кустам в технологических режимах, качественное проведение капитальных ремонтов скважин. В случае невозможности проведения водоизоляционных работ одновременно на большом количестве проблемных скважин в целях избегания полной обводненности и остановок скважин, депрессии и скорости потока в скважинах должны обеспечивать вынос пластовой воды. С другой стороны технологические режимы работы скважин должны обеспечивать безгидратную работу шлейфов, уменьшение перерасхода метанола, безаварийную эксплуатацию устьевых обвязок. Еще более важное значение установление технологических режимов приобретает для скважин и кустов, не подтвержденных на сегодняшний день пластовым водопроявлениям, в свете прогноза подъема ГВК, анализа возможного попадания в ближайшем будущем в интервалы «суперколлектора», некачественного цементажа.
Таким образом, месторождение вступает в период, когда без надлежащего финансирования проектные отборы даже 2000–2002 года будут труднодостижимы, и связано это не только с отсутствием средств на расширение участков, но и отставанием ввода вторых очередей ДКС, возможным выбытием из действующего фонда «старых» скважин.
Технологические показатели разработки представлены в таблице №3.1.
3. Цели и задачи гидродинамических исследований газовых скважин на установившихся режимах
Стандартные исследования газовых скважин проводят с целью определения следующих параметров:
1. Геометрические характеристики залежи, в частности общие размеры газоносного резервуара, изменение общей и эффективной мощности пласта по площади и разрезу, границы газоносной залежи, размеры экранов и непроницаемых включений, положение газоводяного контакта и его изменение в процессе разработки;
2. Коллекторские и фильтрационные свойства пласта (пористость, проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность, сжимаемость пласта, газонасыщенность, пластовые, забойные и устьевые давления и температуры), их изменение по площади и разрезу пласта, а также по стволу газовой скважины;
3. Физико-химические свойства газа и жидкостей (вязкость, плотность, коэффициент сжимаемости, влажность газа), условия образования гидратов и их изменение в процессе разработки залежи;
4. Гидродинамические и термодинамические условия в стволе скважины в процессе эксплуатации;
5. Изменение фазовых состояний при движении газа в пласте, стволе скважины и по наземным сооружениям в процессе разработки залежи;
6. Условия скопления и выноса жидкости и твердых примесей из забоя скважины, эффективность их отделения;
7. Технологический режим работы скважин при наличии различных факторов, таких, как возможность разрушения призабойной зоны пласта, наличие подошвенной воды, влияние температуры продуктивного пласта и окружающей ствол скважины среды, многопластовость и неоднородность залежи.
4.1 Фильтрация по двучленному закону