в 17 розвідувальних свердловинах (1,5,6,8-20,31) і 7 експлуатаційних (21,22,23,28,30,52,55) , причому в свердловинах 52 і 55 горизонт випробовувався сумісно з горизонтом НД-9.
В свердловинах 1 і 15 отримані припливи пластової води , в свердловинах 12,19 і 31 горизонт виявився "сухим", решта свердловин дали промислові припливи газу.
Продуктивність покладу найбільш висока в південно-східній частині горизонту, де початкові абсолютно-вільні дебіти складали 1231-1750 тис.м.куб/д (св.5,21) Початковий пластовий тиск заміряний в свердловині 5 складав 22,28 МПа.
Початковий ГВК по південно-східній частині покладу за результатами випробовування і промислової геофізики прийнятий на абсолютній відмітці - 1667 м.
Положенням ГВК визначається південно-східна границя газового покладу , яка проводиться по однойменній ізогіпсі покрівлі горизонту 1667 м. Границі покладу на південному і північному заході, і північному сході літологічні і проводяться через свердловини 15,14,9,20,16 ( з врахуванням результатів випробовування та заключення промислової геофізики). В межах встановлених контурів площа газоносності. Газонакопичення в горизонті можна розглядати як пластовий поклад, який в північно-західному напрямку поступово переходить в прошарково-лінзоподібний поклад.
1.2. склад і фізико-хімічні властивості природного газу.
Характеристика газоконденсатних систем.
В процесі випробовування промислово-продуктивних горизонтів НД-9, НД-8 в розвідувальних і експлуатаційних свердловинах хімічними лабораторіями Стрийського ГПУ та інституту УкрНДГРІ проведені фізико-хімічні аналізи проб газу, відібраних на гирлі свердловин.
відсотків складається із вуглеводнів. Із не вуглеводневих газів присутні азот-0,1-2,03 % і вуглекислий газ-0,1-0,7%.
Вміст окремих вуглеводневих компонентів по відібраних пробах коливається в об’ємних відсотках: метану 95,315-99,51%,етану-0,04-0,2%, пропану 0,02-0,06%, бутанів 0,01-0,04%, пентанів сліди-0,01%.
Відносна питома вага газу коливається в межах 0,5580-0,5895 кг/м3.ю Нижча теплотворна здатність - 7920-8500 ккал/м.
Пластові тиски замірялись при випробовуванні горизонтів глибинними манометрами та визначались також розрахунковим способом виходячи із статичного тиску, заміряного на гирлі свердловини зразковими манометрами.
Заміри початкових пластових тисків проведені як на границях газових покладів, так і в за контурній ( водоносній ) частинах горизонтів.
За початкові пластові тиски кожного покладу окремо прийняті ті які заміряні перед вводом покладів в експлуатацію.
Заміри температури в свердловинах проводились в процесі промислово-геофізичних досліджень та глибинних замірів пластових тисків.
За даними замірів була побудована епюра , з якої знімались значення пластових температур на середині поверху газоносності відповідного горизонту.
Першочерговий підрахунок запасів газу по Пинянському родовищу ьув виконаний в 1970 р. Самбірською нафтогазовою експедицією глибокого буріння за результатами пошуково-розвідувальних робіт. Згідно з цим підрахунком Державна комісія з запасів корисних копалин колишнього Союзу затвердила запаси газу горизонтів НД-5,НД-6,НД-7,НД-8 і НД-9 за станом на 1.07.1970 р. в об’ємі 13518 млн.м3 по категорії С1 відповідно яким початкові запаси складають 14023млн.м3. Розподіл затверджених запасів по окремих горизонтах НД-8 та НД-9 та їх стан на 1.01.1994 р.:
початкові запаси НД-8 - 7046 млн.м.куб. НД-9 - 1169 млн.м.куб. Сумарний відбір газу по горизонтах НД-8 та НД-9 на 1.01.1994 р. становить 4237 млн.м.куб. Сумарні запаси газу на 1.01.1994 р. по горизонтах НД-8 і НД-9 становить 3978 млн.м.куб.
Перший підрахунок запасів за методикою падіння пластового тиску з використанням даних дослідно-промислової експлуатації газових покладів був проведений в 1973 р. групою з розробки газових родовищ Стрийського управління з видобутку та транспортування газу при складанні проекту розробки Пинянського родовища . Об’єктами підрахунку були поклади всіх розроблюваних продуктивних горизонтів за винятком горизонту НД-5, розробка якого на той час не здійснювалась. При цьому в північно-західній, низькопродуктивній частині родовища горизонти НД-8 і НД-9 розглядалися як один підрахунковий об’єкт в зв’язку з розробкою їх одною сіткою свердловин.
Враховуючи значне розходження між значеннями поточного пластового тиску , оцінку запасів за методикою падіння
пластового тиску виконано трьома способами:
Результати проведеної в 1973 р. оцінки запасів газу за методикою падіння пластового тиску показали , що отримані початкові запаси газу по горизонтах НД-6-НД-9 значно менші від затверджених запасів по цих горизонтах.
Останній підрахунок запасів газу за методикою падіння пластового тиску виконаний в 1979 р. співробітниками ІФІНГу . Підрахунок здійснено тільки двома методами : по падіння пластового тиску, зваженого по карті ізобар , та питомих об’ємів дренування газових покладів діючими свердловинами.
Компонентний хімічний
склад газу, % обєму | Горизонт
НД-5 | Горизонт
НД-6 | Горизонт
НД-7 | Горизонт
НД-8 | Горизонт
НД-9 | Горизонт
НД-8-НД-9
Метан | 97,57 | 97,85-99,49 | 97,9-99,45 | 98,58-99,51 | 95,15-99,02 | 99,28-99,41
Етан | сліди | 0,05-0,2 | 0,05-0,18 | 0,04-0,18 | 0,05-0,07 | 0,04-0,05
Пропан | сліди | 0,02-0,05 | 0,02-0,04 | 0,02-0,06 | 0,04 | 0,02-0,03
Бутан | сліди | 0,01-0,04 | 0,01-0,02 | 0,01-0,02 | 0,01-0,02 | 0,01
Пентан і вище | нема | сліди – 0,02 | сліди – 0,01 | сліди – 0,02 | сліди | сліди
Азот | 2,03 | 0,4-1,85 | 0,27 | 0,2-1,17 | 0,47-0,85 | 0,1-0,35
Вуглекислий газ | 0,4 | 0,1-0,7 | 0,3-0,4 | 0,1-0,6 | 0,4 | 0,2-0,4
Відносна питома вага
по повітрі | 0,5591-0,5666 | 0,5592-0,5601 | 0,5580-0,5895 | 0,5613-0,5628 | 0,5584-0,5595
Таблиця 1.1. - Результати аналізу газу Пинянського родовища.
2. Аналіз поточного стану експлуатації свердловин покладу.
2.1. Характеристика фонду свердловин і поточного стану їх експлуатації.
На пинянській площі пробурено 48 свердловин , в тому числі 23 пошуково-розвідувальних ,24 експлуатаційних та одну параметричну. Із розвідувального фонду в експлуатаці. прийнято тільки 4 свердловини, одну свердловину ліквідовано за технічних причин , а решту 19 свердловин ліквідовано за геологічних причин.Із ліквідованих в контурі промисловості газоносності родовища знаходяться свердловини 6,11,13 і 20 котрі через технічний стан не можуть бути використані для експлуатації горизонтів. Низькі припливи газу непромислового значення отримані