Международный научно-образовательный электронный журнал «образование и наука в XXI веке». Выпуск №25 (том 2)

Р
н
– 
пластовое давление на момент начало разработки месторождения, МПа;
P
t
– 
пластовое давление на момент проведения исследований, МПа; 
Q
зап
– предварительные запасы газа, 
млрд.м
3
;
Q
доб t
– объем газа извлеченный с начала разработки, млрд.м
3
; 
Z
н
, Z
t
– 
коэффициенты 
сжимаемости газа для начальных и текущих условий; Р
з t
– забойное давление, МПа; А и В – средние 
коэффициенты сопротивления, МПа
2

сут/тыс.м
3
, (МПа

сут/тыс.м
3
)
2
; Q
t
– добыча газа в t-ом году 
разработки, млрд.м
3
; Q
ct
– дебит средней скважины в t-ом году разработки, тыс.м
3
/сут; К
р
– 
коэффициент резерва скважин; К
э
– коэффициент эксплуатации скважин. 
При разработке месторождений в период падающей добычи, как правило, количество 
скважин остается неизменным и равным числу на конец периода постоянной добычи. 
Для прогнозирования технологических показателей разработки в данной работе 
принимается метод последовательной смены стационарных состояний. Согласно этому методу, в 
период постоянного отбора газа, в соответствии с его величиной определяется среднее пластовое 
давление в залежи на конец каждого года разработки. Далее, с учетом принятых ограничений на 
технологический режим, определяются дебит средней скважины, рабочие забойное и устьевое 
давления, действующий фонд скважин, необходимый для обеспечения заданной добычи. При 
прогнозировании показателей разработки, предельно допустимая депрессия на пласт было принято 
до 40 кгс/см
2
. 
В настоящей работе выполнено прогнозирование промышленной разработки 
сероводородсодержащих залежей месторождения Даяхатын по различающимся объемам годовой 
добычи газа – 1100 и 1600 млн. м
3
. Исходная информация, необходимая для прогнозирования 
промышленной разработки месторождения Даяхатын была подготовлена путем анализа 
результатов газогидродинамических исследований скважин, а также анализа текущего состояния 
разработки.
Вариант 1 
Постоянный годовой отбор газа в объеме 1100 млн.м
3
прогнозируется до 2039 года 
включительно (18 лет) с максимальным действующим фондом из 50 скважин, 31 из которых 
подлежат бурению. За период постоянного отбора из месторождения отбирается 19600 млн.м
3
газа или 51,0 % от его начальных запасов. С этим газом извлекается 430,33 тыс.т. конденсата или
37,0 % от его геологических запасов.
К концу прогнозного периода (2063 г.) суммарный отбор сероводородсодержащего газа из 
месторождения составит 34090 млн.м
3
или 88 % от его начальных запасов. При этом из недр 

---

634 
извлекается 688,77 тыс.т. конденсата или 59 % от его геологических запасов конденсата.
Пластовое давление в зоне расположения скважин к концу 2063 г. составит 25,9 кгс/см
2
, рабочее 
давление на их устье - 11,1 кгс/см
2
, дебит газа - 17,33 тыс.м
3
/сут.
Вариант 2 
Постоянный годовой отбор газа в объеме 1600 млн.м
3
прогнозируется до 2030 года 
включительно (9 лет) с максимальным действующим фондом из 57 скважин, 36 из которых 
подлежат бурению. За период постоянного отбора из месторождения отбирается 18080 млн.м
3
газа или 47 % от его начальных запасов. С этим газом извлекается 407,14 тыс.т. конденсата или 35 
% от его геологических запасов. К концу прогнозного периода (2057 г.) суммарный отбор 
сероводородсодержащего газа из месторождения составит 34580 млн.м
3
или 89 % от его начальных 
запасов. При этом из недр извлекается 726,48 тыс.т. конденсата или 62 % от его геологических 
запасов конденсата. Пластовое давление в зоне расположения скважин к концу 2057 г. составит 
23,3 кгс/см
2
, рабочее давление на их устье - 8,8 кгс/см
2
, дебит газа - 15,08 тыс.м
3
/сут. 
Из сопоставления результатов прогнозирования технологических показателей разработки 
сероводородсодержащих залежей месторождения Даяхатын, представленных лучшими 
технологическими показателями характеризуется вариант 2, где немного больше газоотдача (рис.1) 
достигается за более короткий период разработки (35 лет). Однако, в этом варианте необходимо 
пробурить на 7 скважин больше в сравнении с вариантом 1, что может привести к дополнительным 
расходам. Поэтому, окончательный выбор рекомендуемого варианта дальнейшей разработки 
месторождения Даяхатын может быть сделан по результатам экономической оценки 
технологических показателей рассмотренных вариантов 
Рисунок 1