Состояние разработки Ямбургского ГКМ

По состоянию на 1.01.2000 г. на Ямбургском месторождении работали 8 УКПГ и 2 УППГ, фонд действующих скважин составлял 851 единицу.

Сеноманская залежь

Суммарный отбор из сеноманской залежи в 1999 году составил 164 млрд. м³ газа, с начала разработки отобрано 1927,5млрд.м³ или 35.3% от начально утвержденных запасов.

Месторождение вступает в период перехода с постоянной на падающую добычу. Проектом разработки предусматривается компенсация падающей с 2002 года добычи по основной части залежи за счет подключения в работу дополнительных скважин на Анерьяхинском и Харвутинском участках. На сегодняшний день отсутствие необходимого финансирования ставит под сомнение продление периода постоянных отборов с ЯГКМ. Основные отборы в 1999 году приходились на установки, где имеются первые очереди ДКС.

В период постоянной добычи, начиная с 1991 года начальным проектом разработки предусматривался уровень годовых отборов 185 млрд. м³. Максимальный годовой обор был достигнут в 1994 году и составил 174 млрд. м³. Основной причиной несоответствия фактических и проектных показателей разработки (проект 1984 г.) явилось фактическое отставание ввода в эксплуатацию производственных мощностей (УКПГ, скважины, впоследствии ДКС). Для компенсации добычи в отдельные годы на ряде УКПГ это приводило к существенным превышениям отборов. Следствием этого явилось крайне неравномерное дренирование залежи в целом, образование значительного количества локальных депрессионных воронок, отрицательно сказывающихся на процессе разработки. Также имело место недостаточная изученность ФЕС северных УКПГ-4,7 (отборы на этих установках в первоначальном проекте закладывались значительно выше реальных возможностей скважин). Начиная с 1998 года, после принятия нового проекта разработки, несоответствие таких фактических показателей разработки проектным, как средний дебит на одну скважину, устьевое и пластовое давления, становится менее заметным. Фактические и суммарные отборы на УКПГ-2,3 практически соответствуют проектным, на УКПГ-1,5,6 они превышают проектные, на УКПГ-4,7,8 отмечаются существенно меньшие отборы по сравнению с проектом.

В конце года на УКПГ-4 с целью «сгущения» сетки и вовлечения в разработку дополнительных дренируемых запасов были запущены в эксплуатацию 15 новых скважин. Кроме того на УКПГ-7 в настоящее время проводится бурение и освоение еще 32 скважин. На данном этапе разработки дренируется вся площадь сеноманской залежи кроме самых северных и южных участков.

Средние пластовые давления по зонам УКПГ снизились с начала разработки практически в 2 раза и по зонам УКПГ, где работают первые очереди ДКС, составляют от 5,29 до 5,46 МПа. В зонах УКПГ-4,7,8 пластовые давления составляют соответственно 6,44; 6,89 и 8,69 МПа. Темп падения пластового давления по всем зонам УКПГ стабилизировался и за последний год составляет от 0,43 до 0,48 МПа. Контроль за изменением пластового давления в эксплуатационной зоне ведется по всему фонду не реже двух раз в год. Для контроля в периферийной части пробурены одиночные наблюдательные, а также ряд пьезометрических скважин. Пластовые давления замеряются также и в ряде разведочных скважин.

Анализ дренируемых запасов показывает, что наименее дренируемые запасы находятся в зонах УКПГ-4,7,8 и составляют соответственно 208, 445 и 68 млрд. м³ газа (см. таблицу 3.1).

Таблица 3.1 Дренируемые запасы.

В будущем вовлечение в разработку новых скважин позволит снизить объемы перетоков из этих зон в центральные зоны месторождения.

В районе УКПГ-1 на 1.01.2000 г. эксплуатируется 96 скважин (104 по проекту). Скважины № 1085, 1087, 1135 простаивают из-за гидратного режима работы и ожидают интенсификации. Скважины № 1051, 1084, 1088, 1143, 1144 остановлены из-за наличия пластовой воды в продукции и ожидают водоизоляцию.

Среднесуточный дебит составлял в 1999 году 688 тыс. м³/сут. С начала года отбор составил 24,09 млрд. м³, с начала разработки — 359,09 млрд. м³. Пластовое давление по эксплуатационной зоне снизилось до 5,45 МПа. Фактический отбор воды на ГФУ в течение всего года превышал расчетные значения в 2−2,5 раза. Наибольший вынос пластовой воды наблюдается из скважин кустов 108 и 114, где ГВК отмечен на уровне нижних интервалов перфорации. В течение 1999 г. положение ГВК по этим кустам не изменилось. Это связано с изменением технологического режима в сторону снижения общего отбора газа по обводнившимся кустам. Учитывая данное обстоятельство, предельно допустимый отбор газа по УКПГ-1 на 1 квартал 2000 года ограничен 73 млн. м³/сут.