Объект I является основным по объемам запасов и добычи газа и конденсата на Лицензионном участке.
Объект I находится в эксплуатации с 2002 года. Общий эксплуатационный фонд на сегодняшний день по объекту составляет 28 скважины, из них три совместных с объектом II. На долю объекта I приходится 97,3 % от суммарной добычи газа и конденсата.
Лицензионный участок в последние годы активно разбуривается [1-5]. За счет постоянного ввода новых скважин годовая добыча газа и конденсата продолжает расти. В 2011 году, несмотря на продолжающийся ввод в эксплуатацию новых скважин, добыча газа и конденсата по объекту немного снизилась, падение составило 1 %. В 2012 году добыча газа стабилизировалась и в 2013 году был достигнут максимальный уровень – 830,3 млн. м3. Графики изменения основных показателей по объекту I приведены на рисунке 1.
Рисунок 1 - Динамика основных показателей разработки месторождения в пределах Лицензионного участка. Объект I
На 01.01.2014 г. в действующем эксплуатационном фонде объекта I числится 25 скважин. Накопленная добыча газа составила 5609,0 млн. м3. Отобрано 13,7 % геологических запасов газа категории С1. Темп отбора от начальных геологических запасов – 2,0 %. Суммарная добыча стабильного конденсата – 1091,0 тыс. т. Текущий КИК – 0,128. Отбор от начальных извлекаемых запасов составил – 19,7 %. Темп отбора от НИЗ – 2,8 %.
За весь период разработки на объекте I Лицензионного участка месторождения в добыче газа и конденсата участвовало 29 скважин. В среднем на одну газовую скважину, участвовавшую в добыче, приходится 193,4 млн. м3 газа и 37,6 тыс. т конденсата.
Средний дебит газа по объекту составил 112,7 тыс. м3/сут на скважину. Более половины скважин (52 %) эксплуатируются с дебитами ниже 100 тыс. м3/сут. Одиннадцать скважин (44 %) эксплуатируются с дебитами от 100 до 200 тыс. м3/сут. Высокодебитной является одна скважина (скв. № 2102ses), ее дебит – 221,9 тыс. м3/сут.
Особенностью разработки продуктивных пластов объекта I является неравномерность их выработки. На сегодняшний день минимальный объем запасов газа отобран из нижнего пласта - БУ171-2, его величина составляет 5,0 %. Максимальный объем геологических запасов газа отобран из пласта БУ161-4, его величина – 20,2 %.
Можно отметить, что выработка запасов по площади также осуществляется неравномерно. Практически половина суммарной добычи газа и конденсата приходится на скважины, расположенные в северо-западной части лицензионного участка: №№ 210ses, 2100ses, 2102ses, 2103ses, 4074zjar. Добыча, в основном, ведется из пласта БУ161-4, лишь 17,2 % добычи скважин приходится на пласт БУ171-2. Скважины, расположенные за пределами внутреннего контура газоносности характеризуются меньшими показателями отбора от НГЗ.
Разработка пластов ведется на режиме истощения. Начальное пластовое давление пласта БУ161-4 составляет 32,8 МПа, пласта БУ171-2 – 33,3 МПа. По данным, замеров пластового давления по скважинам , средняя величина пластового давления в 2013 году составила по пласту БУ161-4 – 24,1 МПа, по пласту БУ171-2 – 23,9 МПа. Динамика пластового давления представлена на рисунках 2, 3.
Как видно из представленных графиков, пластовое давление по залежи характеризуется трендом на понижение. Изменение давления происходит довольно равномерно. Небольшое увеличение пластового давления в 2005, 2007 и 2010 годах связано с вводом в разработку новых скважин, пластовое давление которых близко к первоначальному.
Рисунок 2 - Пласт БУ161-4. Динамика пластового давления
Рисунок 3 - Пласт БУ171-2. Динамика пластового давления
В среднем по пластам БУ161-4 и БУ171-2 пластовое давление упало на 30 % относительно первоначального. Однако, в связи с тем, что замеры текущего пластового давления имеются только по скважинам Лицензионного участка, судить о снижении пластового давления всей залежи можно лишь по косвенным признакам.
Характер разработки пластов обусловил формирование текущего поля пластовых давлений. Зона низких давлений сформировалась в районе скважин, характеризующихся максимальными отборами, что способствовало более быстрому темпу падения пластового давления. Минимальная величина текущего пластового давления отмечена в районе скважин №№ 210ses, 2101_4ses, 2104ses, 4061ses, 4062ses и составила 22 МПа.
Приведенный на рисунке 4 профиль пластового давления, построенный по пласту БУ161-4 с юга на север (по линии скважин №№ 401-4011-4133-4131-4061-4071-4074-2103) показывает, что в залежи сформирована единая пьезометрическая воронка.
Рисунок 4 – Профиль пластового давления по пласту БУ161-4
Необходимо отметить, что из-за отсутствия замеров пластового давления в 2012 году по скв. № 4074zjar для построения профиля давлений взят более ранний замер.
Таким образом, характер распределения пластового давления свидетельствует о хорошей газодинамической связи продуктивных отложений по всей площади газоносности пласта БУ161-4 и позволяет рассматривать процесс разработки залежи как единой газодинамической системы.
С целью изучения состояния выработки запасов газа по разрезу продуктивных пластов были проанализированы результаты промыслово-геофизических исследований, проведенных в скважинах с 2005 по 2013 годы. За этот период были исследованы 26 скважин. В них выполнено 42 исследования. Исследовались скважины методами РГД, СТД, термометрии и шумометрии. Строились профили притока, оценивалось наличие внутрипластовых и заколонных перетоков газа, выявлялись источники обводнения. Следует отметить, что не все комплексы ПГИ были выполнены в полном объеме по техническим причинам (прихват приборов и др.).
По результатам проведенных исследований, нарушение целостности эксплуатационных колонн, наличие внутрипластовых и заколонных перетоков газа было выявлено лишь в трех скважинах (15 % исследуемого фонда), таким образом, техническое состояние скважин можно признать удовлетворительным.
Изучение процесса выработки запасов газа в разрезе пластов методами потокометрии позволяет определить не только характер подключения вскрытых перфорацией пропластков в работу и интенсивность выработки того или иного продуктивного интервала, но и получить численную характеристику - коэффициент работающей толщины (Кр.т.), которая является аналогом статической составляющей коэффициента охвата. Величина коэффициента находится как частное от деления суммы толщин всех работающих интервалов на перфорированную газонасыщенную толщину исследуемого разреза пласта.
По результатам ПГИ, проведенным в скважинах, которые эксплуатируют пласты БУ161-4 и БУ171-2 определено, что основная доля, работающих интервалов приходится на верхний пласт БУ161-4 (от 66 % до 78 %), лишь в скважине № 4072zjar пласты имеют практически равные доли притока.
Средняя величина коэффициента работающих толщин по пласту БУ161-4 составляет 0,61, по пласту БУ171-2 – 0,75.
На объекте I три скважины осуществляют совместную эксплуатацию с объектом II, была проведена оценка интенсивности притока пластов, относящихся к разным объектам.
Так, например, скв. № 4092zjar первоначально эксплуатировалась на пласт БУ161-4 (объект I), в 2011 году был приобщен пласт БУ172 (объект II). Основной приток в скважину происходит из пласта БУ161-4 в интервале 3712.0 - 3714.2 м, его вклад в работу скважины составляет 89 %. Из интервала 3714.2 - 3715.0 м притока не отмечается (перекрыт застойной жидкостью). Характеристика работы пласта БУ172 проведена оценочно, так как интервал перфорации 3803.0 - 3812.0 м находится в зоне остановки прибора вследствие загрязненности, интервал 3805.0 - 3806.0 м отмечается как слабоработающий. Ниже остановки прибора интервал перфорации 3807.0 - 3812.0 м засыпан, поэтому оценить его работу не представляется возможным. Результаты исследования согласуются с промысловыми показателями добычи, средний дебит газа по пласту БУ161-4 составляет 50,9 тыс. м3/сут, по пласту БУ172 – 7,3 тыс. м3/сут.
Зная величину коэффициентов работающих толщин можно оценить объем дренируемых запасов, который по пласту БУ161-4 оценивается в объеме 14,2 млрд. м3, по БУ171-2 – 13,1 млрд. м3. В целом по объекту I объем дренируемых запасов составляет 27,3 млрд. м3 (геологические запасы объекта 40,9 млрд. м3).
Оценку дренируемых запасов можно выполнить еще одним методом – методом падения давления. Для оценки дренируемых запасов объекта I построена зависимость приведенного средневзвешенного пластового давления от накопленного отбора пластового газа. Зависимость представлена на рисунке 5, из которого видно, что на настоящий момент времени дренируемые запасы пластового газа по объекту I составляют порядка 26,2 млрд. м3.
Сравнивая величину дренируемых запасов, полученную по методу падения давления и определенную через коэффициенты работающих толщин, видим, что разница между полученными значениями составляет 1,1 млрд. м3. Относительная погрешность -4,2 %.
Рисунок 5 – Зависимость приведенного пластового давления от накопленных отборов пластового газа по объекту I
Таким образом, величину дренируемых запасов по объекту I действующим фондом скважин с достаточной долей вероятности можно оценить в диапазоне от 26,2 до 27,3 млрд. м3 (66 % от геологических запасов объекта).
Проведенный анализ показал, что существующей сеткой скважин проблематично вовлечь в разработку все геологические запасы, отнесенные к категории С1. Для улучшения состояния разработки необходимо бурение и ввод в эксплуатацию проектных скважин и проведение мероприятий по интенсификации профилей притока в действующих эксплуатационных скважинах.