Анализ разработки газовых залежей Харасавэйского месторождения КМ

1. Тема доклада: АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ХАРАСАВЭЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ КМ

ТЕМА ДОКЛАДА:
АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ХАРАСАВЭЙСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ КМ
Научный руководитель: доцент, к.ф-м.н., Вольф А.А.
Выполнил студент группы ЭДГбз-18-2 Латыпов В.М.
www.tyuiu.ru

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ХАРАСАВЭЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Выделяются четыре нефтегазоносных комплекса (НГК): нижне-среднеюрский, неокомский, аптский и
альб-сеноманский.
Нижнесреднеюрский
нефтегазоносный
комплекс имеет на
территории
месторождения
повсеместное
распространение и
характеризуется
большой
литологической
изменчивостью,
как по площади, так
и по разрезу.
Неокомский
нефтегазоносный
комплекс содержит
основные
резервуары.
Включает
продуктивные
пласты группы БЯ,
а также нижней
части танопчинской
свиты (пласты ТП26ТП10).
В Аптский
комплекс.
Газоконденсатная
залежь ТП1-4
Альб-сеноманский
нефтегазоносный
комплекс включает
в себя группы
пластов ПК и ХМ.
2

3. Состояние разработки объекта ТП1-4

СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ОБЪЕКТА ТП1-4
Накопленный отбор газа из пласта ТП1-4 на 01.01.2022
составляет 824 млн. м3 – на 9,4 % выше проектного
753 млн. м3. Фактическая добыча газа за 2021 г.
составила 89 млн. м3, что на 99,3 % выше проектной (30
млн. м3).
Проектный фонд не реализован.
3

4. Результаты газодинамических исследований скважины 5

РЕЗУЛЬТАТЫ ГАЗОДИНАМИЧЕСКИХ
ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИНЫ 5
Исследования скважины 5 на нестационарных режимах (снятие кривой восстановления давления)
последние пять лет не проводились.
Граница зоны дренирования с учетом результатов гидродинамического моделирования оценивается
на расстоянии 1 км от скважины.
Удельная продуктивность высокая, на режиме с максимальным дебитом газа 90 тыс. м3/сут/МПа/м.
Фильтрационные коэффициенты А и В
Дата исследования
23.08.2006
06.09.2007
05.08.2008
04.08.2009
01.08.2010
03.08.2011
01.08.2012
10.08.2013
12.08.2014
04.08.2015
26.07.2016
05.07.2017
25.08.2020
а, 10-2МПа2·(сут/тыс. м3)
0,0133
0,0151
0,0062
0,0063
0,0062
0,0124
0,0059
0,0081
0,0128
0,0055
0,0148
0,0100
0,0099
b, 10-2 МПа2 ·(сут/тыс. м3)2
0,000020
0,000021
0,000036
0,000037
0,000035
0,000028
0,000026
0,000017
0,000014
0,000026
0,000005
0,000014
0,000023
4

5. Анализ выработки запасов

АНАЛИЗ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ
За весь период добыча газа велась для обеспечения
электроэнергией и теплом поселка Харасавэй. Из
эксплуатационного объекта ТП1-5 отобрано 824 млн. м3 газа
при утвержденных запасах данного объекта 654782 млн. м 3.
Отбор газа от утвержденных запасов газа составляет 0,11 %.
Пластовое давление за весь период разработки осталось
неизменным и соответствует начальному. Пластовой воды в
продукции скважины обнаружено не было.
5

6. Планирование разработки эксплуатационного объекта Тп1-5

ПЛАНИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ
ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБЪЕКТА ТП1-5
Пласт ТП5 предлагается вскрыть совместно с
вышележащим пластом ТП1-4 семью скважинами
2037, 2041, 2051, 2104, 2162, 2184, 2201;
Предусмотрены три скважины 2014, 2036, 2167 на
береговых кустовых площадках №№ 1, 3, 16 с
увеличенным отходом в акваторию 3500 м, эти
скважины используются также для контроля
выработки морских запасов.
В каждом кусте наряду с пологими размещаются по
две горизонтальные скважины: пологие скважины
обеспечат отработку всей продуктивной толщи на
участках
с
затрудненной
вертикальной
гидродинамической связью (из-за наличия глинистых
пород),
горизонтальные
снизят
риск
преждевременного обводнения фонда подошвенной
водой (как по вертикали, так и по латерали).
6

7. Предлагаемые конструкции добывающих скважин на ТП 1-5

ПРЕДЛАГАЕМЫЕ КОНСТРУКЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ
СКВАЖИН НА ТП 1-5
Типовой профиль ствола с отходом от вертикали 845 м
Типовой профиль ствола с отходом от вертикали 1277 м
Вид профиля
Профиль с отходом от вертикали
845 м, зенитный угол вскрытия
продуктивного пласта–51,10, длина
ствола в продуктивном пласте 243 м
Профиль с отходом от вертикали
1277 м, зенитный угол вскрытия
продуктивного пласта–780, длина
ствола в продуктивном пласте 481 м
Типовой профиль ствола с отходом
от вертикали 3995 м (море)
Профиль с отходом от вертикали
3995 м, зенитный угол вскрытия
продуктивного пласта–830, длина
ствола в продуктивном пласте 984 м
Вскрываемые
горизонты
ТП1-5
ТП1-5
ТП1-5(море)
Тип скважины
Наклонно направленная
скважина, диаметр
эксплуатационной колонны
245 мм. Потайная колонна
диаметром 168 мм.
Наклонно направленная
скважина, диаметр
эксплуатационной колонны
245 мм. Потайная колонна
диаметром 168 мм с фильтром.
Наклонно направленная
скважина, диаметр
эксплуатационной колонны
245 мм. Потайная колонна
диаметром 168 мм с фильтром.
7

8. Обоснование количество стадий ГРП и количество пропанта

ОБОСНОВАНИЕ КОЛИЧЕСТВО СТАДИЙ ГРП И
КОЛИЧЕСТВО ПРОПАНТА
По результатам проведенных расчетов были построены
гистограммы распределения среднего дебита по
истечению одного месяца и шести месяцев работы
скважины с различным количеством портов, различным
дизайном ГРП с одинаковым количеством портов.
Моделирование ГРП на 8 и 15 стадий
Стоимость
Дебит Накопленная Дебит Полудлина, Высота, Ширина, скважины
с
Кол-во
Тоннаж, т стадий через 1 добыча газа, через 6
ГРП,
м
м
мм
месяц
млн. м3
месяц
тыс. р
679740
150
4
589
2,400
402
135
56
0,0057
711733
150
6
834
3,266
579
135
56
0,0057
743725
150
8
1102
4,091
721
135
56
0,0057
807709
150
12C
1125
4,189
721
135
56
0,0057
855697
150
15C
1101
4,089
696
135
56
0,0057
8

9. Выводы

ВЫВОДЫ
1. К настоящему времени на Харасавэйском месторождении пробурено всего 63 скважины на суше
и одна – в пределах акватории Карского моря. Из них 20 скважин являются поисковыми, 44 скважины –
разведочными. Основная часть скважин ликвидирована, часть в консервации. Добывающая скважина
одна.
2. Накопленная добыча углеводородов по пластам ТП1-4 Харасавэйского месторождения по
состоянию на 01.01.2022 составляет: газ – 824 млн. м3; конденсат – 4 тыс. т, текущий КИГ - 0,001 д. ед.
5. Проектный фонд скважин по Технологической схеме 2015 г. не реализован, пласты ТП1-4 и ТП5
были объеденены в один эксплуатационый объект ТП1-5.
6. Пласт ТП5 предлагается вскрыть совместно с вышележащим пластом ТП1-4 семью скважинами;
7. Предусмотрены три скважины на береговых кустовых площадках с увеличенным отходом в
акваторию 3500 м;
8. На скважинах объекта рекомендуется к применению восмистадийный ГРП.
9