2.1 Характеристика фонда скважин

В газоносной части Шхунного месторождения (III и IV блоки VII и VII^а горизонтов) пробурено 7 разведочных скважин (№№ 5, 8, 10, 11, 15, 16, 26) (таблица 2.1) и в водяной части три скважины (№№ 2, 6, 14). Скважина № 6 ликвидирована без спуска колонны. Скважина № 2, находящаяся в обособленном блоке, для использования в процессе эксплуатации непригодна. Скважина № 14 вскрыла все газоносные залежи в водной их части.

Таблица 2.1 - Действующий фонд скважин

По состоянию разработки на 1.01.98 г. для залежей VII и VII^а горизонтов, содержащих промышленные запасы газа, эксплуатационный фонд составляет 7 скважин (№№ 5, 8, 10, 11, 15, 16, 75). Скважина № 26 переведена в консервацию из-за парафинизации фонтанных труб.

Скважины эксплуатируются по 2,5 и 2 дюймовым насосно-компрессорным трубам и работают без признаков обводнения.

VII горизонт вскрыт перфорацией раздельно в скважинах №№ 11 и 15. В скважинах №№ 5, 8, 10, 16, 75 залежи газа VII и VII^а горизонтов вскрыты перфорацией совместно.

2.2 Характеристика технологических показателей разработки

На 1.01.1999 г. в разработке находились залежи VII+VII^a горизонтов в III и IV блоках.

Добыча газа в период 1993-1998 гг. изменялась в пределах 59-221 млн. м³. Максимальный темп отбора таза был достигнут в 1994 г. в объеме 221 млн. м³, затем месторождение вступает в период падающей добычи. Добыча газа занижается искусственно по причине низких устьевых давлений и отсутствия шлейфа низкого давления (менее 4,5 МПа). Снижение дебитов скважин в летние месяцы связаны с отсутствием потребителя. Среднесуточный дебит снизился со 115 до 44 тыс. м³/сут.

За время разработки из месторождения отобрано 718,4 млн. м³, что составляет 26,9 % от начальных запасов газа, утвержденных ГКЗ.

Разработка залежей VII+VII^а пластов в III блоке, началась в марте 1993 г. скважиной № 5. В настоящее время залежь дренируется четырьмя скважинами. В скважинах №№ 5, 10, 75 залежи газа VII и VII^a пластов вскрыты перфорацией совместно, в скважине № 11 только залежь VII пласта.

Разработка VII+VII^a горизонтов в IV блоке началась в марте 1993 года скважиной № 8 и продолжается до настоящего времени. Залежь дренируется тремя скважинами. В скважинах №№ 8, 16 залежи газа VII и VII^а, пластов вскрыты перфорацией совместно, в скважине № 15 - только залежь VII пласта.

Пластовое давление снизилось с 7,68 МПа до 5,86 МПа, потери давления составляют 1,82 МПа (23,7 % от начального).

Первые признаки появления пластовых вод в эксплуатационных скважинах были зафиксированы в конце 1996 г. в скважине № 16.

Учитывая, что скважина находится на удалении всего 100 м (VII^a горизонт) от начального контура газоносности, а расстояние от нижних дыр перфорации (VII^a горизонт) до начального положения контакта “газ-вода” составляет 4,2 м, а также то, что район расположения скважины в VII^a горизонте характеризуется высокими значениями проницаемости (0,968 мкм²) и удельный рабочий дебит (5 тыс. м³/(сут.•м)) превышал предельный безводный дебит, установленный расчетным путем и равный 4 тыс. м³/(сут.•м), можно предположить, что был подтянут конус воды и произошел прорыв её в скважину.

В массивных залежах с подошвенной водой, обводнение скважин может произойти преждевременно из-за образования конуса воды. За счет перепада давления зеркало подошвенной воды вблизи скважины начинает подниматься, образуя водяной конус. При прорыве подошвенной воды в скважину обводнение её прогрессирует довольно быстро, поэтому полное обводнение продукции скважины может наступить задолго до выработки основных запасов газа.

Технологические показатели разработки приведены на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1 - Фактические технологические показатели разработки месторождения Шхунное за 1993 - 1998 гг.