2.2 Этапы проектирования и разработки месторождения

До 2006 года проектирование и авторское сопровождение разработки Днепровского месторождения осуществлялось ОАО «СевКавНИПИгаз».

2002 год - Проект разработки Днепровского газового месторождения с максимальным отбором 38,1 млн м3 при эксплуатации четырех скважин на период 2002 - 2025 годы, на начальные запасы 467 млн м3 газа. (Протокол заседания Комиссии газовой промышленности по разработке месторождений и использованию недр № 4-р/03 от 18.03.2003 г.)

С 2006 год проектирование и авторское сопровождение разработки Днепровского месторождения осуществляется филиалом ООО «Газпром добыча Краснодар» - ИТЦ.

2006 - Коррективы к проекту разработки Днепровского газового месторождения с максимальным годовым отбором газа 12,86 млн м3, при эксплуатации двумя скважинами на период с 2006 - 2031 годы, на начальные запасы 467 млн м3. (Протокол заседания Комиссии газовой промышленности по разработке месторождений и использованию недр № 12-р/2007 от 01.03.2007 г).

Днепровское месторождение введено в опытно-промышленную эксплуатацию в декабре 1999 г. Месторождение включает в себя три залежи газа, приуроченные к обособленным поднятиям, газовые залежи I, II, III поднятий, приуроченные к кровле меотических отложений.

На месторождении пробурено 4 скважины - № 1, 2, 3, 11. На 01.01.2012 скважины № 1, 3 действующие. Скважина № 2 будет использоваться для закачки промстоков. Скважина № 11 - в ожидании ликвидации.

По состоянию на 01.01.2012 из месторождения отобрано 240,0 млн м3 газа, что составило 51,4 % от балансовых запасов.

Динамика изменения основных технологических показателей разработки месторождения в целом приведена в таблице 2.5 и на рисунках 2.1-2.2.

Максимальный годовой отбор газа - 51,0 млн м3 достигнут в 2000 году, добыча осуществлялась 4 скважинами. В 1999 - 2001 годах средний дебит скважин оставался практически постоянным и составлял 34,22 - 31,49 тыс. м3/сут. С 2002 года наблюдается снижение дебитов и, соответственно, годовых отборов газа. В настоящее время дебит скважин составляет 16,4 тыс.м3/сут, годовой отбор газа за 2011 год - 11,0 млн м3.

Карта разработки месторождения приведена на рисунке 4.3 и графическом приложении П.5.

Режим разработки залежей - активный водонапорный, фактическая зависимость заметно отклоняется от линии газового режима для

утвержденных запасов. Отбор газа из месторождения сопровождается, практически, полным замещением его пластовой водой, что в значительной степени компенсирует падение пластового давления.

Газовая залежь I поднятия разрабатывается с 1999 года скважиной № 1. За всю историю разработки дебит изменялся от 22,4 до 27,0 тыс. м3/сут. Скважина работает стабильно. В настоящее время скважина работает с дебитом 25,7 тыс.м3/сут.

Отбор газа из залежи I поднятия по состоянию на 01.01.2012 -

105 млн м3, что составило 56,7 % от балансовых запасов поднятия. Остаточные балансовые запасы газа составили 80,0 млн м3. Динамика изменения основных технологических показателей приведена в таблице 3.7

На рисунке 3.3 представлена зависимость приведенного пластового давления от накопленного отбора газа. Динамика изменения давления свидетельствует о хорошей гидродинамической связи водо- и газонасыщенной зон пласта. Отбор газа из месторождения сопровождается, практически, полным замещением его пластовой водой, что в значительной степени компенсирует падение пластового давления.

Разработка залежи осуществляется в условиях активного проявления водонапорного режима. По залежи I поднятия пластовое давление снизилось на 0,05 МПа и составило 7,45 МПа. Небольшой снижение пластового давления объясняется тем, что поддержание пластового давления в результате вторжения пластовых вод превышает его снижение за счет отбора газа.

В скважине № 1 пласт в интервале 756,4 - 764,4 м газонасыщен, пласт перфорирован в интервале 759 - 762,4 (минус 741,8 - минус 745,2) м. Начальное положение ГВК принято на абсолютной отметке минус 747,0 м 5. Расстояние от начального ГВК до нижних дыр перфорации равно 1,8 м.

За анализируемый период геофизических исследований по определению степени и характера насыщения пород в скважине не проводилось. Поэтому, о продвижении ГВК и состоянии обводнения залежи можно судить только по фактическим данным эксплуатации скважин. Скважина работает без признаков скорого обводнения.

Обводнение залежи происходит по мере подъема контакта подошвенных вод. Коэффициент остаточной объемной газонасыщенности (ост) в обводненной зоне пласта рассчитанный по формуле А.И.Ширковского для жесткого водонапорного режима, составил 0,24. По уравнению материального баланса газовой залежи, разрабатываемой в условиях проявления водонапорного режима, был проведен оценочный расчет по изменению текущего порового объема залежи. По структурной карте газовой залежи построена зависимость объема порового пространства газонасыщенной части залежи и площади контакта «газ-вода» от высоты подъема воды в залежь. Зависимость остаточного порового объема от уровня подъема ГВК представлена на рисунке 3.4. Для газовой залежи I поднятия начальный поровый объем (нач) составляет 3,3106 м3, величина текущего порового объема (тек), рассчитанного по уравнению материального баланса,

составляет 0,72106 м3, соответственно текущее положение газо-водяного контакта теоретически соответствует отметке минус 745 м.

Газовая залежь II поднятия эксплуатировалось скважиной № 2 с декабря 1999 года до конца 2006 года. Скважина остановлена по причине обводнения. Из залежи II поднятия отобрано 12 млн м3 газа, что составило 30,7 % от начальных запасов поднятия. Остаточные балансовые запасы газа составили 27,0 млн м3. Динамика изменения основных технологических показателей разработки приведена в таблице 3.8.

Получение низкой газоотдачи объясняется тем, что запасы газа, определенные объемным методом, завышены. Залежь закончена разработкой. Скважина № 2 будет использоваться для закачки промстоков.