На Ен-Яхинской площади минимальное пластовое давление в зоне расположения эксплуатационных скважин составляет 4,1÷4,5 МПа, максимальное на периферии – 10 МПа.

Пластовые давления на С.-Уренгойском месторождении в зоне дренирования составляют 5,2 ÷ 6,0 МПа

Темп подъема ГВК сохраняется прежний. Формирование поверхности ГВК определяется отборами газа по отдельным зонам и составом пород в приконтактной зоне. Максимальный подъем контакта от начального до 69 м зафиксирован в районе куста 15 УКПГ-1. На Ен-Яхинской площади максимальный подъем ГВК составляет 30÷32 м. На С.-Уренгойском месторождении максимальный подъем ГВК составляет 34 ÷ 40 м. Из действующего фонда 207 скважин работает с примесью пластовой воды различной минерализации, простаивает 38 обводненных скважин (из них 12 на Ен–Яхинской площади, 10 на С.–Уренгойском месторождении).

Рисунок 2.1 – Карта расположения площадей Уренгойского НГКМ

Одним из прогрессирующих осложнений на месторождении является разрушение коллектора и усиление выноса мех. примесей, образование песчаных пробок на забое. Зафиксировано перекрытие пробками частично или полностью интервалов перфорации более чем в 100 скважинах.

Отбор газа в целом по месторождению ниже проектного на 16,46 млрд. м3, что связано как с поздним вводом ДКС II очереди на УКПГ-2, 11, 13, так и наложенными ограничениями на работу 326 скважин в связи с выносом пластовой воды и механических примесей, причем количество скважин, работающих с ограничением по дебиту, за последние четыре года увеличилось в 6,6 раза.

Сеноманская залежь Песцовой площади сводовая, водоплавающая, массивного типа с неоднородным терригенным коллектором, имеет общий контур газоносности с Уренгойской и Ен-Яхинской площадями. Начальное пластовое давление составляет 12,21 МПа, температура 34оС. Начальный ГВК имеет наклонную поверхность с отметками от минус 1185 м на юго-западе до минус 1200 м на северо-востоке залежи.

Разработка Ен-Яхинского месторождения происходит в условиях проявления водонапорного режима и определяющим фактором подъема ГВК является перепад давления между газо- и водонасыщенными частями пласта. Текущий ГВК имеет выпуклую поверхность с максимумами подъема, достигающими 56 м в зоне размещения эксплуатационных скважин УКПГ-1.

Наибольший подъем ГВК наблюдается в зоне эксплуатационных скважин УКПГ-1, 2, 8 и составляет 2,0 – 2,6 м/год, по остальным зонам УКПГ Уренгойской площади варьирует в пределах от 1,0 до 1,9 м/год. В зоне эксплуатационных скважин Ен-Яхинской площади подъем ГВК составляет 1,1–1,4 м/год. За прошедшие десять лет эксплуатации подъем ГВК по зонам УКПГ Уренгойской площади увеличился от 1,3 до 1,8 раза, по Ен-Яхинской до 5,5 раз. В связи с тем, что глубина депрессионной воронки по зонам УКПГ на Ен-Яхинской площади, достигает 1,72 МПа, темп подъема ГВК на единицу падения пластового давления по зоне расположения эксплуатационных скважин в два раза превышает темп подъема ГВК периферийной зоны. По Уренгойской площади этот показатель варьирует в пределах 1,2÷1,6 раза, кроме зоны УКПГ – 10, где он достигает 1,9.

Анализ геофизического контроля позволил установить, что не только скорости подъема ГВК зависят от коллекторских свойств пород, но и значения их текущей (остаточной) газонасыщенности. Зависимость показывает, что, чем лучше коллекторские свойства пород, тем больше по ним темпы подъема ГВК и выше остаточная газонасыщенность. Наибольшие остаточные газонасыщенности отмечаются в коллекторах I класса. При анализе характера обводнения кустовых наблюдательных скважин обнаружено избирательное обводнение, опережающее продвижение пластовых вод по высокопроницаемым коллекторам и сопутствующее ему макрозащемление газа пластовой водой, которое связано с блоками низкопроницаемых заглинизированных коллекторов (УКПГ-6, куст 613), (УКПГ-1, кусты 12 и 15).

Выполнение исследовательских работ по контролю за разработкой по видам исследований составляет 102,4 ÷ 116,4%, кроме ПГИ в газовой среде (62,4%) и по контролю за ГВК (87,5%).

Проектом разработки сеноманской залежи предусмотрен годовой темп отбора газа в объеме 27,5 млрд. м3. Основными техническими решениями проекта предусмотрено бурение 145 эксплуатационных скважин, объединенных в 39 кустов и 14 наблюдательных скважин.

2.4 Контроль за разработкой

Для контроля за изменением пластового давления произведено 2029 замеров статического давления на устье эксплуатационных и наблюдательных скважин, находящихся под давлением, при этом охват исследованиями составил 1,7 иссл./скв.

Средневзвешенное пластовое давление в зоне расположения эксплуатационных скважин составляет:

Уренгойская площадь 5,23 МПа;

Ен-Яхинская площадь 6,47 МПа.

Глубина депрессионной воронки по Уренгойской площади достигает 0,31 МПа, по Ен-Яхинской 1,72 МПа.

Для определения добывных возможностей и составления технологического режима работы скважин проведено:

1) исследований по стандартной методике 424;

2) исследований без выпуска газа в атмосферу 32;

3) комплексных исследований на продуктивность:

а) с отбором проб на режимах 90;

б) на вынос механических примесей 636;

в) глубинных замеров 110.

В 1997 были продолжены работы по определению допустимых депрессий на пласт, при которых начинается разрушение призабойной зоны, проведено 54 специальных исследования. Величина предельно-допустимой депрессии колеблется от 0,16 до 0,4 МПа по зонам УКПГ и в настоящее время рабочие депрессии близки к предельным. На 1.01.98 326 скважин эксплуатируются с ограничением дебитов из-за выноса механических примесей и воды, из них 172 скважины действующего фонда работает с выносом механических примесей, 109 скважин – с выносом пластовой воды и 45 скважин – с выносом пластовой воды и механических примесей.

Таким образом, на основании текущего состояния разработки сеноманской залежи Уренгойского месторождения можно сделать следующие выводы:

Разработка осуществляется с отступлениями от принятых проектных решений в части отборов газа, что связано с отставанием обустройства месторождения и наложенными ограничениями на работу 326 скважин в связи с повышенным выносом механических примесей и пластовой воды.

С целью выравнивания темпов подъема ГВК, области дренирования и снижения нагрузки на скважины сеноманской залежи Уренгойской площади, необходимо компенсационное добуривание эксплуатационного фонда взамен выбывающих скважин.

Для ослабления процесса опережающего избирательного обводнения и уменьшения макрозащемления газа необходимо снизить отборы газа по эксплуатационным кустам с максимальным подъемом ГВК и пробурить дополнительно эксплуатационные скважины в межкустовых участках.

3. Конструкция скважин

Добыча газа осуществляется через эксплуатационные скважины, которые группируются в кусты из 2–5 скважин. Основными факторами, определяющими конструкцию эксплуатационных скважин сеноманской залежи Уренгойского месторождения, являются: обеспечение надежности скважин при их сооружении и последующей эксплуатации и получение требуемого отбора газа.