врахуванням цих властивостей, вся площа газоносності поділена на окремі ділянки. Запаси газу в межах цих ділянок віднесені до категорії С1. Всі інші до категорії С2.
Згідно проведених розрахунків геологічні запаси складають по категорії С1: по І комплексі – 811 млн.м3; по ІІ комплексі – 708,6 млн.м3; по ІІІ комплексі – 194 млн.м3; по IV комплексі – 120 млн.м3.
Геологічні запаси газу про продуктивних горизонтах нижнього сармату затверджені і прийняті на баланс ДКЗ України в об’ємі 1815 млн.м3 газу по категорії С1.
2 аналіз розробки покладу
2.1 Коротка історія та етапи проектування розробки родовища. Основні положення останнього проектного документу на розробку та експлуатацію родовища та покладу
В 1991 році почав розроблятися горизонт НД-10. Дослідно-промислова експлуатація газового покладу почалась грудні 1991 року і до червня 1993 року проводилась двома свердловинами 9 і 200 прийнятими із старого фонду. В цей період робочий дебіт БВ-9 складав 47-53 тис.м3/д при пластовій депресії 2,0-2,3 МПа і робочому тиску на головці 4,4-5,8 МПа. Режим роботи свердловини витриманий.
Протягом 1995-1996 рр експлуатаційний фонд складав сім свердловин. На 01.01.1999 р. експлуатаційний фонд складався з восьми свердловин, причому чотири свердловини (БВ-18, БВ-27, БВ-510 і БВ-520) експлуатують тільки горизонт НД-12, дві (516 і 517) – сумісно горизонти НД-12 і НД-10, свердловини БВ-9 і БВ_200 експлуатували відповідно горизонти НД-12, НД-9 і НД-11.
В свердловинах БВ-200 і БВ -9 за перші чотири роки експлуатації (до 1996 року) пластовий тиск впав відповідно до 23,7 % і 31,7 % проти початкового, а робочі дебіти зменшились відповідно з 50 і 16,6 тис.м3/д до 34,3 і 7 тис.м3/д, тобто на 28 % і 58 %.
На 01.01.2003 р. видобуток газу по свердловинах складав: БВ-9 – 165,28 млн.м3 (42,7 % від загального видобутку з покладу); БВ-18 – 53,597 млн.м3 (13,8 %); БВ-26 – 39,026 млн.м3 (10,1 %); БВ-200 – 33,351 млн.м3 (8,6 %); БВ-510 – 21,988 млн.м3 (5,7 %); БВ-516 – 18,574 млн.м3 (4,8 %); БВ-520 – 16,924 млн.м3 (4,4 %); БВ-517 – 7,219млн.м3 (1,9 %); БВ-505 – 6,271 млн.м3 (1,6 %); БВ-502 – 2,843 млн.м3 (0,7 %); БВ-521 – 3,688 млн.м3 (0,95 %); БВ-508 і БВ-522, які введені в експлуатацію в листопаді і червні 2001 року видобуто відповідно 3,962 млн.м3 (1,44 %) і 5,583 млн.м3 (1,01 %).
До 2001 року максимальний річний видобуток газу був досягнутий в 1999 році і дорівнював 45,9 млн.м3, за 2001 р. річний видобуток впав до 43,7 млн.м3, але за 2002 р. він знову зріс і становив 50,4 млн.м3 за рахунок введення в експлуатацію в 2001 р. двох свердловин БВ-508 і БВ-522.
Поклад горизонтів НД-10-НД-12 виділений в нижній частині сарматських відкладів на глибинах 840-1400 м, який умовно назвали НД-10 тому що ця товща порід відповідає трьом горизонтам нижньодашавської підсвіти (НД-10. НД-11 і НД-12) і можливо верхній частині косівської світи тортону. В загальному об’єкт можна розглядати як комплекс пластів-лінз. Безпосередньо пласти-лінзи мають також складну літологічну будову. При загальній товщині пласта-лінзи 5-20 м сумарна товщина піщаних і алевролітових прошарків складає 10-20 см, місцями 1 м.
За рік із покладу видобуто 50,4 млн.м3 газу, з початку розробки 387,2 млн.м3 газу. Середній пластовий тиск в порівнянні з 2001 роком збільшився з 5,13 МПа до 5,19 МПа, мабуть за рахунок розкриття свердловинами БВ-508 і БВ-522 прошарків лінз з більшим пластовим тиском, що призвело до зростання середнього пластового тиску на 0,06 МПа.
В звітньому році поклад розроблявся 13 свердловинами.
2.2 Аналіз фактичних показників розробки покладу. Причини відхилення фактичних показників від проектних
На родовищі знаходиться чотири експлуатаційні об’єкти, що розробляться 25 свердловинами. Горизонт НД-10-НД-12 розробляється 30 свердловинами – БВ_9, БВ-18, БВ-27, БВ-200, БВ-502, БВ-505, БВ-508, БВ-510, БВ-516, БВ-517, БВ_520, БВ-521 і БВ-522.
Середньодобові дебіти, робочі тиски при робочих депресіях від 1,19 до 3,68 МПа свердловин Більче-Волицького родовища горизонту НД-10 на 01.01.2003 р. наведено в таблиці 2.1.
Таблиця 2.1 – Середньодобові дебіти і робочі тиски свердловин горизонту НД-10 на 01.01.2003 р.
Номер свердловини | Середньодобовий дебіт Qсердоб, тис.м3/д | Робочий тиск, Рроб, МПа
БВ-9 | 25,5 | 1,37
БВ-18 | 16,3 | 1,36
БВ-27 | 13,4 | 1,45
БВ-200 | 10,3 | 1,38
БВ-502 | 7,9 | 1,38
БВ-505 | 17,4 | 1,37
БВ-508 | 10,5 | 1,60
БВ-510 | 0,8 | 1,43
БВ-516 | 1,9 | 1,29
БВ-517 | 1,4 | 1,41
БВ-520 | 17,1 | 1,42
БВ-521 | 4,6 | 1,32
БВ-522 | 12,8 | 1,48
Як видно з таблиці 2.1 середній дебіт свердловин складає 10,76 тис.м3/д. Середній пластовий по горизонту НД-10 складає 5-5,5 МПа.
Аналіз промислових даних показав несуттєву різницю між фактичними і проектними даними (1996-1999 рр), що вказує на достатнє вивчення геологічної характеристики родовища, колекторських властивостей порід. Це в основному пов’язане з тим, що Більче-Волицьке родовище раніше розроблялось по основному ХVI горизонту. Крім того значна кількість свердловин на даній площі, яка становить 302 свердловини, дала змогу отримати достатню кількість даних про будову родовища.
1. В період дослідно-промислової експлуатації (1992-1994 рр) річний видобуток газу зріс з 26 до 53,5 млн.м3 газу на рік, що пов’язано із введенням в експлуатацію нових свердловин
В період з 1999 по 2001 рік темп відбору газу зменшився, а кількість свердловин залишилась незмінною.
В 2001 році в експлуатацію введено дві свердловини, за рахунок чого темп відбору зріс і на 01.01.2003 р склав 50,4 млн.м3 за рік.
Всього з початку розробки видобуто 387,197 млн.м3 газу.
2. Фонд свердловин