за цією методикою складають 10688 млн.м.куб ,що на 1117 млн.м.куб більше запасів , підрахованих в 1979 р. Цей фактор вказує на зростання в часі дренованих запасів газу по Пинянському родовищу та їх наближення до затверджених в запасів. Однак розподіл дренованих запасів по окремих продуктивних горизонтах значно відрізняється від розподілу затверджених запасів.
Зростання в часі дренованих запасів газу обумовлено поступовим підключенням в розробку низько проникних проверстків продуктивного розрізу горизонту та периферійних ділянок газових покладів. Враховуючи тенденцію до певного відновлення пластового тиску, що спостерігається по окремих свердловинах, можна передбачити їх подальше зростання і наближення до затвердженого об’єму.
Відповідно найбільш вірогідними запасами підрахованими по питомих об’ємах дренування, залишкові запаси газу по Пинянському родовищу складають 2928 млн.м.куб., тобто 27 відсотків від початкового значення. Основна частина цих запасів (54,6%) пов’язана з горизонтами НД-9-НД-8 - 1598 млн.м.куб , з яких 1345 млн.м.куб зосереджені в північно-західній частині.
2.3. Аналіз зміни пластового тиску по площі газоносності.
Площа газоносності умовно розділяється на дві частини: південно-східну і північно західну частини покладу . Розподіл тисків по горизонту НД-8-9
зображено на карті ізобар рис. 2.1.Приведемо зміну середніх пластових тисків по двох частинах покладу та по покладу в цілому.
Таблиця 2.1 – зміна пластового тиску по горизонту НД-8 НД-9
Роки | Зміна пластового тиску, МПа
В цілому по покладу | Південно-східна частина
покладу | Північно-західна частина
покладу
1969 | 22,43 | 22,13 | 22,97
1970 | 21,82 | 20,76 | 22,93
1971 | 19 | 14,7 | 21,73
1972 | 14,47 | 8,49 | 18,55
1973 | 11,88 | 6,23 | 15,47
1974 | 10,2 | 5,42 | 13,54
1975 | 9,34 | 5,02 | 12,37
1976 | 7,95 | 4,2 | 10,58
1977 | 7,6 | 3,31 | 9,75
1978 | 7,01 | 2,91 | 9,06
1979 | 6,72 | 3,42 | 8,23
1980 | 6,53 | 3,29 | 7,97
1981 | 6,3 | 3,21 | 7,67
1982 | 6,16 | 3,03 | 7,54
1983 | 6,26 | 2,91 | 7,37
1984 | 6,08 | 2,73 | 6,83
1985 | 5,34 | 2,63 | 6,26
1986 | 5,01 | 2,42 | 5,86
1987 | 4,58 | 2,65 | 5,07
1988 | 5,02 | 2,64 | 5,7
1989 | 4,85 | 2,43 | 5,55
1990 | 4,83 | 2,95 | 5,36
1991 | 4,81 | 2,9 | 5,35
1992 | 4,77 | 2,83 | 5,32
1993 | 5,5 | 3,77 | 5,8
Як видно з рисунка 2.2. середній пластовий тиск за час розробки покладу упав від 23,48 МПа до 5,5МПа, тобто на 76,6%
В 1987-1993 р.р. в покладах НД-9-НД-8 горизонтів спостерігається різке зменшення темпів падіння пластового тиску , тому в деяких свердловинах (10,28,30,53,59) відбувається ріст пластових тисків ,що свідчить про приплив з периферійних не дренованих частин покладів.
2.4 Аналіз просування в поклад пластових вод і обводнення свердловин.
На Пинянському родовищі в нижньосарматському комплексі водовміщающими є піщано-глинисті горизонти ВД-7-НД-9.
В товщині відкладів нижнього сармату виділяються дві геологічні зони, границя між якими простежується на різних глибинах від 1100 м на північному сході до 2000 м на південному заході.
Води першої зони характеризуються трьома типами: хлоркальцієвим, хлор магнієвим і сульфатно натрієвим.
Практика розробки нижньосарматських газових покладів на Пинянському і суміжному родовищах засвідчує, що вона
проходить при газовому режимі.
В межах газового родовища водоносні горизонти не мають ні областей живлення. ні областей розвантаження, що обумовлює закритий характер їх водонапірної системи, що поряд із значною літологічною неоднорідністю по площі водяних колекторів практично виключає просування законтурних вод в газові поклади і обумовлює газовий режим їх розробки.
По більшості свердловин виніс води почався з самого початку експлуатації.
Джерелом її поступлення є окремі повністю водонасичені проверстки , які залягають в продуктивному розрізі. Зі зменшенням дебіту газу вода починає накопичуватися на вибої свердловини , шо є причиною їх передчасного обводнення .
Виключенням можуть бути тільки при контурні свердловини 21,26,51 обводнення яких відбулося завдяки проникненню в поклад пластових вод.
Водяний фактор по об’єкту з початку розробки виріс від 0,33 до 4,3-8,2*10-3 м.куб./тис.м.куб , що пояснюється зменшенням робочих дебітів газу по свердловинах.
Майже з всіх свердловин об’єкту виноситься пластова та мінералізована вода при водяному факторі 2,7-4,8 л/тис.м.куб, з найбільшим водяним фактором 5,4 л/тис.м.куб працюють свердловини 53, 54.
2.5 Оцінка режиму покладу за промисловими даними
Для оцінки режиму покладу використовуємо залежність зведеного пластового тиску від сумарного видобутку газу, побудованого за весь період розробки
Таблиця 2.2 – вихідні дані для побудови характерної залежності горизонту
НД-8-НД-9 Пинянського газового родовища
Роки | Пластовий тиск ,МПа | z(Pпл(t)) | Pпл(t)/z(P) | Q(t), млн.м.3
1969 | 22,43 | 0,878 | 25,558 | 49,7
1970 | 21,82 | 0,875 | 24,948 | 188,6
1971 | 19 | 0,864 | 21,984 | 583,4
1972 | 14,47 | 0,861 | 16,807 | 1285,4
1973 | 11,88 | 0,867 | 13,695 | 1806,1
1974 | 10,2 | 0,875 | 11,695 | 2186,2
1975 | 9,34 | 0,881 | 10,606 | 2467,5
1976 | 7,95 | 0,891 | 8,923 | 2738,7
1977 | 7,6 | 0,894 | 8,502 | 2867
1978 | 7,01 | 0,899 | 7,795 | 3150,4
1979 | 6,72 | 0,902 | 7,45 | 3307
1980 | 6,53 | 0,904 | 7,224 | 3445,3
1981 | 6,3 | 0,906 | 6,951 | 3558
1982 | 6,16 | 0,908 | 6,786 | 3661,3
1983 | 6,26 | 0,907 | 6,904 | 3761,7
1984 | 6,08 | 0,909 | 6,692 | 3847,3
1985 | 5,34 | 0,917 | 5,824 | 3921,9
1986 | 5,01 |