Характеристика технологических показателей разработки

Газовая залежь XIIIа пласта представляет собой первый объект разработки. XIIIа пласт залегает на глубине 1270−1292 м. Почти по всей продуктивной площади газовая залежь подстилается подошвенной водой и только небольшой участок в своде насыщен газом на полную мощность. Общая толщина изменяется от 23 до 28 м, эффективная газонасыщенная толщина 7,2 — 14,2 м. Коэффициенты пористости и газонасыщенности равны соответственно 0,30 и 0,18.

В пределах залежи пласт испытан в скважине No 1 -Заречная (l-Zr) в интервале 1309−1324 м. При испытании из скважины получены притоки газа с дебитом 5,6 — 9,8 тыс. м3/сут (на четырех режимах dшт — 4 мм) величина депрессии составляла 9,7- 11,4 МПа. На всех режимах присутствовала вода:

0,8−2,6 м3/сут. На всех режимах интенсивное гидратообразование.

Скважина исследовалась на приток при стационарных и нестационарных режимах фильтрации, в результате чего были определены значения проницаемости пласта и коэффициентов фильтрационных сопротивлений в уравнении притока газа к скважине.

По фильтрационным характеристикам, полученным в процессе опробования, коллектора в залежи относятся к низкопроницаемым. Величина проницаемости коллекторов призабойной зоны пласта, полученная при обработке результатов исследований скважины — 0,9Ч10−3 мкм2. По лабораторным данным проницаемость коллекторов составляет в среднем.

20Ч10−3 мкм2. Коэффициенты фильтрационного сопротивления составили;

«А» = 95 сутЧ (кгс/см2)2 /тыс. м3; «В"=134 [(сутЧс/см2)2] /тыс.м3.

Для газодинамических расчетов технологических показателей разработки объекта приняты следующие исходные данные:

рабочие дебиты составили 2 — 4 тыс. м3/сут (в зависимости от варианта);

максимальная депрессия — 0,7 МПа.

Газовая залежь ХIIб пласта представляет собой второй объект разработки, и содержит 29% всех дренируемых запасов. Пласт залегает на глубине 1230−1280 м. По большей части площади залежь подстилается подошвенной водой. Общая толщина изменяется от 35 до 39 м.

В пределах залежи пласт испытан в двух скважинах № 1Zr (в двух интервалах) и № 6 -YI. При испытании в скважине № 1-Zr нижней части пласта (интервал перфорации 1278−1293 м) получены дебиты чистого газа (только на режиме dшт = 6 мм присутствовало незначительное количество воды 0,1 м3/сут) 11,8 — 25,6 тыс. м3/сут при депрессиях 3,4−6,7 МПа. Отработка производилась на восьми режимах: 3, 4, 5 и 6 мм прямым и обратным ходом. Почти на всех режимах наблюдалось интенсивное гидратообразование. После установки цементного моста в скважине провели испытание верхней части пласта (интервал перфорации 1265 — 1273 м) на трех режимах. В этом интервале продуктивная характеристика пласта значительно хуже. Так, дебит на 6 мм штуцере в шесть раз меньше, максимальные депрессии на пласт в процессе исследования достигали 12 МПа (в два-три раза выше).

Проведены также исследования на установившихся режимах фильтрации газа, определившие продуктивные характеристики залежи, в скважине 6-YL (интервал перфорации 1300 — 1325 м). Дебиты газа в сутки составляли 4,5 — 8,3 тыс. м3/сут (dшт = 3 — 6 мм), депрессии 6,6 — 9,0 МПа. Почти на всех режимах в продукции скважины присутствовала вода 0,9 — 2,5 м3/сут.

Проницаемость, полученная при исследовании скважин, очень низкая и колеблется в пределах 2 — 3,8Ч10−3 мкм2, по керну она составляет 1,3 мкм2. Значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений «А» и «В» изменялись соответственно от 108 до 700 (кгс/см2)2/(тыс. м3/сут) и от 8,9 до 111 [(кгс/см2/(тыс. м3/сут)]2.

Для газодинамических расчетов технологических показателей разработки объекта, учитывая расположение проектной скважины в районе скважины № 1-Zr, приняты следующие исходные данные:

рабочие дебиты составили 6 -13 тыс. м3/сут (в зависимости от варианта);

максимальная депрессия — 11 МПа.

Газовая залежь ХIIа пласта представляет собой третий объект разработки. Пласт залегает на глубине 1200 — 1249 м. По большей части площади залежь подстилается подошвенной водой. Общая толщина изменяется от 22 до 26 м, газонасыщенная толщина меняется от 1,9 до 3,2 м. Коэффициенты пористости и газонасыщенности равны соответственно 0,31 и 0,147.

Залежь пласта исследована только в скважине № l-Zp на шести режимах. Дебиты составляли 9 -16,9 тыс. м3/сут при депрессии 5,4 — 8 МПа. Полученный разброс точек не позволил определить коэффициенты фильтрационных сопротивлений в уравнении притока газа.

Для оценки технологических возможностей разработки залежи приняты исходные данные по аналогии с залежью ХIIб пласта (результаты испытаний скважины l-Zr в интервале 1278 — 1293 м, где исследование проводилось на восьми режимах:

Рабочие дебиты составили 4−10 тыс. м3/сут (в зависимости от варианта);

Максимальная депрессия — 1,3 МПа.

Газовая залежь XI пласта представляет собой четвертый объект разработки и исследована только в скважине № 1-Zp (интервал перфорации 1184 — 1191м) на установившихся режимах фильтрации, направленных на определение продуктивной характеристики. Дебиты чистого газа в сутки составляли 11 — 13,1 тыс. м3/сут (dшт =3; 3,3 и 4 мм) при депрессиях 3,7 — 6,8 МПа. Проницаемость, полученная при исследовании скважины 0,8Ч10−3 мкм2, по керну 315Ч10−3 мкм2. Полученный разброс точек не позволил определить коэффициенты фильтрационных сопротивлений в уравнении притока газа к скважине. Определенные значения фильтрационных коэффициентов не отражают истинной продуктивной характеристики вскрытой части разреза. Так, проницаемость, определенная в этом же пласте на месторождении Благовещенское при исследовании на продуктивность в скважине 2-Zr (интервал перфорации 1189 — 1203 м), составила 218Ч10−3 мкм2, по керну — 195Ч10−3 мкм2.

Для оценки технологических возможностей разработки залежи приняты данные с учетом результатов опробования и исследования залежи XI пласта месторождения Благовещенское:

рабочие дебиты 11 — 19 тыс. м3/сут (в зависимости от варианта);

максимальная депрессия 0,7 МПа.

Газоводяной контакт принят по данным испытания и ГИС на абсолютной отметке 1170 м. Глубина залегания кровли 1140 м (абс.отм.). Общая площадь газоносности составляет 1269,4 тыс. м3. Максимальная высота залежи 35 м, длина и ширина 1,2 и 0,8 км. Начальное пластовое давление составляет 12,2 МПа; средняя пластовая температура З17 К; коэффициент пористости — 0,34, коэффициент газонасыщенности — 0,274, коэффициент проницаемости равен 0,218 мкм2 (по данным испытания месторождения Благовещенское); значения эффективной газонасыщенной толщины для газовой зоны — 8,6 м, для газоводяной — 1,5 — 3 м.

Газовая залежь Ха пласта представляет собой пятый объект разработки. Пласт залегает на глубине 1090 — 1113 м. Общая толщина изменяется от 17 до 20 м, эффективная газонасыщенная — 2,1 — 4,2 м. Коэффициенты пористости и газонасыщенности равны соответственно 0,32 и 0,166. Начальное пластовое давление по пласту принято равным 11,3 МПа. Пластовая температура 41? С.

При опробовании пласта в скважине № 1 заречное (интервал перфорации 1128 — 1133; 1139 — 1143 м) был получен газ с суточным ежедневным дебитом 1,2 тыс. м3/сут., на шайбе 4 мм.

Для оценки технологических возможностей разработки залежи приняты данные по аналогии с залежью Х11б пласта:

рабочие дебиты 2−3 тыс. м3/сут (в зависимости от варианта);

максимальная депрессия — 1,25 МПа.

Исходя из вышесказанного, исходные данные, принятые для расчетов технологических показателей объектов разработки недостаточно обоснованы, поэтому в течение двух-трех лет опытно-промышленной эксплуатации, необходимо уточнить геолого-эксплуатационную характеристику выявить режим залежей и составить уточненную технологическую схему разработки.