Основна частина покладу приурочена до антиклінальної структури субмеридіального простягання, яка приурочена до південно-західного схилу доверхньобаденського ерозійного виступу. Північно-західна частина покладу протягується вузькою смугою шириною до 2 км на 3 км вздовж північно-західного крила виступу, а південно-східна частина смугою в 1.5 км на схід вздовж південного крила виступу на віддаль до 8 км.

Поклад пластовий склепінний. Його пивна пластова частина приурочена до склепінної частини структури (р-н свердловини 10-Черемхівська) більша частина -водоплаваюча. Максимальна ширина (1400 м) приурочена до південно-західної частини, є пробурені свердловини 55-57-Коршів-Іспас і 7-Черемхівська. Висота покладу – 17,3 м. Поклад обмежений газоводяним контактом, що проводиться на відмітці 143,2 м по підошві нижнього газонасиченого пласта в свердловині 8-Черемхівська по покрівлі верхнього водонасиченого пласта в свердловинах 7- і 9-Черемхівська. Найнижча підошва інтервалу перфорації, з якого отримано промисловий приплив газу знаходиться в свердловині 6-Струпківська на глибині 192 м, що відповідає абсолютній відмітці (+) 142,2 і, проте підошва нижнього газонасиченого пласта в інтервалі перфорацій' в цій свердловині за даними ГДС знаходиться на відмітці 143,4 м. тобто знаходиться в інтервалі прийнятого газового контуру.

Підрахункові параметри та результати підрахунку газу об'ємним методом наведені в таблиці 2.5.

Таблиця 2.5 – Підрахункові параметри та запаси вільного газу Згідно з «Інструкцією із застосування класифікації запасів……1998 р»

Пласт | Поле свердло-вин | Клас запасів | Площа газо-носнос-ті, тис.м2 | Середня газона-сичена товщина, м | Обєм газона-сичених порід, тис.м3 | Коефі-цієнт відкритої пористості | Коефі-цієнт газона-сиченості | Почат-ковий пласто-вий тиск, МПа | Залиш-ковий пласто-вий тиск, МПа

1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10

Б-2

газова | 111 | 992,0 | 10,1 | 10019,0 | 0,231 | 0,78 | 1,39 | 0,1

221

111 | 7637,0 | 4,7 | 35894,0 | 0,236 | 0,79 | 1,39 | 0,1

221

9-Чрм | 122 | 198,0 | 2,5 | 495,0 | 0,225 | 0,74 | 1,39 | 0,1

222

5144 | 122 | 500,0 | 2,5 | 1250,0 | 0,225 | 0,75 | 1,39 | 0,1

222

Всього по Б-2 | 111

221

122

222

111+122 | 9327,0

Продовження таблиці 2.5

Поправки | Початкові загальні запаси пластового газу, млн.м3 | Мольна частка сухого газу | Початкові загальні запаси газу, млн.м3 | Коефіцієнт вилучення газу | Початкові видобувні запаси газу, млн.м3 | Видобу-ток газу на 01.01.04, млн.м3 | Поточні запаси газу на 01.01.04, млн.м3

на темпера-туру | На відхилення від закону Б-М | загаль-ні | видо-бувні

11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 | 19 | 20

1,02 | 1,03 | 24,144 | 1 | 24,144 | 0,85 | 20,522

3,622

1,02 | 1,03 | 89,501 | 1 | 89,501 | 0,85 | 76,076

13,425

1,02 | 1,03 | 1,102 | 1 | 1,102 | 0,85 | 0,937

0,165

1,02 | 1,03 | 2,821 | 1 | 2,821 | 0,85 | 2,398

0,423

113,645 | 113,645 | 96,598 | 68,065 | 45,580 | 28,533

17,047

3,923 | 3,923 | 3,335 | - | 3,923 | 3,335

0,588

117,568 | 117,568 | 99,933 | 68,065 | 45,580 | 28,533

3 2.2 АНАЛІЗ ЕКСПЛУАТАЦІЇ СВЕРДЛОВИН

Діючий експлуатаційний фонд свердловин на 1.01.2006 р. склав 4 одиниці (7-Чрм. 10-Чрм, 11-Чрм). Свердловина 4-Чрм вибула з експлуатації в кінці 2003 в зв'язку з обводненням. Свердловина 6-Стр використовувалася в якості спостережної.

Геолого-промислова характеристика продуктивних свердловин в таблиці 5.1.

Динаміка видобутку газу з експлуатаційних свердловин приведена в таблиці 3.5. Технологічні показники експлуатаційних свердловин приведені в таблиці 3.6.

Свердловина 4-Чрм розташована в північно-західній приконтурній частині покладу Б-2. Віддаль нижніх перфораційних отворів від площини ГВК складає всього 3,8 м, а віддаль від контура газоносності по підошві газоносного пласта - біля 40 м.

На протязі 1996 - 1997 рр.. в зв'язку відсутністю споживача газу, видобуток газу із свердловини склав сього 506 тис. м3. Робочий дебіт свердловини коливався від 0,16 тис. м3/д в літній період до 1.68 тис. м3/д в зимовий. З січня по липень 1998 р. Половина не експлуатувалась в зв’язку з облаштуванням родовища. На протязі другої половини 1998 р. із свердловини видобуто 2,062 млн. м3 газу.

Робочий дебіт свердловини досягав 27,0 тис. м3д при пластовій депресії 0,06 МПа. На протязі 1999 р. видобуто 3,676 тис. м3 /д. Робочий дебіт в зимовий період досягав 19,7 тис. м3/д. Видобуток газу в 2000 р. склав 3,479 млн. м3. При цьому максимальний робочий дебіт в зимовий період дорівнював 21.0 тис. м3/д.

Починаючи з січня 2001 р. робочі дебіти значно зменшились. Видобуток газу в 2001 р. склав всього 0.609 млн. м3/д, а робочий дебіт на кінець року знизився до 1,03 тис. м3 /д. В продукції свердловини появилась пластова вода. За 2001 р. водногазовий фактор збільшився від 1,0-1,5 до 5,7 л/1000 м3. При цьому пластова депресія виросла до 0,12 МПа. В 2002-2003 рр. видобуток газу, відповідно, склав 0,453 і 0,319 млн. м3. Водногазовий фактор перевищив 50 л/1000 м3. На кінець 2003 р. свердловина повністю обводнилась і вибула з експлуатації.

Всього видобуто із свердловини 11,105 млн. м3 газу. Пластовий тиск