По состоянию на 01.01.2017 ачимовские отложения Уренгойского региона разрабатываются в пределах газоконденсатных залежей пластов Ач3-4 и Ач52-3. Продуктивные отложения вышеуказанных пластов распространены на территории лицензионных участков: Уренгойского, Ново-Уренгойского, Восточно-Уренгойского, Уренгойского, Ево-Яхинского и Олимпийского.
Уренгойский лицензионный участок, ввиду своей протяженности разделен на следующие эксплуатационные участки:
- группа объектов 2 (пласт Ач3-4):
а) объект 2а (основной) – газоконденсатные залежи пластов Ач3, Ач4;
б) объект 2в (основной) – нефтяные залежи пластов Ач3 и Ач4;
- группа объектов 3 (пласт Ач5):
а) объект 3а (основной) – газоконденсатная залежь пласта Ач51 и нефтегазоконденсатная залежь пласта Ач52-3;
б) объект 3б (основной) – нефтяные залежи пластов Ач51 и Ач52-3;
- группа объектов 4 (пласт Ач6):
а) объект 4а (зависимый) – нефтяные залежи пласта Ач60-1;
б) объект 4б (зависимый) – газоконденсатная залежь пласта Ач60-2;
в) объект 4в (зависимый) – нефтяная залежь пласта Ач60-2;
г) объект 4г (зависимый) – нефтегазоконденсатная залежь пласта Ач61;
Проектными решениями предусмотрена разработка пластов Ач3, Ач4, Ач51 и Ач52-3 (объекты 2а и 3а) с использованием наклонно-направленных и субгоризонтальных скважин, при этом преобладает фонд субгоризонтальных скважин, а общее число скважин сокращено за счет увеличения протяженности вскрываемого горизонтального участка в пласте до 1000 м.
Объект 2а (газоконденсатный) – основные газоконденсатные залежи пластов Ач3-4, расположенные к югу от субширотного непроницаемого тектонического нарушения, расположенного в районе скважины 737 и разделяющего залежи на изолированные гидродинамические объекты.
С учетом совмещения контуров газоносности залежей пластов, близких значений фильтрационно-емкостных параметров, а так же состава и свойств принятой пластовой системы предлагается выделение газоконденсатных залежей пластов Ач3 и Ач4 в единый эксплуатационный объект 2а.
Объект 3а (газоконденсатный) – газоконденсатная залежь пласта Ач51 и газоконденсатная залежь пласта Ач52-3, расположенные к югу от субширотного непроницаемого тектонического нарушения, расположенного в районе скважины 737 и разделяющего залежи на изолированные гидродинамические объекты.
Согласно принятому варианту разработки по газоконденсатным залежам (объекты 2а и 3а) проектный фонд добывающих газоконденсатных скважин на территории Уренгойского ЛУ составляет 111 ед. Ввод участка в разработку предусмотрен с 2014 г. Уровень максимальной добычи пластового газа, составляющий 13,2 млрд. м3, планировалось достичь в 2015 г., при этом добыча сухого газа, согласно проектным показателям разработки составит 12,5 млрд. м3, а продолжительность периода постоянной добычи составлял 6 лет. Рекомендуемый вариант был принят без ввода ДКС по Уренгойскому ЛУ.
Накопленная добыча пластового газа и стабильного конденсата на конец расчетного периода, согласно действующему проектному документу составит, соответственно, 196,5 млрд. м3 и 36,9 млн. т.
Максимальный дебит пластового газа по скважинам 0,6943 млн. м3/сут при средней депрессии 7,2 МПа.
На конец расчетного периода дебит пластового газа составит 0,0874 млн. м3/сут при депрессии 3,5 МПа. Коэффициент газоотдачи достигнет 0,38 д. ед., конденсатоотдачи – 0,25 д. ед. Пластовое давление в зоне размещения действующих скважин составит 21,7 МПа. [3]
На 01.01.2017 на основные объекты эксплуатации Уренгойского лицензионного участка фонд добывающих скважин составляет 75 ед., из них в освоении находится 8 скважин, в бездействии 1 скважины. Действующий фонд скважин составляет 66 ед. По основным эксплуатационным объектам 2а и 3а, с 2014 г. по 2019 г. планировалось ввести в эксплуатацию добывающие газоконденсатные скважины в количестве 111 единиц.
Согласно представленному сопоставлению проектных и фактических показателей разработки, отклонение в добыче газа в 2014 г. обусловлено вводом участка в разработку не с начала года, в отличие от проектного документа.
Сопоставление проектных и фактических показателей разработки приведено на рисунках 2 и 3.
Между тем, в 2015 г. отмечается снижение депрессии относительно действующей ПТД, при меньшем фактическом фонде эксплуатационных скважин. Данное обстоятельство связано с применением технологии интенсификации притока –проведение многостадийного ГРП в горизонтальных скважинах.
Рисунок 4.2– Динамика показателей добычи газа
Рисунок 4.3 – Динамика показателей добычи конденсата
На территории Уренгойского ЛУ эксплуатируются две УКПГ: Уренгойская и Самбургская. УКПГ Самбурская расположена на юго-западе участка в районе кустовой площадки U05, введена в эксплуатацию в 2014 г. и предусмотрена для подготовки продукции ачимовских отложений.
В 25 км северо-восточнее УКПГ Уренгойской в районе кустов S5 и S7 расположены УКПГ Уренгойская и УПН Уренгойская, целевым назначением которых является подготовка продукции скважин, пробуренных на отложения валажинской толщи (газоконденсатные залежи пластов БУ121-1, БУ131, БУ171-1 и нефтегазоконденсатные залежи пластов БУ101-2, БУ141).
Вследствие значительной протяжённости лицензионной территории и истощения запасов в пределах валанжинских отложений, добываемая продукция нескольких ачимовских скважин, расположенных на севере Уренгойского лицензионного участка, поступает на УКПГ Самбургскую. При этом обеспечивается их подготовка совместно с газом и конденсатом валанжинских отложений. На период перспективы предусматривается продолжить указанную практику уже с учётом ввода в эксплуатацию новых скважин – за счёт чего планируется достичь равномерной загрузки обеих УКПГ.
Список литературы:
- Аксютин О.Е. Условия образования и методы борьбы с гидратами на газовом промысле Уренгойского месторождения / Мельшиков С.Н., Лапердин А.И.: Обзор информ. М.: Газпром экспо, 2013. 88 с.
- Керимов В.Ю. Геология нефти и газа / В.Ю. Керимов [и др.]. — М.: Академия, 2015. — 288 с.
- Покрепин, Б. В. Разработка нефтяных и газовых месторождений / Б.В. Покрепин. — М.: Феникс, 2015. — 320 c.
