2.3 Анализ выполнения проектных решений

Заполярное месторождение открыто в 1965 г.

Первой в 2001 году в промышленную разработку введена сеноманская залежь газа. Разработка залежи находится в стадии постоянной добычи газа в условиях проявления упруговодонапорного режима.

Нефтегазоконденсатные залежи нижнемеловых отложений введены в опытно-промышленную эксплуатацию в 2011году.

К₂s пласт ПК1 (сеноманская залежь газа)

- накопленная добыча газа (категория А+В+С1 ) – 1099145  млн.м³;

- пластовое давление (рисунок 2.5) – 7,97 МПа (снизилось на 38,6 % от начального);

- максимальный подъем ГВК – 22,0 м;

- выработка от начальных запасов –39,0%;

- добыча газа за 2013 год – 102281 млн.м³;

-фонд газовых скважин – 533 (действующие – 488; наблюдательные – 37; поглощающие – 8).

Пробуренный фонд скважин соответствует проектному (таблица 2.4).

В 2013 году добыча газа согласно проекта разработки планировалась в объеме 115000 млн.м³. Фактически добыто на 12719 млн.м³ меньше (11,1%). С начала разработки отобрано газа ниже проектного уровня на 28262 млн.м³ (2,5%).

Отставание фактических показателей разработки от проектных показателей в основном обусловлено снижением потребительского спроса на газ.

В соответствии с проектными решениями, принятыми в «Дополнениях к проекту разработки сеноманской залежи Заполярного НГКМ», на месторождении в 2011-2013 гг. осуществлено бурение и ввод в эксплуатацию 42 скважин (18 на УКПГ-1С, 12 на УКПГ-2С и 12 на УКПГ-3С).

Детальный анализ результатов гидрохимического контроля наличия пластовой воды позволил сделать вывод, что скважины, выносящие пластовую воду, на сеноманской залежи Заполярного месторождения по состоянию на 01.01.2013 отсутствуют.

В связи с незначительным подъемом ГВК и наличием песчано-жидкостных пробок, не снижающих дебит скважин, в выполнении работ по изоляции пластовых вод и удален ию ПГП в настоящее время необходимости нет.

Анализ работы систем подготовки газа на Заполярном месторождении позволяет сделать заключение, что они до ввода в эксплуатацию промысловых ДКС будут работать в благоприятных условиях и обеспечат качество подготовки газа в соответствии с требованиями отраслевого стандарта.

Анализ фактического состояния системы контроля разработки сеноманской газовой залежи Заполярного месторождения, объем и характер поступающей геолого-промысловой (и специальной) информации позволяет сделать вывод о своевременности и целостности выполнения программы исследований согласно действующему проектному документу.

Рисунок 2.5 - Карта изобар сеноманской залежи

Текущее пластовое давление 26,4 МПа за период разработки снизилось на 3,1 МПа (начальное 29,5 МПа).

Поэтапный ввод в эксплуатацию нефтяной оторочки предусматривался на четвертый год после начала разработки газоконденсатных частей залежей. В связи с отставание сроков начала разработки газоконденсатных частей и изменившимися представлениями о геоглогическом строении месторождения, проектные решения в части нефтяных оторочек пласта требуют уточнения.

Таблица 2.4 - Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2014 г.

			Количество скважин
Характеристика фонда скважин	Сеноман	Нижнемеловые залежи				Всего
	К2s пласт ПК1	К1br пласт БТ6-8	К1v пласт БТ10/1	К1v пласт БТ11	Всего нижнемеловые залежи	по месторождению
Пробурено	488	86	54	-	140	628
Переведены из разведочных	-	2	-	2	4	4
Возвращены с других горизонтов	-	-	-	-	-	-
Всего	488	88	54	2	144	632
в том числе	-	-	-	-	-	-
действующие	488	85	54	-	139	627
бездействующие	-	1	-	-	1	1
в освоении после бурения	-		-	-	-	-
в консервации	-	2	-	2	4	4
в ожидании ликвадиции	-		-	-	-	-
переведены на другие горизонты	-		-	-	-	-
наблюдательные	-	-	-	-	-	-
ликвидированные	-	-	-	-	-	-
Пробурено	45	-	-	-		45
Всего	45	-	-	-	-	45
в том числе:	-	-	-	-	-	-
наблюдательные	37	-	-	-	-	37
поглощающие	8	-	-	-	-	8
в освоении после бурения	-	-	-	-	-	-
водозаборные	-	-	-	-	-	-

Нижнемеловые залежи

В период с 2009 по 2013 год нижнемеловые залежи находились в опытно-промышленной эксплу атации (ОПЭ).

По состоянию на 01.01.2014 в разработке находятся только газовые шапки двух объектов - пласты БТ_6-8 и БТ₁₀¹.

Основные задачи ОПЭ газоконденсатной части залежи: уточнение геологического строения, опробование технологий строительства субгоризонтальных скважин, уточнение начального конденсатосодержания, определение динамики фазового поведения газоконденсатных систем и изменения состава пластовой смеси при снижении пластового давления, уточнение продуктивной характеристики скважин, установление оптимального технологического режима.

Решения действующего проектного документа для газоконденсатной части залежи выполнены в полном объеме.

Нефтяная оторочка пласта БТ₁₀¹ в ОПЭ не введена. В соответствии с проектным документом в полном объеме реализована программа доразведки.

По результатам работ, в 2012 году выполнен и утвержден в ГКЗ Роснедра подсчет запасов углеводородов (протокол № 2762-ДСП от 27.04.2012).

В результате пересчета запасов по нижнемеловым отложениям месторождения запасы газа сократились на 26%, извлекаемые запасы конденсата на 33 %, извлекаемые запасы нефти на 53 %. ГКЗ Роснедра рекомендовала ООО «Газпром добыча Ямбург» при составлении технологической схемы разработки предусмотреть программу доразведки нефтяных оторочек (п.3.8 протокола ГКЗ), провести доизучение нефтяной части залежи пласта БТ_6-8, доизучение нефтяной оторочки в районе северного периклинального окончания залежи пласта БТ₁₀, восточных залежей БТ₁₁⁰, БТ₁₁, предполагающее бурение доразведочных скважин (п.3.7 протокола ГКЗ).

По состоянию на 01.01.2014 в целом на нижнемеловые залежи пробурено 140 добывающих газоконденсатных скважин, четыре скважины переведены из разведочного фонда и находятся в консервации (таблица 2.4).

Пробуренный фонд соответствует проектному значению. Количество действующих скважин на четыре скважины больше чем по проекту (по проекту 135, по факту - 139).

По состоянию на 01.01.2014 из объектов нижнемеловых отложений отобрано 29434 млн. м³ газа газовых шапок, что на 8276 млн. м³ (21,9%) меньше проектного (37710 млн. м³) и 4539 тыс. т конденсата – на 1181(20,6%) меньше проектного (5720 тыс. т). Отбор от НГЗ газа газовых шапок – 5,5 % (по проекту– 7,1 %), текущий КИК – 0,047 (по проекту– 0,060).

За 2013 г. добыто 15251 млн. м³ газа газовых шапок (по проекту– 15620 млн. м³) и 2335 тыс. т конденсата (по проекту– 2330 тыс. т). Темп отбора газа от НГЗ – 2,9 %.

Отставание уровней добычи от прогнозных обусловлено незначительным отставанием сроков начала ОПЭ нижнемеловых залежей.

Объект I (пласт БТ_6-8)

- накопленная добыча газа (категория В+С1) – 16896 млн.м³;

- текущее пластовое давление –24,8 МПа (снизилось на 2,5МПа от начального);

- добыча газа газовой шапки за 2013 год –8846 млн.м³;

- выработка от начальных запасов – 5,6 %;

- текущий КИК – 0,053 (по расчету – 0,052);

- темп отбора газа от НГЗ – 2,9 %.

-общий фонд скважин – 88 (добывающих газовых – 86 (действующие – 85 бездействующие – 1), в консервации – 2 (переведены из разведочного фонда).

Пробуренный фонд соответствует проектному значению. Количество действующих скважин больше на четыре скважин (по проекту – 81, по факту – 85).

В 2013 году газа добыто на 846 млн м³ (10.6%)больше чем предусмотрено проектом, конденсата больше на 176 тыс.т. (13,4%) от проектного.

Несоответствие накопленной и годовых уровней добычи углеводородов от прогнозных обусловлено отставанием сроков начала опытно-промышленной разработки объекта и продуктивностью скважин.

Текущее пластовое давление 24,8 МПа за период разработки снизилось на 2,5 МПа (начальное 27,3 МПа).

Объект II (пласт БТ₁₀¹)

По состоянию на 01.01.2014 пробурено 54 добывающие газовые с кважины.

Пробуренный фонд соответствует проектному значению. Количество действующих скважин соответствует проектному значению (по проекту 54, по факту - 54).

По состоянию на 01.01.2014 отобрано 12538 млн. м³ газа газовой шапки (по проекту 18970 млн. м³) и 1667 тыс. т конденсата (по проекту 1600 тыс. т). Отбор от НГЗ газа газовой шапки – 6,5 % (по расчету 7,6 %), текущий КИК – 0,058 (по проекту – 0,057).

За 2013 г. добыто 6405 млн. м³ газа газовой шапки (по расчету 7620 млн. м³) и 849 тыс. т конденсата (по расчету 1020 тыс. т). Темп отбора газа от НГЗ – 3,3 %.

Несоответствие накопленной и годовых уровней добычи углеводородов от прогнозных обусловлено отставанием сроков начала ОПЭ объекта и продуктивностью скважин.