на ??фазової проникністю порід для газу при вмісті залишкової водонасиченому, залежністю початкової газонасиченості від проникності порід, кривими капілярного тиску.
Фазова проникність порід для газу при вмісті залишкової водонасиченому (К пр фаз), моделюється методом центрифугування, визначалася під ВНІІГІС (м Калінін) по керну зі свердловини 6 [1]. Величина фазової проникності в залежності від абсолютної проникності (К пр) порід (малюнок 2.4.1а) описується співвідношенням
До пр фаз=0.9784 * К пр - 0.8645 (R 2=0.9967). (1.1)
Величина відносної проникності (К пр отн=К пр фаз/К пр) залежно від абсолютної (малюнок 2.4.1б) описується співвідношенням
До пр отн=0.187 * Ln (К пр) +0.3488 (R 2=0.7819). (1.2)
Початкова газонасиченість (S г поч) колекторів розрахована як 1-S во. Залишкова водонасиченому (S во) встановлена ??за дослідженнями керна з свердловини 6 прямими визначеннями і по керну зі свердловин 102, 106, 115 за непрямими визначень [8]. Початкова газонасиченість колекторів при проникності порід від 0.1 * 10 - 3 мкм 2 до 20 * 10 - 3 мкм 2 (малюнок 2.4.2) описується співвідношенням
г поч=0.0797 * Ln (К пр) + 0.8898 (R 2=0.751). (1.3)
При проникності більше 20 * 10 - 3 мкм 2 величина S г поч становить близько 0.9.
. 7 Запаси газу і конденсату
Запаси газу по ніжневізейскому горизонту родовища Амангельди оцінювалися неодноразово. Вперше підрахунок запасів газу і конденсату був виконаний в 1981 р на підставі результатів пошуково-розвідувальних робіт (17 свердловин). Затверджені початкові геологічні запаси газу і конденсату по ніжневізейскому горизонту склали відповідно по категорії С1 - 1 979 млн.м 3 і 153 тис.т (Протокол ДКЗ СРСР № 8 884 від 27.11.1981 р).
У 1996 році запаси газу по ніжневізейскому горизонту були перелічені і затверджені в ДКЗ РК (Протокол № 46 від 09.10.1996 р). В результаті перерахунку геологічні запаси газу і конденсату ніжневізейского горизонту збільшилися і склали по категорії С1 (С 2) - 17058 (8020) млн.м 3 газу та 1 466 (690) тис.т конденсату. В цілому (за сумою категорій С1 + С 2) запаси вуглеводневого газу склали 25078 млн.м 3 і конденсату - 2 156 тис. Т. Причиною збільшення запасів газу стало прийняття більш низьких значень мінімального рентабельного дебіту свердловин, рівного 5 тис.м 3/добу.
За станом на 01.01.2006 р запаси газу були переглянуті та затверджені з урахуванням додаткової інформації по 15 пробурених експлуатаційних свердловинах (Протокол ГКЗ РК № 632-07-У від 15.11.2007 р.).
Виходячи з розбурених, вивченості та продуктивності газових покладів запаси газу оцінені за категоріями С1 і С 2.
За категорії С1 в цілому по родовищу початкові геологічні запаси газу і конденсату склали 18952 млн.м 3 або 75.8% від усіх геологічних запасів, конденсату 1630 тис.т.
За категорії С 2 оцінені запаси газу в південно-західній (свердловини 7, 15) і северовосточной (свердловина 17) частинах покладів, тому що в цих свердловинах отримані невисокі дебіти газу і дослідження на збільшення продуктивності шарів не вироблялося.
Геологічні запаси газу і конденсату з цієї категорії склали 6 067 млн.м 3 і 522 тис.т, відповідно або 24.2% від усіх геологічних запасів по родовищу.
В результаті перерахунку початкові геологічні запаси газу в цілому по родовищу (категорії С1 + С 2) склали 25 019 млн.м 3, що на 0.2% менше значаться на Державному балансі корисних копалин РК.
2. Технологічна частина
. 1 Підготовка геолого-промислової основи для проектування розробки
Аналіз результатів газогідродінаміческіх досліджень
При випробуванні ніжневізейского горизонту родовища Амангельди з метою оцінки продуктивності пробурених свердловин, а також в процесі експлуатації видобувних свердловин з метою оцінки їх поточної продуктивності, проводилися газогідродінаміческіе дослідження на стаціонарних (методом усталених відборів - Муо) і нестаціонарних ( методом відновлення тиску - КВД) режимах фільтрації.
Результати газогідродінаміческіх досліджень свердловин - Муо і КВД, виконаних за період дослідно-промислової експлуатації (2003-2006 рр.) [3-7], наведені в таблицях 2.1 і 2.2, відповідно.
За результатами досліджень Муо, виконаних в 2005 р були отримані значення фільтраційних коефіцієнтів свердловин ніжневізейского горизонту, що знаходяться в межах: a - 0.2719-5.6433 МПа 2 /(тис.м 3/добу) і b - 0.0020-0.3836 МПа 2 /(тис.м 3/добу) 2 [6].
