1.3.Отличительные особенности зоны дренирования укпг-2

На основании анализа всего фактического материала и проведенных исследований установлено,что распространение глинистых пачек трансгрессивных продциклов охватывает по зону УКПГ-2,хотя внутренняя их часть в некоторых районах значительно опесчанивается.Тем не менее кровельная и подошвенная части пачек глин уверенно следятся по всей площади.Однако не исключается возможность наличия литологических “окон”,образовавшихся за счет эррозионного вреза вышележащих песчаников.Дальнейшие исследования позволят установить отсутствие либо наличие таковых.

Отложения регрессивных подциклов характеризуются изменением песчанисости по площади.Западнее оси складки отмечается значительная глинизация.Разрез в этой части структуры представлен песчаниками с обилием глинистых прослоев мощностью 1-2 м,реже 5 м. В восточном направлении преобладают пески, прослои глин частично или полностью замещаются песками.

В пределах 216 и 208 кустов скважин закономерности распространения коллекторов и глинистых прослоев выражены более ярко.На блоковых разрезах хорошо выделяется резкая литологическая изменчивость продуктивной толщи. Если основные трансгрессивно-регрессивные подциклы выделяются уверенно, то внутри этих горизонтов на небольших расстояниях происходят существенные изменения,обусловленные условиями формирования этих отложений.

2.Анализ показателей разработки в зоне дренирования укпг-2

2.1. Проектные показатели разработки

Особенности геологического строения сеноманской залежи продуктивной толщи и характер связи газонасыщенной части залежи, относящейся к типу водоплавающей с пластовой водонапорной системой,позволяют предполагать возможное проявление в процессе разработки месторождения упруго-водонапорного режима.

Прогнозные расчеты показали, что продвижение воды, особенно в начальный период разработки месторождения, существенного влияния на характер снижения пластового давления в газовой залежи не окажет. Поэтому расчеты изменения пластового давления производились из условия газового режима работы залежи.

Расчеты по распределению пластового давления в залежи и в зонах расположения скважин каждого УКПГ проводились по методу конечных элементов,который является одной из переспективных разновидностей метода конечных разностей.

В таблице 2.1.1. приведены основные показатели разработки по УКПГ-2 Ямбургского месторождения.

При расчетах показателей разработки принят технологический режим постоянного дебита на период постоянной добычи и постоянной мощности ДКС и числа эксплуатационных скважин на период падающей добычи.

Средний рабочий дебит проектных эксплуатационных скважин принят 1000тыс.м3/сут.

Опыт эксплуатации месторождений Тюменской области показал,что в период выхода на постоянную добычу средние дебиты скважин превышают пректные.В первые годы разработки в период отставания обустройства число скважин недостаточно,хотя существует запас давления для обеспечения процессов осушки, а добывные возможности и депрессии позволяют увеличить начальный рабочий дебит. Поэтому в проекте в период нарастающей добычи рекомендуется дебиты 1500,1300,1100 тыс.м3/сут.,что отвечает фактическим условиям освоения Уренгойского и Медвежьего месторождения. При определении количества скважин коэффициент эксплуатации принят равным 0,9(330 суток) , резерв эксплуатационных скважин принят равным 20%.

При распределении по площади газоносности годового отбора учитывались ранее принятые решения по разработке и обустройству месторождения на годовую добычу 125 млрд.м3,т.е. количество УКПГ в начальный период эксплуатации принято равным 7, а производительность их увеличена с 18 до 26,5 млдр.м3/год. Таким образом ,с основного по размерам собственно Ямбургского поднятия, запасы которого оцениваются в объеме 4,2 трлн.м3,годовой отбор составит 4,4% от запасов.

За 18 лет разработки добыча газа из основного поднятия превысит 66% от начальных запасов и, начиная с 19 года,месторождение должно вступить в заключительный период своей эксплуатации - период падающей добычи .

В целом разработка Ямбургского месторождения характеризуется следующими показателями. Период постоянных отборов составляет 13 лет. Начиная с 2004 года месторждение перейдет на падающую добычу. Суммарная мощность ДКС достигнет 1105,6 тыс.кВт. Фонд эксплуатационных скважин, необходимый для обеспечения планируемого годового отбора с учетом 20% резерва будет равен 673.

Таблица 2.1.1.

	отбор газа			Q			РПЛ		Депрес-			Кол-во		Руст		Рна вх.		Мощность			V на
Годы	год	сум						сия			скважин				в ДКС		ДКС			забое
	млрд.м3			тыс.м3/сут			кгс/см2		кгс/см2					кгс/см2		кгс/см2		МВТ			м/сек
1986	8.0	8.0	1500.0		116.1					2.7	19		99.2		99.0		0		7.3
1987	30.0	38.0	1300.0		111.8					2.3	84		96.7		96.5		0		6.6
1988	30.0	68.0	1100.0		107.5					1.9	99		94.1		93.8		0		5.8
1989	30.0	98.0	1000.0		103.1					1.7	96		90.6		90.4		0		5.5
1990	30.0	128.0	1000.0		98.7					1.8	109		86.5		86.2		0		5.8
1991	30.0	158.0	1000.0		94.4					1.9	109		82.3		82.1		0		6.1
1992	30.0	188.0	1000.0		89.9					1.9	109		78.1		77.8		0		6.5
1993	30.0	218.0	1000.0		85.5					2.0	109		73.8		.73.5		2.2		6.9
1994	30.0	248.0	1000.0		81.0					2.2	109		69.4		69.1		9.3		7.3
1995	30.0	278.0	1000.0		76.5					2.3	109		65.0		64.7		17.2		7.8
1996	30.0	308.0	1000.0		72.0					2.4	109		60.5		60.1		26.2		8.4
1997	30.0	338.0	1000.0		67.4					2.6	109		55.8		55.4		36.6		9.1
1998	30.0	368.0	1000.0		62.7					2.8	109		51.0		50.6		48.8		9.9
1999	30.0	398.0	1000.0		58.0					3.1	109		46.1		45.6		63.3		10.9
2000	30.0	428.0	1000.0		53.2					3.4	109		40.9		40.3		81.2		12.1
2001	30.0	458.0	1000.0		48.4					3.7	109		35.4		34.7		104.2		13.6
2002	30.0	488.0	1000.0		43.5					4.2	109		29.4		28.6		136.0		15.6
2003	30.0	518.0	1000.0		38.5					4.8	109		22.7		21.6		186.1		18.3
2004	28.0	546.0	868.3		33.8					4.5	109		19.7		18.7		186.1		18.4
2005	24.4	570.4	759.0		29.6					4.3	109		16.8		16.0		186.1		18.8.
2006	21.3	591.8	662.9		26.0					4.1	109		14.3		13.6		186.1		19.1
2007	18.6	610.4	579.6		22.7					4.0	109		12.0		11.3		186.1		19.6
2008	16.3	626.7	507.2		19.8					3.9	109		9.8		9.2		186.1		20.2
2009	14.2	640.9	440.9		17.3					3.8	109		8.1		7.4		186.1		20.8
2010	12.4	653.3	383.6		15.1					3.7	109		6.4		5.8		186.1		21.6
2011	10.7	664.0	331.2		13.1					3.6	109		5.1		4.5		186.1		22.4
2012	9.3	673.3	285.5		11.5					3.6	109		3.9		3.3		186.1		23.3
2013	7.9	681.2	243.9		10.0					3.5	109		2.9		2.4		186.1		24.0
													Продолжение табл. 2.1.1.
	отбор газа			Q			РПЛ		Депрес-			Кол-во		Руст		Рна вх.		Мощность			V на
Годы	год	сум						сия			скважин				в ДКС		ДКС			забое
	млрд.м3			тыс.м3/сут			кгс/см2		кгс/см2					кгс/см2		кгс/см2		МВТ			м/сек
2014	6.8	688.0	207.0		8.8					3.4	109		2.2		1.6		186.1		24.7
2015	5.7	693.7	175.2		7.7					3.2	109		1.6		1.1		186.1		25.3