Класс Месторождения: Мелкое
Тип Месторождения: Газоконденсатное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1990
Источник информации:
Метод открытия:
Площадь: 70.81 км²
Месторождение Урга
Месторождение Урга открыто в 1990 г. в процессе проводившихся в 1986-1996 гг. поисково-разведочных работ. В общей сложности на месторождении пробурено 11 поисковых и разведочных скважин. Месторождение многопластовое; газовмещающими являются терригенные коллекторы верхнеюрского возраста. Газоконденсатные залежи этого месторождения приурочены к верхнеюрским терригенным коллекторам пористостью 13-25 %, проницаемостью 1-100 млд, остаточной водонасыщенностью 0,15-0,35. Продуктивные горизонты (J3 1 , J3 2 , J3 2a , J33 , J35 , J3 6 , J37) представлены пачками песчаников, разделенных глинистыми слоями, которые являются флюудоупорами, обеспечивающими изоляцию залежей. Песчаники мелко- и разнозернистые, глинистые, аллювиально-делювиального генезиса, с резкой изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) по площади и разрезу.
Месторождение было введено в опытно-промышленную эксплуатацию в августе 1995 г.
ГКЗ Республики Узбекистан в своем протоколе отметила., что газо- конденсатное месторождение Урга характеризуется весьма сложным геологическим строением из-за неравномерного распространения по площади и разрезу коллекторов, представленных плохо коррелируемыми между собой телами песчаников мощностью от долей до 20 м, с преимущественным распространением тонких пропластков и линз, большинство из которых характеризуется ограниченной площадью развития и разобщенностью по разрезу большими интервалами залегания пород-неколлекторов. Залежи газа, приуроченные к выделенным подсчетным объектам, структурно- литологические. При этом, в подсчетные объекты в ряде случаев объединены группы пропластков и линз литологически и гидродинамически разобщенные между собой. Исключительная сложность строения месторождения существенно затрудняла выделение продуктивных коллекторов в разрезе, оценку их параметров и построение геологических моделей газоносных объектов. Поэтому запасы газа по этому месторождению неоднократно пересматривались, т.к. сначала разработки падение давлений в залежах не соответствовали отборам газа. При этом запасы изменялись почти в два раза, и если первоначально оценки разных исполнителей составляли около 50 млрд метров кубических, то последняя оценка в 2004 году, эту цифру спустила до 17 млрд метров кубических.
Месторождение Урга ведено в опытно-промышленную эксплуатацию 27 августа 1995 г. по проектам разработки и обустройства, выполненным институтом "УзбекНИПИнефтегаз". Ввод месторождения в опытно-промышленную эксплуатацию должен быть осуществлен 5-ю разведочными скважинами. Предусматривался ввод в эксплуатацию до 1 июля 1998 г. еще 10 скважин, в том числе 3-х разведочных и 7-и эксплуатационных с доведением суточной добычи газа до 4 млн. м3 и газового конденсата до 25-30 т. По состоянию на 01.01.1997 г. (время составления «Проекта промышленной разработки месторождения Урга») в общем фонде числилось 18 скважин, в том числе 11 разведочных и 7 эксплуатационных. Годовые уровни добычи газа из месторождения Урга для проектирования его разработки были определены в количествах: 1.5 млрд. м3 в 1997г. и 2.0 млрд. м3 в 1998- 2000 гг., с максимальным суточным отбором в зимнее время 9.0 млн. м3 в 1998 г.
Способ эксплуатации скважин – одновременно-раздельный, учитывая, что пласт J3 2 разрабатывается самостоятельной сеткой скважин. Продуктивная пачка J35 разрабатывается скважинами, среди которых имеются как «одиночные», эксплуатируемые без совмещения с другими пластами и пачками, так и «совмещенные» (J35 + J33 + J35 + J3 1) варианты. Продуктивные пласты и пачки J3 8 , J3 6 , J37 , J33 , J3 2а разрабатываются "совмещенными" скважинами (J3 8 + J3 6 + J37 + J3 6 + J33 + J3 2а ). Принимается постоянным количество скважин на весь период разработки в пластах и пачках J3 8, J35 , J33 , J3 2а J3 1 с суммарными запасами, составляющими 24% от общих запасов. Указанные пласты и пачки совмещаются следующим образом - J3 8 + J3 8 + J3 6 + J35 + J33 + J33 + J3 2а , J35 + J3 1 . Характерной особенностью рассмотренных вариантов являются низкие величины коэффициентов газо- и конденсатоотдачи за весь промышленный срок разработки месторождения, обусловленные снижением рабочих давлений на устье скважин ниже допустимых пределов (5 кг/см2), когда компремирование добываемого газа становится экономически не оправданным. Газоотдача по всем вариантам составила 68.2%, конденсатоотдача – 63.7% от балансовых запасов.
По первому варианту за период постоянного отбора суммарная добыча газа составит 18.17 млрд. м3 или 48.6% от начальной величины запасов месторождения. За весь промышленный срок разработки (2010 г.) будет отобрано 25.5 млрд. м3 газа, что составит 68.2% от начальных запасов месторождения. Вместе с газом будет извлечено 530.67 тыс. т конденсата или 63.7% от балансовых запасов в целом по месторождению.
Однако, в 2003г. стало ясно, что планируемые показатели не выполняются, т.к. бурящиеся проектные скважины не увеличивают добычу газа, а только компенсируют скважины, которые выходят из фонда добывающих по причине обводнения и самозадавливания. Поэтому было принято решение о прекращении дальнейшего бурения проектных эксплуатационных скважин до выяснения фактической геологической модели и пересмотра остаточных запасов газа. Из всех продуктивных горизонтов (J3 1 , J3 2 , J3 2a , J33 , J35 , J3 6 , J37 , J3 8) по которым были подсчитаны и утверждены запасы газа и конденсата в разработке находятся 6 (J3 2 , J3 2a , J33 , J35 , J3 6 , J37) Фактическая схема совместной эксплуатации в скважинах нескольких горизонтов, применяемая на месторождении Урга, не позволяет уверенно оценить суммарный отбор по каждому горизонту. Поэтому распределение газа по горизонтам по каждой скважине производится пропорционально утвержденным запасам этих горизонтов, что создает определенную условность суммарных отборов.
1. Извлекаемые запасы газа на Ургинском месторождении должны составлять около 25,9 млд. м3, в том числе по рассматриваемым горизонтам 12,7 млд. м3 . Суммарные дренируемые запасы по этим горизонтам составляют 12,2 млд. м3. Таким образом, текущий коэффициент газоотдачи для рассматриваемых пластов составил 0,674, что близко к коэффициенту вытеснения.
2. Приведенные данные можно рассматривать только в качестве оценочных, т.к. для более точного определения коэффициента извлечения необходимо гораздо больше определений по керну, чем мы имеем в настоящее время.
Источник: В.А. Гричаников И.П. Бурлуцкая А.В. Овчинников. НАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ «УРГА» С ЦЕЛЬЮ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВОЗМОЖНОЙ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ ГАЗА И КОНЕЧНОЙ ГАЗООТДАЧИ. НАУЧНЫЕ ВЕДОМОСТИ Серия Естественные науки. 2011. № 21 (116). Выпуск 17
Следующее Месторождение: Mamajurgaty