Аналіз розробки покладу.

2.1. Коротка історія та етапи проектування розробки родовища.

Основні положення останнього проектного документу на

розробку та експлуатацію родовища та покладу.

Комишнянське газоконденсатне родовище розташоване в центральній частині Дніпровсько-Донецької западини між Глинсько - Розбищевською і Гесенківсько-Лейківською структурними зонами.

Родовище відкрито в 1983 році параметричною свердловиною N488, в котрій отримано промислові припливи газу з візейських відкладів (гор.В-І6н, В-20н-21в, В22н, В22в-22н). В результаті подальшого розгортання пошуково-розвідувальних робіт були відкриті оклади газу і в горизонтах В-17в2, В-17вЗ, В-17н2 і В-19. Суттєві труднощі при вивчені родовища, обумовлені великими глибинами залягання продуктивного розрізу, структурно-літологічним типом резервуарів, малими розмірами пасток. Газоносні горизонти залягають в інтервалі глибин 4984-5913 м.

В результаті комплексного аналізу геолого-геофізичних і геолого-промислових матеріалів, на Комишнянському ГКР виділено 12 підрахункових горизонтів: В-16в1, В-16н, В-17в1, В-17в2, В-17вЗ, В-17н, В-17н2, В-19, В-20н, В-21в,В-21н, В-22в+22н.

Поклади газу та конденсату приурочені до чотирьох окремих блоків свердловин 2, 9, 424 і 488, розмежованих тектонічними порушеннями, і являються самостійними гідродинамічними системами. Поклади характеризуються невитриманістю товщин і колекторських властивостей продуктивних пластів, а також наявністю тектонічних порушень. Поширення газоносності контролюється і структурним фактором.

На Комишнянському газоконденсатному родовищі із 13 пробурених свердловин 5 розташовані в межах газових покладів (св.2, 9, 16, 424, 488), з яких свердловини 2, 488 передані ГПУ "Полтавагазвидобування". 10 свердловин ліквідовано за геологічними причинами, як такі, що виконали свої геологічні завдання і одна свердловина 1 ліквідована за технічними причинами. Основними причинами ліквідації свердловин 3, 5, 7, 12, 14, 17, 20 являється відсутність продуктивних пластів в розрізі або одержання непромислових припливів газу. Свердловини 9, 16. 424 ліквідовано через неможливість повернення на продуктивний горизонт після випробування вищезалягаючих пластів, які дали від'ємний результат.

Законтурні свердловини розкрили візейський розріз в зонах низьких ємкісно-фільтраційних характеристик перспективних пластів і в період розробки родовища не можуть бути використані.

До діючого фонду належить свердловини 2,488, яка розробляє гор.В-І6н, 9, яка розробляє гор. В-І9, та 50, 52, які розробляють гор. В-І7.

Протягом всьго етапу розробки родовища складались такі документи:

1 "Підрахунок запасів вуглеводнів в колекторах Комишнянського родовища"
Договір 572 в 2-х томах ДП "Полтаванафтогазгеологія".

2 "Проект дослідно-промислової експлуатації Комишнянського ГКР з
використанням технологій підвищення вуглеводневілдачі": УкрНДІгаз /Звіт за
договором /2001: Керівник договору Бікман Є.С. X.. 2001.

3. НДР “Проект ДПР Комишнянського газоконденсатного родовища”. (47.437/2002-2003)

2.2. Аналіз фактичних показників покладу. Причини

відхилення фактичних показників від проектних.

В таблиці 2.1 приведено фактичні і проектні показники розробки по візейських покладах.

Як видно з таблиці 2.1 з 1995 по 2003 рок проектні показники розробки не приведені. Це пояснюється тим, що ці показники не рахувались.

Розробка родовища починалась св. 2, яка була введена в експлуатацію 12.95.1995 року з початковим дебітом 10 тис.м3/добу. В процесі експлуатації свердловини дебіт тримався на низькому рівні 3-10 тис.м3/доб при Робочому тиску 3,92-9,8 МПа. У 1996 році свердловина пропрацювала 1 місяць, а у 1997 році – 3 місяці. Ускладнення видобутку продукції із свердловини пов'язано з накопиченням конденсату на вибої через недостатню швидкість газорідинного потоку для його виносу на поверхню. Продувка свердловини не давала помітних результатів.

Питомий поточний вміст конденсату становить 197,0 г/м3.

Станом на 2003.01.01 із свердловини видобуто 5,94 млн.м3 газу та 1,56 тис.т конденсату. Пластовий тиск по свердловині знизився з 56,75 до 45,8 МПа. Вода в продукції свердловини конденсаційна.

Незначне зростання видобутку газу та конденсату з 2005 року, пояснюється тим, що 01.05.2005 року була введена в експлуатацію із консервації св. 488 з початковим дебітом 0,5 тис.м3/добу.

Стрімке падіння робочого тиску в 1996 році можна пояснити тим, що свердловина 2 в 1996 році пропрацювала лише один місяць і в динаміках основних параметрів роботи свердловини він не був приведений, а річний та сумарний відбір конденсату береться в обрахунок лише з 1998 року.

При аналізі показників розробки покладів проведене співставлення фактичних і проектних показників. Була встановлена їх не відповідність. Причинами невідповідності фактичних і проектних показників можуть бути :

не правильно підраховані запаси газу,

невідповідність проектних і фактичних дебітів,

свердловини довгий час стояли в простої.

накопичення тиску.

малодебітні свердловини.

.

Таблиця 2.1. – Значення фактичних і проектних показників розробки горизонту В-16н.

t,

роки | К-сть свердловин n, шт. | Рроб, Мпа | Рпл, МПа | qг.д., тисм3/доб | Річний відбір газу Qг.р., млнм3 | Річний відбір конд. Qк.р., тис. т | Сумарний відбір газу Qвид сум, млнм3 | Сумарний відбір конд.Qк сум,

тис. т

Факт. | Пр. | Факт. | Пр. | Факт. | Пр. | Факт. | Пр. | Факт. | Пр.

1995 | 1 | - | 11,7 | 56,75 | 10 | 0,010 | - | - | - | 0,010 | - | - | -

1996 | 1 | - | - | 56,3 | 0,16 | 0,005 | - | - | - | 0,015 | - | - | -

1997 | 1 | - | 3,92 | 53,2 | 1,09 | 0,098 | - | - | - | 0,113 | - | - | -

1998 | 1 | - | 9,31 | 53 | 1,95 | 0,710 | - | 0,221 | - | 0,823 | - | 0,221 | -

1999 | 1 | - | 9,8 | 51,7 | 3,7 | 1,352 | - | 0,419 | - | 2,175 | -