Анализ разработки, совершенствование системы разработки Губкинского месторождения - Дипломная работа

Губкинское газоконденсатонефтяное месторождение расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области, в 50 км юго-западнее районного центра п. В 1998г. с учетом дополнительных данных, полученных по результатам разведочного и эксплуатационного бурения и переинтерпретации имеющихся материалов, предприятием ЗАПСИБГЕОНАЦ проведен пересчет начальных запасов газа. Запасы утверждены Комиссией по запасам ОАО «Газпром» в объеме 399,1 млрд.м3 (протокол ЦКР ОАО «Газпром» № 25-98 от 6.04.98 г). В проекте разработки месторождения от 1995 г. рассматривалось три варианта разработки сеноманской газовой залежи с уровнями годовой добычи газа 10, 13 15 млрд.м3 на период постоянной добычи.Губкинское газоконденсатонефтяное месторождение расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области, в 50 км юго-западнее районного центра п. Поселок Тарко-Сале связан воздушным транспортом с Тюменью (1120 км), Сургутом (465 км), Салехардом (550 км). Железнодорожная станция Пурпе расположена в непосредственной близости от базы ОАО "Пурнефтегаз" и Губкинского месторождения и является базой круглогодичного действия, позволяющей постоянно принимать и отправлять поступающие грузы. Сравнительно недалеко от месторождения проходят трасса автомобильной дороги Новоаганск - Тарко-Сале. В 9 км к востоку от Губкинского месторождения проходит трасса газопровода Уренгой-Челябинск, южнее - ветка нефтепровода Харампурское-Тарасовское-Восточно-Тарасовское месторождения.На ближайшей Западно-Таркосалинской площади в скважине 99 фундамент вскрыт на глубине 4502 м (забой 4723 м) и представлен базальтами зелеными и коричневатыми, миндалекаменными и хаотически трещиноватыми (по трещинам развит кальцит), слабо выветрелыми до состояния коры выветривания. Отложения нижнего и среднего отделов юры представлены терригенными породами котухтинской свиты и континентальной толщей тюменской свиты, верхний отдел - преимущественно породы морского происхождения, подразделяющегося на васюганскую, георгиевскую и баженовскую свиты. Нижний отдел включает в себя отложения трех свит (снизу вверх): сортымской, тангаловской и нижней части покурской свиты; верхний - верхнюю часть покурской свиты, кузнецовской, березовской и нижнюю часть ганькинской свит. На Губкинской площади покурская свита вскрыта на глубинах 665-1001 м и условно подразделяется на три части - нижнюю и среднюю (верхи нижнего отдела меловой системы) и верхнюю (низы верхнего отдела меловой системы). В изученной части разреза месторождения установлены залежи в следующих резервуарах: дат-компанском (глины песчанистые) - газовые залежи; сеноманском (пласты ПК1 - ПК10) - газовые залежи; альбском (пласты ПК11 - ПК15) - преимущественно газовые залежи; аптском (пласты ПК16 - АП11) - преимущественно газонефтяные залежи; баррем-готеривском (пласты БП0 - БП7) - преимущественно газоконденсатно-нефтяные залежи; берриас-валанжинском (пласты БП8 - Ач) - преимущественно нефтегазоконденсатные залежи; юрском (пласты Ю1 - Ю2) - преимущественно нефтяные залежи.В 1968г. впервые по Губкинскому месторождению институтом ВНИИГАЗ и его Тюменским филиалом был составлен “Комплексный проект опытно-промышленной эксплуатации”, в котором были обоснованы следующие основные показатели: запасы газа - 250 млрд.м3; годовой отбор газа - 10 млрд.м3; количество скважин - 53; средний дебит - 700 тыс.м3/сут; начальная депрессия - 0,196 МПА; диаметр эксплуатационной колонны - 219 мм; диаметр лифтовых труб - 73 мм. ТЮМЕННИИГИПРОГАЗОМ был составлен “Проект опытно-промышленной эксплуатации Губкинского месторождения” (Протокол ЦКР Мингазпром № 26/75 от 19.08.75г.) на вновь утвержденные ГКЗ запасы в объеме 352,6 млрд.м3 по категории В С1 (Протокол ГКЗ № 5095 от 24.02.67г.), по которому принят вариант разработки с уровнем годовой добычи 20 млрд.м3, количество эксплуатационных вертикальных скважин 203, из них 115 на южном и 88 на северном. ТЮМЕННИИГИПРОГАЗОМ в рамках «Корректив к Проекту разработки сеноманской газовой залежи Губкинского месторождения» проведено оперативное уточнение технологических показателей разработки сеноманской газовой залежи и составлены «Технико-экономические предложения по разработке сеноманской газовой залежи Губкинского месторождения на 2001-2003 гг.» (ТЭП). Только в двух скважинах (12 и 20) вскрыта вся эффективная толщина пласта, а по остальным скважинам процент вскрытия эффективных толщин составляет 1,6-74,6%. При первичном обосновании средних коэффициентов фильтрационного сопротивления по разведочным скважинам для проектных расчетов принималось во внимание следующее: 1.Не представительны результаты исследований разведочных скважин 7, 27, 28. 2.Объем исследований на северном участке (три скважины) недостаточен для достоверного обоснования фильтрационных характеристик, поэтому при осреднении коэффициентов учтены скважины 12, 17, 20, 28, находящиеся на границе северного и южного участков и имеющие сходные литологофизические характеристики с север

Губкинское газоконденсатонефтяное месторождение расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области, в 50 км юго-западнее районного центра п. Тарко-Сале. Объектом рассмотрения настоящей работы является сеноманская газовая залежь (пласт ПК1). Запасы газа по пласту ПК1 впервые утверждены ГКЗ СССР по категории С1 в объеме 352,62 млрд.м3 (протокол ГКЗ №5095, 1967г.). В 1998г. с учетом дополнительных данных, полученных по результатам разведочного и эксплуатационного бурения и переинтерпретации имеющихся материалов, предприятием ЗАПСИБГЕОНАЦ проведен пересчет начальных запасов газа. Запасы утверждены Комиссией по запасам ОАО «Газпром» в объеме 399,1 млрд.м3 (протокол ЦКР ОАО «Газпром» № 25-98 от 6.04.98 г).

По состоянию на 01.01.2002 г. из месторождения отобрано 33,308 млрд.м3, что составляет 8,35 % от начальных балансовых запасов газа.

В проекте разработки месторождения от 1995 г. рассматривалось три варианта разработки сеноманской газовой залежи с уровнями годовой добычи газа 10, 13 15 млрд.м3 на период постоянной добычи. В качестве основного был предложен вариант с уровнем годовой добычи 13 млрд.м3, число эксплуатационных скважин 73 единицы (25 кустов) на южном, более крупном по запасам, и 15 скважин (5 кустов) - на северном. Ввод в эксплуатацию северного участка предлагался на поздней стадии разработки залежи для поддержания уровней постоянных отборов. Средний проектный дебит скважин на южном участке - 500 тыс.м3/сут, на северном - 580 тыс.м3/сут.

В настоящей работе на основе анализа геолого-промысловых параметров, анализа геологической и геологогазогидродинамической моделей разработки сеноманской залежи будут проанализированы прогнозные расчеты основных показателей разработки месторождения и даны коррективы по совершенствования системы разработки.