факт | 24,38 | 3,06 | 1,77 | 36,7 | 10 | 532,1

2000 | проект | 51,4 | 7,34 | 4,1 | 26,4 | 15 | 605,9

факт | 39,8 | 6,06 | 1,6 | 22,1 | 18 | 545,4

2001 | проект | 94,0 | 8,0 | 7,3 | 20,5 | 25 | 650,8

факт | 56,2 | 7,8 | 6,5 | 19,5 | 23 | 629,4

2002 | проект | 101 | 7,9 | 7,3 | 18,7 | 27 | 710,5

факт | 87,4 | 7,7 | 6,1 | 16,5 | 25 | 690,0

2003 | проект | 120 | 7,8 | 7,3 | 18,5 | 29 | 830,5

факт | 105 | 7,5 | 5,9 | 16,3 | 28 | 795

Зміна основних показників горизонту НД-10 приведено в таблиці 2.3.

Таблиця 2.3 – Зміна основних показників розробки горизонту НД-10.

Рік | Кількість діючих свердловин | Річний видобуток газу, млн.м3 | Накопичений видобуток газу, млн.м3 | Середній пластовий тиск, МПа | Пластова депресія, МПа | Середній дебіт свердловини, тис.м3/д | Середній робочий тиск, МПа

Початковий пластовий тиск рівний 8,87 МПа

1992 | 2 | 0,3 | 8 | 8,87 | 1,55 | 31,2 | 5,69

1993 | 2 | 20,7 | 28,7 | 8,24 | 1,78 | 29,8 | 4,61

1994 | 4 | 26,3 | 55 | 7,92 | 1,92 | 28,3 | 4,5

1995 | 5 | 31,7 | 86,7 | 7,48 | 2,1 | 30,8 | 4,31

1996 | 7 | 33,8 | 120,5 | 6,98 | 2,29 | 18,9 | 3,29

1997 | 7 | 34,8 | 155,3 | 6,71 | 2,12 | 17,5 | 2,87

1998 | 7 | 35,9 | 191,2 | 6,38 | 2,49 | 15,7 | 3,13

1999 | 9 | 45,9 | 237,1 | 6,2 | 2,74 | 16,0 | 2,51

2000 | 10 | 56,2 | 293,1 | 5,66 | 2,8 | 21,3 | 1,87

2001 | 11 | 43,7 | 336,8 | 5,13 | 2,82 | 19,8 | 1,58

2002 | 13 | 50,4 | 387,2 | 5,19 | 2,85 | 10,76 | 1,41

2003 | 12 | 40,01 | 427,21 | 5,0 | 2,87 | 12,9 | 1,88

Як видно з таблиці 2.3 із збільшенням відбору газу з покладу робочий тиск зменшується, що призводить до зменшення дебіту свердловин і збільшення пластової депресії.

2.3 Аналіз зміни пластового тиску по площі газоносності, взаємодії та відробки окремих горизонтів

На родовищі виявлено п’ять газоносних горизонтів, які розділено в чотири об’єкти розробки горизонтів. На даний час розроблялись поклади НД-10-НД-12, НД-8-НД-9, НД-5-НД-6, НД-3-НД-4. Розробка горизонтів НД-10-НД-12 та НД-8-НД-9 почалась в 1992 році, НД-5-НД-6 – 1993 році, НД-4 – 1994 році і НД-3 – 1997 році. Але основними газоносними горизонтами є НД-10-НД-12 (І поле), НД-8-НД-9 (І і ІІ поля). Горизонт НД-3-НД-4 має досить обмежені запаси газу 23,2 млн.м3 газу і розробляється двома свердловинами.

Протягом 1994-1997 рр по горизонту НД-10 спостерігалось як зниження темпів падіння пластового тиску, так і його зріст (майже по всіх свердловинах), що є наслідком припливів газу і підключення до розробки низькопроникних пропластків.

На протязі 1994-1997 рр в розробку послідовно були введені свердловини №№ 18, 27 і 516 з пластовими тисками, близькими до початкових, але значного перерозподілу пластового тиску по покладі не відбувалось. В кінці 2000 року і в 2001 році введено три свердловини, що спричинило підвищення середнього пластового тиску на 0,06 МПа через підключення в розробку низькопроникних пропластків з тиском, близьким до початкового пластового тиску.

Тобто тут спостерігається надто нерівномірна виробка по площі газового покладу, що вказує на затруднений газодинамічний зв’язок між окремими ділянками горизонтів НД-10-НД-12.

Поточний пластовий тиск по покладу розподіляється вкрай нерівномірно від 3,27-4,11 МПа (свердловини 516 і 520) до 6,24-7,80 МПа (свердловини 505 і 508).

Більш низькі поточні пластові тиски зв’язані з тими частинами покладів, з яких видобувається основна частина газу. Наявність високих поточних пластових тисків вказує на недостатню дренованість покладу, що обумовлено його літологічною неоднорідністю по площі і розрізу, різними колекторськими властивостями та характером газонасиченості.

На рисунку 2.1 зображено графік розробки горизонту НД-10Більче-Волицького родовища.

2.4 Оцінка режиму покладу за промисловими даними

Для оцінки режиму роботи покладу будують залежність приведеного пластового тиску від сумарного видобутку газу.

Залежність приведеного пластового тиску від сумарного видобутку газу будується за промисловими даними (рис. 2.2).

Графік залежності зведеного пластового тиску від сумарного видобутку газу по газових покладах представляє собою увігнуту криву, що пояснюється поступовим залученням до розробки нових газоносних проверстків горизонтів.

Коефіцієнт стисливості газу визначається за формулою:

,

де

Тсркр, Рсркр – середньокритичні температура і тиск, К, МПа; Тпр, Рпр – приведені температура і тиск.

Приведемо приклад розрахунку коефіцієнта стисливості газу z для початкового пластового тиску. Початковий пластовий тиск Рпоч=8,87 МПа, пластова температура Тпл=307 К, відносна густина газу =0,57.

Знайдемо середньо критичні параметри газу:

Знайдемо приведені параметри газу:

Шукаємо коефіцієнт стисливості газу:

Аналогічно визначаємо коефіцієнти стисливості газу для решти значень тисків, а за ними і величину відповідних зведених тисків.

Вихідні дані для побудови залежності приведеного пластового тиску від сумарного видобутку газу, а також результати розрахунків приведені в таблиці 2.4.

Таблиця 2.4 – Вихідні дані для побудови залежності приведеного пластового тиску від сумарного видобутку газу

Рік розробки | Сумарний видобуток газу, Qвид(t), млн.м3 | Пластовий тиск, Рпл(t), МПа | Коефіцієнт надстисливості