- •1.Краткая геологическая характеристика сеноманской залежи
- •1.1.Общие сведения о месторождении
- •1.1.1.Краткие сведения о геологическом изучении и истории открытия месторождения
- •1.2.Краткая геологическая характеристика зоны дренирования
- •1.3.Отличительные особенности зоны дренирования укпг-2
- •2.Анализ показателей разработки в зоне дренирования укпг-2
- •2.1. Проектные показатели разработки
- •2.2.Сопоставление фактических показателей разработки с проектными
- •2. 4.Изменение пластового давления в процессе разработки
- •2. 3.Состояние эксплуатационного фонда скважин
- •2. 5. Анализ изменения дебита скважин
- •2. 6.Анализ изменения устьевого давления во времени по скважинам
- •7.Анализ изменения положения гвк в результате продвижения воды в залежь
- •2.8 Прогноз основных показателей разработки на период до2010 года
- •2. 9.Краткий анализ работы системы сбора и подготовки газа на
- •2.10. Уточнение срока ввода дкс на укпг-2.
- •3.Определение запасов газа в зоне дренирования укпг-2
- •3.1.Определение запасов газа объемным методом
- •3.1.1 Характеристика исходной информации
- •3.1.2 Площадь газоносности
- •3.1.3.Газонасыщенная мощность коллекторов
- •3.1.4 Коэффициент открытой пористости коллекторов
- •3.1.5 Коэффициент проницаемости
- •3.1.6 Коэффициэнт газонасыщенности
- •3.1.7. Начальное и конечное пластовое давление
- •3.1.8 Поправка на температуру
- •3.1.9. Суть расчета начальных запасов газа объемным методом на
- •3.1.10. Расчет начальных запасов газа эксплуатационной зоны
- •3.1.11. Обоснование категорийности запасов
- •3.1.12.Сравнение начальных запасов газа по разрабатываемым зонам сеноманской залежи, подсчитанные
2.2.Сопоставление фактических показателей разработки с проектными
Район УКПГ-2 эксплуатиpуется 88 скважинами ( по пpоекту 96 скважин) пpи дебите 916 т.м3/сут. Отбоp с начала года составил 25.7 млpд.м3. Всего с начала pазpаботки отобpано 180.7млpд.м3 (на 1.03% выше проектного). Среднее пластовое давление по эксплуатационной зоне на 1.1атм ниже проектного. Несоответствие фактических и проектных показателей является следствием превышения фактических отборов над проектными, а также, предположительно, неподтверждением запасов газа по эксплуатационной зоне УКПГ-2. Рассматривая динамику изменения темпа падения пластового давления с начала разработки, следует отметить значительное увеличение последнего в 1992 году. Это связано с прекращением перетоков газа из зоны УКПГ-3, вследствие вывода последней на проектную мощность.
Таблица 2.2.1
Показатели
|
1986 факт/пр-т |
1987 факт/пр-т |
1988 факт/пр-т |
1989 факт/пр-т |
1990 факт/пр-т |
1991 факт/пр-т |
1992 факт/пр-т |
1993 факт/пр-т |
1994 факт/пр-т |
1995 факт/пр-т |
Годовой отбор,млрд.м3 |
3.385/8.0 |
26.664/30.0 |
33.506/30.0 |
32.674/30.0 |
32.951/30.0 |
32.93/30 |
31.9/30.0 |
29.7/30.0 |
28.88/30.0 |
25.59/30.0 |
Суммарный отбор,млрд м3 |
3.385/8 |
30.049/38 |
63.555/68 |
96.229/98 |
129.18/128 |
162.11/158 |
194.0/188 |
223.7/218 |
252.6/248 |
278.19/278.0 |
Дебит,м3/сут. |
1430/1500 |
1440/1300 |
1200/1100 |
1030/1000 |
1050/1000 |
1028/1000 |
1031/1000 |
916/1000 |
726/1000 |
731/1000 |
Количество скважин,шт. |
31/19 |
80/84 |
87/96 |
88/96 |
88/96 |
88/96 |
88/96 |
88/96 |
96/96 |
96/96 |
Устьевое давление,ата |
96.0/99.2 |
94.7/96.7 |
94.1/94.1 |
91.0/90.6 |
83.9/86.5 |
79.2/82.3 |
73.7/78.1 |
69.9/73.8 |
63.6/69.4 |
60.3/65.0 |
Пластовое давление по эксп.зоне,ата |
115/116.1 |
113.5/111.8 |
110.6/107.5 |
106.2/103.1 |
99.3/98.7 |
93.8/94.4 |
87.6/89.9 |
83.3/85.5 |
77.4/81.0 |
73.1/76.5 |
Пластовое давление всего, ата |
|
|
110.8 |
106.7 |
100.4 |
95.1 |
89.0 |
84.8 |
79.2 |
75.2 |