Анализ текущего состояния разработки Губкинского месторождения

По месторождению

В ожидании подключения

Губкинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в пределах Пуровского района на территории Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Лицензия на право пользования недрами сеноманской залежи пласта ПК1Губкинского нефтегазоконденсатного месторождения принадлежит ЗАО «ПУРГАЗ». Месторождение находится в разработке с 1999 года.

Разбуривание Губкинского месторождения велось наклонно-направленными скважинами, сгруппированными в 25 кустов по две-три скважины в кусте. Расстояние между устьями эксплуатационных скважин в кусте 40 м. Расстояние между кустами скважин от 800 до 1200 м. Горизонтальное смещение стволов скважин от вертикали на кровлю продуктивного пласта составляет от 161 до 251 м.

В 2007 г. были начаты работы по эксплуатационному бурению на залежь пласта ПК 1 северного участка. Разбуривание велось наклонно-направленными скважинами, сгруппированными в 5 кустов по 3 скважины в кусте. В 2008 г. запущены в эксплуатацию 14 скважин на кустовых площадках №№ 128, 132, 129, 131, 133.

По состоянию на 01.07.2012 общий фонд скважин месторождения составляет 115 единиц, из них 95 действующих. При этом на южном участке общий фонд насчитывает 99 единиц: действующих 80, 16 наблюдательных, две поглощающие, одна ликвидированная (скважина № 633). На северном участке 15 действующих скважин и одна наблюдательная (скв. № 1281).

По состоянию на 01.07.2012 суммарный отбор газа в целом по месторождению составил 188,72 млрд м3 (45,4% от утвержденных запасов газа южного участка), что близко к проектному значению 187,28 млрд. м3. Добыча газа за первое полугодие 2012 г. составила 7,61 млрд м3 и превышает проектное значение на 1,1 % (по проекту планировалось добыть 7,53 млрд м3).

Анализ динамики добычи газа показывает, что за период с 1999 г. по 01.07.2012 (за исключением 2000 г., когда годовая добыча газа превысила проектный уровень в 1,5 раза) фактические годовые отборы практически соответствовали проектным уровням. Динамика технологических показателей и состояние фонда скважин Губкинского месторождения представлены на рис. 1.

Южный купол

В ожидании подключения

Северный купол

Условные обозначения:

Действующие Наблюдательные

Годы разработки

Годовой отбор (проект)

ЕВГодовой отбор (факт)

Накопленный отбор (проект)

Накопленный отбор (факт)

-Количество действующих скважин (проект)

3 Количество действующих скважин (факт)

Рис. 1. Губкинское месторождение. Сопоставление проектных и фактических показателей и состояние фонда скважин.

На южном куполе фактические дебиты эксплуатационных скважин изменяются от 206 тыс. м3/сут (скв. № 1091) до 606 тыс. м3/сут (скв. № 1011) при среднем значении 456 тыс. м3/сут. Из распределения скважин по рабочим дебитам, приведенном на рисунке 2 видно, что с дебитами от 200 до 600 тыс. м3/сут работает 97,5% скважин (78 ед.). С более высокими дебитами работают две скважины южного купола: №№ 1011, 1043.

Депрессия на пласт по скважинам изменяется от 0,02 МПа (скв. № 1361) до 0,66 МПа (скв. № 1093), составляя в среднем 0,16 МПа. Распределение скважин по рабочей депрессии показывает, что основная часть фонда (71,3%) эксплуатируется с депрессией на пласт менее 0,20 МПа. С депрессией 0,20–0,40 МПа работают 23,7% фонда (19 ед.). В скважинах №№ 1081, 1092, 1093, 1231 депрессии превышают 0,40 МПа, причем практически круглогодично. Такая депрессия является высокой. Необходимо снизить нагрузку на данные скважины.

На северном участке фактические дебиты эксплуатационных скважин изменяются от 99 тыс. м3/сут (скв. № 1321) до 304 тыс. м3/сут (скв. № 1282) при среднем значении 233 тыс. м3/сут. Из распределения скважин по рабочим дебитам, приведенном на рисунке 3, видно, что основная часть действующего фонда (86,7 % или 13 ед.) работает с дебитами от 100 до 300 тыс. м3/сут.

Депрессия на пласт по скважинам изменяется от 0,01 (скв. № 1282, 1283) до 0,33 МПа (скв. № 1321), составляя в среднем 0,15 МПа. Распределение количества скважин по рабочей депрессии показывает, что большая часть фонда, а именно 66,7% или 10 ед., эксплуатируется с депрессией на пласт менее 0,20 МПа. С депрессией более 0,20 МПа работает пять скважины, что составляет 33,3% от общего фонда

Для контроля за разработкой месторождения в периферийных зонах южного участка, в центральной части и на северном участке месторождения расположены наблюдательные скважины, по которым регулярно проводятся замеры давлений. Характер распределения пластового давления по площади газовой залежи отражен на карте изобар по состоянию на 01.07.2012 г.

Из рисунка 2 видно, что между северным и южным участком существует относительно слабое гидродинамическое взаимодействие вследствие более низких фильтрационных характеристик северного участка. Скачкообразное изменение давления в пьезометрических скважин может быть связано с обводнением данных скважин.

На месторождении с целью обеспечения равномерной отработки запасов по разрезу продуктивных отложений и более полного дренирования залежи проектом была реализована дифференцированная система вскрытия: в половине скважин перфорируется вся продуктивная толща пласта, за исключением 10-метрового приконтактного интервала, в остальных скважинах перфорируется только верхняя часть продуктивного пласта, что фактически выполнено в 63% эксплуатационных скважин.

Условные обозначения:

• -    Изолинии;

• -    Контур залежи;

• -    Линия профиля Рпл;

• о  - Эксплуатационные кусты;

6,12

номер скважины Рпл., МПа.

Рис. 2. Карта изобар Губкинского месторождения по состоянию на 01.07.2012