Перспективы разработки месторождения
ВВЕДЕНИЕ
Приоритетное развитие газовой промышленности предъявляет повышенные требования к разработке газовых и газоконденсатных месторождений. Важнейшим аспектом разработки является установление и обоснование технологического режима эксплуатации скважин. Недостаточно обоснованные технологические режимы эксплуатации скважин, приводящие к снижению их дебитов по сравнению с проектными значениями, приводят к завышению капитальных вложений и эксплуатационных расходов в процессе разработки.
Важное значение имеют прогнозирование и своевременное изменение установленного технологического режима скважин. Поэтому знание современных газо-гидродинамических методов получения информации и научных основ установления оптимального технологического режима эксплуатации скважин необходимо для рационального освоения месторождений природного газа.
Цель настоящей работы перспективы разработки газоконденсатного месторождения Южная Тандырча, расположенного в Бухаро-Хивинской нефтегазоносной области Ре
Содержание
ВВЕДЕНИЕ3
ГЛАВА 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖЕНИИ ЮЖНАЯ ТАНДЫРЧА4
ГЛАВА 2. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ГКМ ЮЖНАЯ ТАНДЫРЧА6
2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика продуктивного разреза6
2.2. Тектоника9
2.3 Физико-химическая характеристика газа и конденсата13
газоконденсатных13
2.4 Гидрогеологическая характеристика месторождения15
2.5 Подсчет запасов газа и сопутствующих компонентов16
ГЛАВА 3. МЕТОДИКА РАСЧЕТА ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЮЖНАЯ ТАНДЫРЧА17
3.1. Критерии выбора технологического режима работы скважин17
3.2. Методика расчета18
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ22
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
Алиев З.С., Андреев С.А., и др. Технологический режим работы газовых скважин. – М.: Недра, 1978;
Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М. и др. Руководство по исследованию скважин. М.: Наука, 1995;
«Подсчет запасов газа и конденсата месторождения Южная Тандырча в Узбекской ССР за период 1981-1991 гг.», Ташкент, 1991г.Проектные документы по разработке ГКМ Южная Тандырча.
1. «Подсчет запасов газа и конденсата месторождения Южная Тандырча Узбекской ССР за период 1981 - 1991 гг.», Ташкент, 1991 г.2. Шевцов В.М., Адылов Д.М. <<Проект доразработки газоконденсатного месторождения Южная Тандырча». AO "O'ZLITINEFTGAZ", Ташкент, 2013
3. Зотов Г.А., Алиев 3.С. <<Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин» - М., Недра, 1980 г.
4. Алиев 3.С., Мараков Д.А. «Разработка менсторождений природных газов" - РГУ нефти и газа им. И.Губкина.
5. Статистическая геолого-промысловая отчетность ООО «Шуртаннефтегаз» за 1981-2019 гг.
6. Закиров С.Н. «Теория и проектирование разработки ГКМ», Москва, «Недра», 1989 г.
7. «Оперативный подсчет и пересчет запасов нефти, газа и конденсата по находящимся вновь открытым И В разведке месторождениям АК «Узгеобурнефтегаздобыча», ведение балансов запасов нефти, газа и конденсата за период с 01.01.05-31.12.06 гг.», Ташкент, 2006 г.
8. «Оперативный подсчет и пересчет запасов нефти, газа и конденсата по ВНОВЬ открытым И находящимся B разведке месторождениям АК «Узгеобурнефтегаз», ведение балансов запасов нефти, газа и конденсата за период с 01.01.09-31.12.09 гг.», Ташкент, 2009 г.
9. Методическое руководство по подсчету запасов методом материального баланса. Отчет по теме Г-01-76, фонды ВНИПИГАЗДОБЫЧА, 1970 г.
10. Шевцов В.М., Шарапов Ж.М. «Коррективы проекта разработки месторождения Южная Тандырча», Ташкент 2007 г.
11. Шевцов В.М., Хаджимухамедов С.Д. «Проект опытно-промышленной эксплуатации газоконденсатного месторождения Южная Тандырч
Месторождение было открыто в 1982 г. в ходе геолого-разведочных работ, выявивших промышленную газоносность карбонатных верхнеюрских отложений, приуроченных к горизонтам XV-HP, XV-P и XV-ПР. Данные горизонты, выделенные по литологическому признаку, различаются в плане фильтрационно-емкостных свойств, однако представляют собой единую массивно-пластовую газоконденсатную залежь протяженностью 8,2 км, шириной 4,75 км, высотой 713 м с контактом на абсолютной отметке -2690 м. В работе представлено описание географического местоположения месторождения, проанализированы этапы изучения Бухаро-Хивинский нефтегазоносной области - крупнейшего нефтегазодобывающего региона Республики Узбекистан. Сделан вывод о достаточно хорошей изученности региона. Отмечено, что за истекший период разработки газовой залежи месторождения Южная Тандырча пластовое давление залежи снизилось с 365,0 кгс/см2 на 90,0 кгс/см2, а приведенное пластовое давление - с 351,5 кгс/см2 на 95,4 кгс/см2, или на 72,8 %. При этом начиная с 2013 г. наблюдается снижение темпов падения давления, которое в данном случае указывает на проявление водононапорного режима. Данный факт подтверждается тем, что процент отбора от начальных балансовых запасов составляет 76,8 %, а снижение пластового давления - 72,8 %. Оценка вовлеченных и дренируемых запасов газа позволяет сделать вывод, что балансовые запасы 73,2 млн м3 являются заниженными по сравнению с экспертной оценкой в 86,5 млн м3, о чем свидетельствует наблюдающаяся с 2013 г. стабилизация падения пластового давления с 117,2 кгс/см2 на 90,0 кгс/см2.