До числа найкрупніших диз'юнктивних порушень відносяться скидання: Карабіновський (амплітуда вертикального зсуву 300 м) з апофізою "А", Булаховський (амплітуда 120-135 м), Центральний (амплітуда 300 м), Кочережський (амплітуда від 30 до 250 м) і Павлоградсько-Вязовський (амплітуда зсуву від 75 до-380 м).
Описані порушення не є одновіковими і виникли, ймовірно, в ті ж орогенні фази, що і в Донбасі. Оскільки більшість порушень січе нижній і середній карбон, а іноді і тріас (апофиза Кочережського скидання), то природно пов'язувати їх виникнення з другою серією горотворних рухів у відкритому Донбасі (пізня пермь - кінець тріасу). Разом з тим крупні тектонічні переміщення, відповідні першій фазі орогенезу в Донбасі, мали місце в ранньому карбоні, на межі раннього і пізнього Серпухова.
Мезозойські відкладення залягають моноклинально і падають на північ і північний схід, тобто у бік осьової частини западини, причому простягання пластів більш молодих відкладень знаходить поступове відхилення від широтного напряму до північно-західного. Нахил мезозойських відкладень не перевищує в межах моноклиналі 15-18 м на 1 км. Загальний вид моноклинального залягання мезозойських порід порушується окремими антиклінальними підняттями (Голубівське, Новоселівське, Іллічівське, Миронівське і ін.).
1.2 Геолого-фізичні властивості покладу і флюїдів
При обгрунтуванні системи розробки (обєктів експлуатації та кількості експлуатаційних свердловин) враховано також практику сусідніх родовищ.
Діаметр експлуатаційної колони : 140/168 мм.(глибина стиковки3600 м)
Діаметр насосно-компресорних труб: 89/73 мм.(глибина стиковки1500м)
Таблиця 1.1 - Характеристика виділених об’єктів експлуатації
| №п/п | Експлуатаційний об’єкт | К-сть. експлуатац. св-н (№ свердл. ) | Глибина проектних свердловин, м | Продуктивні горизонти | Запаси газу. млрд. м3 |
| 1 | I | 1 (№6) | 4900 (пр-кт) 5400) | В-16 | 0,430 |
| 2 | II | 2 (№5, №9) | 5150 | В-17 | 0,878 |
| 3 | III | 3 (№2, 3, 10) | 5200 | В-18 | 0,970 |
| 4 | IV | 11 (проект) | 5200 | В-19 | 0,270 |
Глибина спуску насосно-компресорних труб в свердловинах № 2, 3, 10, що експлуатують В-12: 4900 – 5140 м (10-20 м над верхніми отворами перфорації).
Дебіт газу замірявся за допомогою 2’’ діафрагмового вимірювача критичної течії.
Результати випробувань приведемо в таблиці 1.2.
Таблиця 1.2 - Результати випробування на продуктивність свердловини №3, інтервал 5148-5168м, горизонт В-12
| Діам. діафр., мм | Час стаб.,Год. | Тиск, МПа | Туст,К | Q,тис. м3/добу | Qк,м3/добу | Коеф.фільтр. | |||
| Ртр | Рзтр | Рвиб | А | В | |||||
| 6,0 | 30 | 22,02 | 21,06 | 32,58 | 289 | 54,2 | 6,0 | 1,2 | 0,11 |
| 7,2 | 30 | 20,68 | 21,20 | 31,01 | 289 | 64,6 | 6,5 | ||
| 8,0 | 30 | 19,01 | 19,94 | 29,19 | 289 | 67,8 | 6,8 | ||
| 8,6 | 31 | 18,44 | 19,46 | 28,17 | 289 | 89,3 | 8,1 | ||
| 10,0 | 36 | 14,98 | 15,14 | 24,38 | 289 | 101,4 | 8,9 | ||
| 12,0 | 30 | 12,34 | 14,02 | 23,28 | 289 | 109,2 | 9,1 | ||
За дослідженням горизонт В-12 по продуктивності відноситься до групи низькодебітних. Максимальний дебіт газу, отриманий при роботі свердловини на діафрагмі 12,0 мм, склав 109 тис м3/добу при депресії на пласт 14,6 МПа, робочому тиску 12,34 МПа.
Коефіцієнти фільтраційних опорів склали:
А=1,2 (МПа2·добу)/тис.м3 ,В= 0,11 ((МПа·добу)/тис.м3)2
Проникність пласта, розрахована за даними дослідження свердловини №3 на продуктивність, дорівнює Кпр = 10,2 10-15 м2.
Пластовий тиск, розрахований згідно статичного (Рст =31,6 МПа) на середину інтервалу перфорації (5158 м) дорівнює Рпл=37,9МПа.
Після дослідження на продуктивність свердловину було закрито та виконано запис КВТ. Визначені коефіцієнти a=1056,25 МПа2, b = 46,1 МПа2/с.
За результатами обробки КВТ та кривої відновлення тиску визначаємо параметр провідності пласта kh/m=21,03 (Д·м)/сП, та проникність Кпр=12·10-15 м2.
Горизонт В-12 визначається продуктивним, за даними ГДС, в свердловинах №2, 3, 5, 9, 10, його продуктивність доведена випробуванням у свердловинах №2, 3.
| №свердл. | Глибина залягання, м | Товщина, м | Проходка з відбором керну, м | Винос керну | КПпогдс | Характеристика порід-колекторів | Характер на-сиченості горизонту по гдс | Примітка | |||||||
| загальна, м | ефек-тивна, м | м | % | Пористість, % від – докільк. визнач. | Середнє значення | Проникність 10-15 м2 від – до кільк. визнач. | Сере-днє значення | карбонатність, від - до кільк. визнач. | Середнє значення | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 |
| Горизонт В-12 | |||||||||||||||
| 5 | 4795-4803,4 | 8,4 | 5,2 | 4793-4803 | 6 | 60 | 20 | 13.5-29.56 | 23,7 | 5. 7-1876 | 130,2 | 0,4-96 | 7 | піск. газонос. | |
| 4815,5-4819 | 3,5 | 2,0 | 25 | ||||||||||||
| 4830,3-4836 | 5,7 | 2,9 | 25 | піск. водонас. | |||||||||||
| 4890-4900 | 10 | 5,7 | 20 | піск. водонас. | |||||||||||
| 6 | 4872-4880 | 8 | 6,1 | 4865-4875 | 7,5 | 75 | 25 | 14,7-28,111 | 23,4 | 2,08-18020 | 67.6 | 0.8-8,319 | 5,8 | піск. водонас. | |
| 9 | 4910-4919 | 19 | 13,5 | - | 20 | піск. газонос. | |||||||||
| Горизонт В-13 | |||||||||||||||
| 2 | 5020-5041 | 21 | 15,6 | 5024-5032 | 6,45 | 82 | 9,5 | 11,1 | 10 | 0,24-5 | 3,4 | 2,50 | 2,5 | піск. газонос | |
| 5063-5076 | 13 | 11,5 | 5060-5068 | 7 | 88 | 12,5 | 15 | 13,6 | 0,56-16 | 10 | 2,5 | 2,5 | піск. газонос | ||
| 3 | 5140-5160 | 20 | 15 | 5150-5157 | 5,6 | 76 | 7,2 | 9,5 | 8,2 | 1-14,5 | 8,3 | 2 | 2 | піск. газонос | |
| 10 | 5070-5077 | 7 | 6,8 | 5066-5075 | 7,2 | 82 | 12,8 | 15 | 13 | 6-10,3 | 9,1 | 2 | 2 | піск. газонос | |
При випробуванні відібрані проби газу, лабораторний аналіз приведено у таблиці 1.4.
Таблиця 1.4 - Результати фізико-хімічних досліджень газу впродуктивних горизонтах свердловини №3 (при стандартних умовах Т= 20 ˚С, Р=760 мм рт. ст.)
| Горизонт | Густина газу (кг/м3) | Густина газу по повітрю | Нижня теплота згоряння | Компонентний склад (% об.) | |||||||||
| Метан | Етан | Пропан | Ізобутан | Н-бутан | Гексани+вищі | Азот | Діоксид вуглецю | Гелій | Водень | ||||
| В-12 | 0,774 | 0,643 | 8744,5 | 89,227 | 4,712 | 1,996 | 0,228 | 0,572 | 0,561 | 0,71 | 0,33 | 0,072 | - |
| В-13 | 0,774 | 0,643 | 8744,5 | 89,055 | 5,220 | 2,238 | 0.302 | 0,621 | 0,882 | 0,906 | 0,336 | 0,065 | - |
| В-14 | 0,725 | 0,622 | 8744,5 | 90,941 | 4,510 | 0.457 | 0,320 | 0,168 | 0.577 | 0,426 | 0,201 | 0,069 | - |
| В-15 | 0,749 | 0,602 | 8395,0 | 86,090 | 6,469 | 1,803 | 0,189 | 0,363 | 0,07 | 0,388 | 0,266 | 0.061 | - |
1.3Характеристика і стан фонду свердловин
На державний баланс родовище прийняте у 1966р. Всього пробурено 13 пошукових і розвідувальних свердловин, якими розкрито розріз від мейоз-кайнозою до кристалічного фундаменту протерозою.
В 1968р. розпочата дослідно-промислова експлуатація, а в 1971 р.—розробка покладів. Максимального видобутку газу досягнуто в 1972 р. (11,2% від початкових запасів). Річний відбір газу—1,4-2,0 млрд. куб. м газу утримувався на протязі 1970-1974 рр. і забезпечувався 21 експлуатаційною свердловиною. Поклади розроблялися окремими сітками свердловин (лише горизонтів С-13 і С-15 спільно) в режимі природного виснаження з високим темпом зниження пластового тиску і виходу стабільного конденсату. З родовищ відібрано 77,2% початкових запасів газу і 60% конденсату.
З 1984 р. родовище використовується як підземне газосховище.
2. Аналіз розробки покладу
2.1 Система розробки
Система розробки - це комплекс технологічних і технічних заходів з метою управління рухом газу від свердловини до споживача, що включає розміщення і порядок введення видобувних, нагнітальних і спостережних свердловин; встановлення і підтримання технологічних режимів експлуатації свердловин, наземних споруджень і багатьох інших заходів, спрямованих на здійснення і керування розробкою покладу. Система розробки родовища вважається раціональною, якщо вона забезпечує виконання заданих обсягів видобутку газу і конденсату з найбільшою економічною ефективністю. Раціональна система розробки передбачає досягнення максимальної економічно виправданої повноти вилучення газу і конденсату із пластів, дотримання вимог охорони надр і навколишнього середовища.
Залежно від рівня газових відборів газу прийнято виділяти три періоди: наростання видобутку, стабілізація і його падіння.
Для того щоб уникнути консервації значних матеріальних ресурсів, розробку родовищ починають ще під час їхнього розбурювання й облаштування. Із введенням в експлуатацію нових свердловин, пунктів внутрішньопромислового збору, компресорних станцій, газопроводів видобуток, газу з родовища зростає. Тому період розбурювання і облаштування родовища, називають періодом зростаючого видобутку.
Після введення в експлуатацію всіх потужностей щодо видобутку газу, величина яких визначена техніко-економічною доцільністю, настає період постійного видобутку. З великих родовищ за цей період відбирається 60 і більше відсотків запасів газу.У міру виснаження запасів газу і пластової енергії дебіти свердловин знижуються, виводяться з експлуатації обводнені свердловини, видобуток газу з родовища зменшується. Цей період розробки родовища називають періодом спадного видобутку. Він продовжується доги, поки відбір газу не стає нижче рентабельного рівня.