2.6.Физико-химические свойства и составы флюидов

По типу, составам и свойствам добываемых флюидов весь фонд скважин подразделяется на три группы:

1) скважины “сухого” поля – продукция их представлена углеводородами, находящимися в газовой фазе; состав и свойства пластового газа и дегазированного конденсата характеризуются закономерными изменениями в зависимости от величины давления и глубины газоотдающего интервала;

2) скважины с жидкостными притоками – продукция их представляет собой пластовый газ и пластовые жидкие флюиды (выпавший в пласте конденсат, нефть и их смесь); состав и свойства добываемого газа и жидкой фазы могут изменяться в широких пределах;

3) продукция скважин промышленных полигонов, характеризующихся поступлением тюменского газа и ретроградных компонентов, перешедших в газовую фазу; в пластовых условиях эти углеводороды находятся в газовой фазе.

3.Анализ текущего состояния разработки

3.1.Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

В 1966 г. был выполнен “Комплексный проект опытно - промышленной эксплуатации Вуктыльского газоконденсатного месторождения Коми АССР”, и с сентября 1968 г. началась практическая реализация его основных положений. Проектом было предусмотрено осуществить разработку без поддержания пластового давления с максимальным уровнем отбора газа 10 млрд.м³ в год при 66 скважинах и среднем дебите 500 тыс.м³/сут. В ходе дальнейшей эксплуатации месторождения осуществлялась его доразведка, уточнялись геологическое строение, план расстановки скважин, запасы углеводородного сырья и, соответственно, корректировались показатели разработки. Характер их изменения свидетельствует о продолжающейся до настоящего времени эксплуатации месторождения на газовом режиме без существенного проявления влияния внедрения пластовых вод.

В период 1991-1995 гг. эксплуатация основной залежи Вуктыльского НГКМ проводилась на основе “Комплексного проекта разработки Вуктыльского нефтегазо-конденсатного месторождения на завершающей стадии”, утвержденного 26.03.90 г. заместителем председателя Правления государственного газового концерна Газпром.

В настоящее время месторождение разрабатывается в соответствии с “Анализом состояния разработки Вуктыльского НГКМ и проектных показателей на период 1996-2000 гг.”, рассмотренным и утвержденным на заседании секции по разработке Комиссии по месторождениям и ПХГ РАО Газпром (протокол № 14/95 от 9.12.95 г.).

Сопоставление основных проектных и фактических показателей за период 1991-1997 гг. приведены в табл.2.1.

Годовые объемы добычи газа в период 1991-1995 гг. превышали проектные на 1,4-16,3 % . Это связано с большим, относительно проектных, числом фактически действующих скважин за счет уменьшении резервного фонда. В 1996-1997 гг. на расхождение проектных и фактических объемов добычи оказал влияние более высокий коэффициент эксплуатации высокодебитных скважин.

С начала разработки месторождения содержание конденсата закономерно снизилось с 360 г/м³ до 44,91 г/м³ в 1987 г. Последующий период характеризуется монотонным ростом содержания конденсата в продукции скважин, что сказалось на среднем содержании С₅₊ в газовой фазе и извлечении стабильного конденсата. Повышенное содержание С₅₊ связано с проявлением двухфазной фильтрации и притоком жидких углеводородов к забоям эксплуатационных скважин практически всех УКПГ. В дальнейшем, по мере снижения пластового давления (1994-1997 гг.), этот процесс, возможно, еще больше активизировался за счет начала прямого испарения выпавшего конденсата.

Фонд эксплуатационных, контрольно-наблюдательных и пьезометрических скважин соответствует проектному. Уменьшение фонда действующих скважин в 1997 г. связано с переводом 14 единиц в фонд нагнетательных скважин (реализация проекта “Конденсат-3”). Колебания коэффициента эксплуатации в период 1991-1995 гг. обусловлены перераспределением отборов между низкодебитными (периферийными) и высокодебитными (купольными) скважинами.

Cредневзвешенное по объему порового пространства пластовое давление выше проектного, а в зоне дренирования в 1996-1997 гг. практически совпадает с проектным (см.табл.2.1).

Условия подготовки газа ( давление и температура) в основном соответствуют проектным. Динамика снижения давления на входе ДКС обусловлена необходимостью повышения эффективности работы низкодебитных скважин, выносящих дополнительное количество жидких углеводородов. Качество подготовки газа лучше, чем предусматривалось проектом - содержание С₅₊ в магистральном газе от 9,8 до 8,4 г/м³, что ниже проектного.