Уточнение (адаптация) расчетных моделей по данным истории разработки

При прогнозировании технико-экономических показателей эксплуатации использовалась расчетная модель, адаптированная по истории разработки месторождения.

При расчетах технологических показателей разработки учитывались фактические зависимости приведенного пластового давления от накопленного отбора газа по залежам, изменение коэффициентов продуктивности скважин и фактическая динамика газоконденсатной характеристики пластовых флюидов.

Анализ разработки месторождения и фактическая зависимость приведенного пластового давления от накопленного отбора газа показывают, что:

- фактически дренируемые запасы пермских залежей на восточном куполе опущенного блока могут оказаться выше балансовых на 21 – 38 % и составить величину порядка 5,6 – 6,4 млрд м³;

- фактически дренируемые запасы триасовых залежей на восточном куполе опущенного блока могут оказаться ниже балансовых на 13 – 19 % и составить величину порядка 4,2 – 4,5 млрд м³.

По результатам проведенных в 2006 - 2008 гг. газоконденсатных исследований, полученное значение текущего потенциального содержания С_5+высш как для пермских залежей, так и для залежей триаса оказалось выше проектной величины.

В пермской залежи, несмотря на то, что текущее пластовое давление существенно ниже давления начала конденсации и выше давления максимальной конденсации, закономерного «облегчения» состава пластовой смеси по данным газоконденсатных исследований скважин не наблюдается. Возможно, это связано с влиянием на физико-химические характеристики продукции газоконденсатного флюида пласта
P₂-II, или с накапливанием конденсата в зоне влияния скважины вследствие его выпадения при снижении пластового давления в процессе разработки. Выход сырого (и стабильного) конденсата имеет тесную связь с изменением дебита газа. С возрастанием дебита газа выход сырого конденсата снижается.

В триасовой залежи пласта T₁-IV по мере падения пластового давления происходит закономерное изменение в свойствах и составе конденсата. Результаты исследований, проект добычи и фактический выход конденсата по триасовой залежи имеют хорошую сопоставимость.

Мероприятия по внедрению утвержденного варианта разработки

Принятый к внедрению вариант доразработки Мастахского месторождения предусматривает последовательно:

- ввод в разработку залежей триаса Т₁-Х восточного купола опущенного блока;

- возврат в разработку залежей юры J₁-I,II восточного купола опущенного блока;

- ввод в разработку залежи перми P₂-I_a приподнятого блока

в дополнение к разрабатываемым залежам перми Р₂-I,II и триаса Т₁-IV восточного купола опущенного блока. Таким образом, в проектный период предусмотрена доразработка пяти эксплуатационных объектов.

Дополнительно к трем действующим скважинам (№ 65, 105 и 110) должны быть введены в эксплуатацию:

- скважина № 11 – на пермские залежи Р₂-I_а,I_б, восточного купола опущенного блока;

- скважина № 30 – на триасовую залежь Т₁-Х восточного купола опущенного блока;

- скважины № 55, 66 или 77 – на юрские залежи J₁-I,II восточного купола опущенного блока;

- скважина № 98 – на пермскую залежь Р₂-I_а приподнятого блока.

Остальные десять скважин простаивающего эксплуатационного фонда консервируются. Их ввод в эксплуатацию возможен при изменении технико-экономического положения на предприятии.

Для внедрения принятого варианта разработки необходимо провести капитальный ремонт, включающий замену НКТ на трубы меньшего диаметра в скважинах
№ 11, 30, 55, 66, 77 и 98, а также восстановить поврежденные газовые шлейфы и метанолопроводы. После проведения капитального ремонта выполняются геофизические и газогидродинамические исследования. По результатам проведенных исследований определяются технологические режимы работы скважин.

В 2005 году начаты работы по вводу в эксплуатацию простаивающей скважины № 11. Целями проводимых работ являлись: замена фонтанной арматуры на холодостойкую, углубление до искусственного забоя 3250 м, перфорация в интервале залегания пласта P₂-I_б. Вследствие несоблюдения технологического контроля за промывкой ствола скважина была заморожена.

В 2008 году скважина № 11 растеплена, начаты работы по основному плану изучения состояния нижнепермских горизонтов P₂-II и P₂-I_б с целью выполнения рекомендаций ЦКР «Роснедра».

В 2008 году начаты работы по вводу в эксплуатацию простаивающей скважины № 30. Проведена перфорация интервала залегания пласта Т₁-Х. Получен приток пластовой воды, что свидетельствует о невозможности ввода в разработку залежи пласта Т₁-Х на восточном куполе скважиной № 30. Поскольку разбуривание скважины до глубины залегания пермских пластов P₂-I,II может привести к поступлению в пермские залежи пластовой воды из вышележащего горизонта, рекомендуется осуществить перевод скважины на вышележащие юрские пласты J₁-I,II. При переводе необходимо провести последовательное опробование интервалов залегания залежей T₁-III, T₁-II, T₁-I.

Дата добавления: 2015-07-25