Анализ основных показателей разработки Оренбургского газоконденсатного месторождения - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Анализ основных показателей разработки Оренбургского газоконденсатного месторождения

Анализ результатов газогидродинамических исследований скважин Оренбургского газоконденсатного месторождения. Определение текущих дренируемых запасов газа и конденсата методом падения пластового давления. Анализ условий удельного выхода конденсата.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Оренбургское газоконденсатное месторождение введено в промышленную эксплуатацию в 1974 году и является одним из крупнейших месторождений.
Значительные запасы месторождения и расположение его в Европейской части России с развитой инфраструктурой делают эксплуатацию ОГКМ наиболее эффективной и прибыльной.
Продуктами переработки сырья ОГКМ являются товарный (метановый) газ, широкая фракция легких углеводородов, этан, гелий, стабильный конденсат и нефть, сера.
В настоящее время ОГКМ находится в состоянии падающей добычи. В этот период одним из важных вопросов является анализ основных показателей разработки за период разработки месторождения, то есть сравнение фактических и проектных показателей
В дипломном проекте дана краткая геологическая характеристика месторождения, особенности геологического строения зоны, емкостные и фильтрационные свойства залежи дренируемой скважинами, подключенными к УКПГ-8, выполнен анализ основных показателей разработки до 2011 года, рассчитаны запасы газа зоны УКПГ-8 методом падения пластового давления по фактическим данным разработки.
Рассмотрен вопрос безопасности и экологичности проекта.
В экономической части были рассмотрены экономические показатели производственно-хозяйственной деятельности предприятий, калькулирования себестоимости добычи газа и конденсата.
1 . Краткая геологическая характеристика Основной газоконденсатной залежи Оренбургского НГКМ
Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ОНГКМ) расположено в Оренбургской области в пределах Оренбургского, Илекского и Переволоцкого районов.
Месторождение находится в обжитой промышленной и сельскохозяйственной зоне с достаточно развитой сетью асфальтовых и улучшенных грунтовых дорог.
Непосредственно от месторождения проходят магистральный газопровод "Союз" (Оренбург - Западная граница), а также газопроводы на г.Орск и г.Заинск (Татарстан) и продуктопровод (нефть, конденсат) на г. Салават (Башкортостан).
Оренбургское НГКМ приурочено к одноименному валу, осложняющему северную часть Соль-Илецкого выступа, который располагается в зоне сочленения Волго-Уральской антеклизы с Прикаспийской впадиной и Предуральским прогибом.
В районе, где находится месторождение, фундамент залегает на глубине свыше 6000-7000 м (данные геофизики) и перекрывается осадочным чехлом, сложенным ордовикскими, девонскими, каменноугольными, пермскими и мезокайнозойскими образованиями. Оренбургский вал, с которым связано ОНГКМ, имеет достаточно сложное строение в связи с проявлением в его пределах и тектонических, и седиментационных структуроформирующих факторов. Простираясь с запада на восток, структура имеет протяженность 120 км и ширину от 10 до 20 км. Тектоническое строение горизонтов нижней перми ОНГКМ изучено по более чем 1000 скважинам.
По кровле артинской карбонатной толщи структура выделяется в виде единого поднятия (типа брахиантиклинали) по изогипсам минус 1600, 1650 и 1700 м. Наиболее высокие отметки (от минус 1230 до минус 1240 м) в пределах поднятия приурочены к его центральной, сводовой части. На севере, где поднятие контролируется крутым (от 10° до 15°) крылом, отметки достигают от минус 1800 до 1840 м в западной части и почти минус 1900 м - в восточной. На южном крыле, характеризующемся погружением не более 2,0°, наиболее глубокие абсолютные отметки равны: минус 1760 м - на западе, минус 1780 м - в центре и минус 1825 м - на востоке. Из-за различной крутизны крыльев поднятие имеет асимметричную форму. В пределах поднятия выделяются Западный, Центральный и Восточный купола.
Западный купол, выделяющийся как обособленное поднятие с размерами 206 км и амплитудой 120 м по кровле среднекаменноугольных отложений (III объекта), по кровле артинской карбонатной толщи отмечается в виде обширной (2512 км) периклинали, осложненной небольшой, оконтуривающейся по изогипсе минус 1450 м, вершиной. Амплитуда в районе Западного купола (относительно северного и южного погружений) достигает 300 м.
Центральный купол, как и Западный, выделяющийся в виде самостоятельного поднятия (4013 км, амплитуда 280 м) по III объекту, по артинской карбонатной толще образует наиболее крупную (5018 км) и наиболее приподнятую часть Оренбургского поднятия. В своде купола, являющегося одновременно и сводом всего поднятия, отметки равны от минус 1230 до минус 1240 м. Амплитуда купола достигает почти 500 м. На востоке неглубоким прогибом (с погружением от минус 1580 до минус 1590 м) Центральный купол отделяется от Восточного.
Восточный купол в своде имеет абсолютные отметки от минус 1460 до минус 1470 м, что относительно свода Центрального купола более чем на 200 м ниже. Свод купола вырисовывается по изогипсе минус 1650 м в виде поднятия, имеющего почти изометрическую вершину (изогипса минус 1550 м) и протяженную (на восток) периклиналь. Размеры свода 166 км. С юга к своду примыкает сравнительно широкое (от 3 до 4 км) моноклинальное крыло, а с востока - обширная (14х8 км) террасообразная площадка, ограниченная субмеридианальной флексурой, которая является продолжением флексуры северного крыла. В пределах площадки выделяются еще три небольших купола: Западно-Караванский, Караванский и Южно-Караванский. Они имеют размеры от 5 до 8 км по большой оси и от 2 до 5 км - по малой, амплитуды их от 20 до 100 м.
1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика
Модель Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ОНГКМ) представляется как массивно-пластовая. В последнем подсчете запасов представлена модель, где каждый объект является самостоятельным расчетным объектом со своими расчетными параметрами.
Основанием для этого послужили результаты доразведки и доразработки. Каждый объект отделяется от другого толщей плотных пород (разделы), характеризуется своим распределением коллекторов, их ФЕС. Различие объектов по проницаемости приводит к неравномерной отработке месторождения. газогидродинамический скважина конденсат газ
В данном дипломном проекте артинско - каменноугольная газоконденсатная толща рассматривается как единый эксплуатационный объект, что связано в первую очередь с большим фондом эксплуатационных скважин, вскрывающих весь разрез (все три объекта).
Второй причиной является наличие сквозных окон, в которых объекты практически соединены и представляют единый резервуар, что связано как с характером разреза, так и с наличием трещиноватости, а также с техническим состоянием разведочных скважин.
Совместно с основным газоконденсатным объектом разрабатывается газонасыщенная часть пластов Р V-1,2,3 сакмарского яруса Восточного купола (ГП-10), и поэтому она включена в рассматриваемый эксплуатационный объект.
Данные по литологии и фильтрационно-емкостным свойствам пород, слагающих продуктивную толщу ОНГКМ, получены до 1979 года. Базовыми послужили анализы керна скважин, пробуренных на ИБР и глинистом растворе в западной (скв.312, 322), центральной (скв.311, 321, 323) и восточной (скв.319, 352, 362) частях месторождения. Всего было проанализировано 26016 образцов на пористость, 18475 на проницаемость. Остаточная вода определена в 1545 образцах, а остаточная нефть - в 1172.
В 1991 году при пересчете запасов нефти, выполненном ВУНИПИГазом, добавились определения ФЕС еще по 1281 образцу. В 1993 году подсчитаны запасы нефти восточной части ОНГКМ, где использованы анализы керна вновь пробуренных скважин (2758 на пористость; остаточная вода определена в 43-х образцах). После 1993 года данные о ФЕС ОНГКМ пополнились незначительно и лишь по его восточной части (154 образца на пористость, 130 - на проницаемость и 103 - на остаточную воду).
Физико - литологическая характеристика продуктивных пластов приводится на основании данных, полученных преимущественно до 1993 года. Надежной покрышкой для Оренбургского газоконденсатного месторождения является мощная тысячеметровая галогенная толща кунгурского яруса. Газоносная толща сложена карбонатными породами с коллекторскими свойствами, различными как по площади месторождения, так и по разрезу.
Громадный газоносный массив месторождения сложен толщей светло-серых, серых, темно-серых и черных известняков, с прослоями доломитизированных известняков и доломитов. Продуктивная толща сложена массивными, плитчатыми и тонкоплитчатыми, песчаниковидными и ракушняковыми карбонатными породами. В разрезах многих скважин установлены зоны развития закарстованных песчаниковидных пород, разрушенных до пескообразной массы, и зоны дробления.
По данным химического, петрографического, рентгеноминералогического анализов продуктивная толща ОНГКМ артинско-среднекаменноугольного возраста сложена на 92 % чистыми известняками; на 6 % - доломитизированными известняками; на 1,2 % - cульфатами. Содержание нерастворимого остатка в среднем 0,8 %. Отложения среднего и верхнего карбона и ассельского яруса сложены, в основном, чистыми известняками, в отложениях сакмарского и артинского ярусов встречаются прослои доломитизированных и доломитовых известняков и прослои доломитов.
Сульфаты в разрезе ОНГКМ представлены, главным образом, ангидритом и гипсом. Ангидрит и гипс часто образуют цемент, заполняют трещины, поры, кавернообразные пустоты. Ангидрит имеет более широкое распространение. Гипс чаще всего отмечается в кровельной части продуктивной толщи, низах сакмарского и кровле ассельского ярусов. Наибольшее развитие гипс получил в породах центрального блока, где, заполняя поры и трещины, снижает ФЕС пород. Содержание доломитов и степень доломитности увеличивается вверх по разрезу (таблица 1.1).
Наиболее доломитизированы микро-тонкозернистые, сгустково-комковатые и органогенно-шламовые разности. Отмечено уменьшение доломитности артинских и сакмарских отложений с запада на восток.
В разрезе продуктивной толщи ОНГКМ встречаются маломощные прослои глин и мергелей, приуроченные к кровле среднего и верхнего карбона. В отложениях ассельского, сакмарского и артинского ярусов присутствуют небольшие линзы и тонкие (от 0,5 до 0,8 м) прослои глин.
Таблица 1.1 - Литолого-стратиграфический разрез
Литологическая характеристика пород
оллювиальные, делювиальные и эллювиальные образцы
Песчаник с прослоями сульфатов и карбонатов
Пестроцветные породы морского происхождения с прослоями карбонатов
Ангидриты и соли с прослоями доломинизированного известняка
Известняк с солитовыми прослоями и песчаник
Опираясь на дополнительный анализ результатов геолого-геофизических исследований и разработки месторождения, в последнем подсчете запасов (1994-1995гг) в разрезе месторождения выделены три типа коллекторов: поровые, трещинно-поровые и трещинные.
Коллекторы порового типа выделены по прямым качественным признакам по комплексу ГИС во всех подсчетных объектах. Статистическая граница коллекторов порового типа составляет, как и ранее, 6 %.
Трещинно-поровый тип коллектора выделен по критическому значению пористости К п.гр = 3 %, обоснованному по результатам геофизических и петрофизических исследований. Кроме того, дополнительным подтверждением промышленной газоносности коллекторов трещинно-порового типа явились результаты исследования контрольных скважин методом повторного РК.
Промышленная газоносность трещинного коллектора была доказана в ГКЗ, о наличии интенсивной трещиноватости отдельных участков разреза говорят как исследования керна так и результаты разработки. К трещинному типу коллектора отнесены породы с К п < 3 %, характеризующиеся по ГИС пониженным (менее 500 ом) кажущимся сопротивлением на БК.
В данном разделе кратко повторены данные об основных нефтегазосодержащих отложениях, артинско-среднекаменноугольных, входящих в основную газоконденсатную залежь, в том числе артинско-сакмарские отложения Восточного купола (район УКПГ-10).
В последнем подсчете запасов 1995 г. проведена дифференцированная оценка запасов углеводородов по объектам.
Каждый подсчетный объект рассматривался отдельно, со своими контактами и подсчетными параметрами.
На рисунках 1.1 и 1.2 схематически изображены продольный профиль и структурная карта по кровле продуктивных отложений основной залежи ОНГКМ.
Рисунок 1.1 - Схематический продольный профиль ОГКМ
Рисунок 1.2 - Структурная карта по кровле карбонатной пачки артинского яруса ОГКМ
На рисунках 1.3 и 1.4 схематически изображены структурная карта и профиль продуктивного пласта непосредственно в зоне УКПГ-8.
Первый объект - (сакмаро-артинские отложения) приурочен в структурном отношении к Западному и Центральному куполам. В пределах I объекта пробурено свыше 800 скважин, в том числе 8 скважин - в зоне нефтяной оторочки на западном участке. Объект изучен по данным ГИС, результатам испытания и длительной эксплуатации (добычи газа).
Газ и конденсат по I объекту добываются, начиная с 1976 г. и разрабатывается как самостоятельно, так и совместно с другими объектами.
Кроме вертикальных скважин объект разрабатывается вновь пробуренными горизонтальными скважинами, а также скважинами, восстановленными зарезками горизонтальных стволов. В пределах нефтяной оторочки по всему месторождению испытание проведено в 10 скважинах. Нефть получена по 7 скважинам, иногда с газом, иногда с водой.
Рисунок 1.3 - Структурная карта зоны УКПГ-8 с расположением скважин
Рисунок 1.4 - Профиль продуктивного пласта в зоне УКПГ-8
В подсчете запасов 1995 г. газонефтяной контакт по I объекту принят на абсолютной отметке минус 1720 м. Контакт нефть-вода - на отметке минус 1750 м.
Эффективные газонасыщенные толщины составляют: поровый коллектор - от 30 до 40 м на западе и 50 м - в центральной части; трещинно-поровый коллектор - от 10 до 20 м на западе и от 20 до 60 м в центральной части. Нефтенасыщенные толщины - от 4 до 10 м и в единичных случаях до 18 м.
На средний подсчетный уровень начальное пластовое давление принималось 19,5 МПа, пластовая температура составляет 29,34 °С.
Как показали результаты доразведки, оторочки I и II объектов в центральной части изначально имели мозаичное распространение; промышленной ценности не имеют: практически расформированы. Второй объект развит в пределах западного и центрального куполов, отделяется от основных коллекторов первого объекта на большей части площади плотными практически непроницаемыми породами экранирующей пачки "R". Объект имеет такую же изученность, что и первый объект.
Газовая часть II объекта интенсивно разрабатывается, в основном, совместно либо с I, либо с III объектами. Нефтяная оторочка II объекта в центральной части - расформирована. В пределах площади нефтяной оторочки пробурены 24 скважины, из которых одни вскрыли только газовую часть объекта, другие - газовую, нефтяную и водяную. Отдельные скважины вскрыли нефтяную и водяную части. Опробование проведено по 10 скважинам. Из них по трем получили притоки безводной нефти, по двум - нефть с водой. По четырем скважинам получили газ (из верхней газонефтяной зоны). По одной скважине получили воду за счет охвата интервалом перфорации не только продуктивного пласта, но и пачки R-1, где не исключено наличие водонасыщенных пропластков. ГНК по второму объекту принят на отметке минус 1735 м. ВНК по второму объекту принят на отметке минус 1750 м.
Эффективные газонасыщенные толщины в пределах II объекта составляют: на западе - поровый коллектор - более 50 м, трещинно - поровый - от 10 до 12 м; в центре соответственно - более 90 м и от 10 до 40 м. Нефтенасыщенные толщины равны от 5 до 12 м. Запасы нефти нефтяной оторочки II объекта на западном участке отнесены к категории С2. На средний подсчетный уровень объекта начальное пластовое давление составило 19,8 МПа, пластовая температура - 29,96 °С.
Третий объект на Западном куполе образует самостоятельную залежь - газонефтяную и поэтому в данном разделе не рассматривается. Третий объект Центрального купола изучен по 600 скважинам; III объект эксплуатируется совместно с вышележащими объектами. Толщина объекта меняется в зависимости от структурного положения. Объект в основном газоконденсатный с мозаичной нефтяной оторочкой, практически расформированной.
Контакт газ-нефть принят на отметке минус 1735 м.
Водонефтяной контакт принят на отметке 1756 м.
1. 5 Гидрогеологическ ая характеристика месторождения
1. 5 .1 Размеры и параметры водонапорного бассейна
Водонапорная система ОНГКМ, подстилающая и оконтуривающая основную газоконденсатную и нефтяные залежи, приурочена к карбонатным породам каменноугольно-артинского возраста. Толщина водонапорной системы изменяется от 500 до 1500 м (в среднем 1000 м). Водовмещающими породами являются пористые, трещиноватые и кавернозные пласты известняков, невыдержанные по разрезу и простиранию. В толще водонапорной системы выделяется множество водоносных горизонтов, которые гидродинамически связаны между собой, т.к. в разрезе не имеется регионально развитых водоупоров. Поэтому пластовые воды разных водоносных горизонтов образуют единую пьезометрическую поверхность статических уровней, характеризуются одинаковым распределением пластовых давлений и имеют практически идентичный химический состав.
До начала разработки статические уровни в скважинах, пробуренных на различные водоносные горизонты (от артинского до турнейского) в широком спектре глубин (от 1720 до 3470 м), устанавливались на близких глубинах - от 35 до 157 м (абсолютные отметки от плюс 72 до минус 41 м, чаще от плюс 30 до минус 10 м). Пластовой давление в водонапорной системе, приведенное к абсолютной отметке газожидкостного контакта (минус 1750 м), составляло до начала разработки ОНГКМ от 20,3 до 21,0 МПа и принято в среднем по месторождению 20,6 МПа.
В гидрохимическом отношении пластовые воды бассейна весьма однородны. Они имеют плотность от 1,16 до1,18 г/см 3 , минерализацию от 240 до 280 г/л, относятся к хлоркальциевому типу (по В.А. Сулину). Температура пластовых вод на отметке ГЖК составляет 32 0 С, на глубине от 3 до 3,5 км - 42 0 С. Вязкость пластовых вод - 0,964 мПа·с; объемный коэффициент - 1,06; газонасыщенность - от 1,5 до 3,8 м 3 /м 3 , в среднем 2,6 м 3 . Коллекторские свойства пород водоносного бассейна очень неоднородны и изменяются в широких пределах. Пористость колеблется от 0,4 до 30 %, в среднем оценивается в 10 %. Проницаемость изменяется от 0,1·10 -15 до 1170·10 -15 м 2 при преобладающих значениях от 0,1·10 -15 м 2 до 10·10 -15 м 2 . Неоднородность коллекторских свойств водовмещающих карбонатных пород обуславливает различную их водоносность. В отложениях артинского, сакмарского, ассельского ярусов нижней перми, в верхнекаменноугольных породах и отложениях московского яруса среднего карбона дебиты воды при опробовании скважин в процессе разведки ОНГКМ в большинстве случаев были небольшими и составляли от 0,2 до 10 м 3 /сут и от 10 до 50 м 3 /сут при депрессиях до 10 -12 МПа. В ряде случаев притока воды не было, а в наиболее обводненных зонах дебиты воды достигали 864 м 3 /сут. Коэффициент продуктивности обычно составлял от 0,16 до 3,5 м 3 /сут/МПа.
Схема обводнения залежей ОНГКМ приведена на рисунке 1.5.
Рисунок 1.5 - Схема обводнения залежей Оренбургского НГКМ
1. 5 .2 Физико-химическая характеристика вод
Физико-химическая характеристика пластовых вод продуктивных отложений среднего и верхнего карбона, ассельского, сакмарского и артинского ярусов нижней перми представлена в таблице 1.2.
Из таблицы видно, что пластовые воды имеют плотность в стандартных условиях от 1,160 до 1,180 г/см 3 , в среднем 1,170 г/см 3 , а в пластовых условиях средняя плотность составляет 1,150 г/см 3 . Вязкость воды в пластовых условиях 0,964 МПа·с, объемный коэффициент 1,06. Общая минерализация пластовых вод колеблется от 240 г/л до 280 г/л и равна в среднем 260 г/л.
В ионном составе доминируют хлор и натрий, причем хлора больше, чем натрия, коэффициент (r Na + r K): r Cl = 0,72-0,84. Кальция (в мг-экв/л) в 2-4 раза больше, чем магния. Отношение r [ Сl - (Na + K)]: r Mg = 3-5, следовательно, гидрохимический тип вод, по классификации В.А. Сулина, хлоркальциевый.
Таблица 1.2 - Физико-химическая характеристика пластовых вод
Пластовые воды подсолевых карбонатных среднекаменно-угольно-артинских продуктивных отложений
Вязкость в пластовых условиях, мПас
Газосодержание в пластовых условиях, м 3 /м 3
Содержание в пластовой воде иона калия находится в пределах от 1750 до 2250 мг/л и составляет в среднем 2000 мг/л. Повышенные концентрации калия характерны для воды, насыщающей сакмаро-артинские коллекторы.
Бром содержится в количестве от 345 до 720 мг/л (в среднем 500 мг/л), йод - от 6 до 12 мг/л (в среднем 9 мг/л), бор - от 80 до 120 мг/л (в среднем 100 мг/л), литий - от 13 до 43 мг/л (в среднем 18 мг/л), стронций - 165-308 мг/л (в среднем 240 мг/л). Пластовые воды характеризуются высоким содержанием сероводорода, от 750 до 2100 мг/л (в среднем 1420 мг/л). Железа в воде немного, от 0,8 до 4,0 мг/л (в среднем 2 мг/л). Хлорбромное отношение равно от 200 до 400 (в среднем 300). Количество растворенного в воде газа (газосодержание пластовой воды) колеблется от 1,5 до 3,8 м 3 /м 3 и в среднем равно 2,6 м 3 . Состав водорастворенных газов специфический. Характерным является высокое содержание кислых газов - сероводорода и двуокиси углерода (углекислого газа).
Нередко сумма их близка к сумме углеводородных компонентов, а иногда даже превышает ее. Сероводород содержится от 7 до 39 %, углекислый газ - от 2 до 50 %.
Среди углеводородных газов преобладает метан. Содержание тяжелых углеводородов составляет обычно от 2 до 3 %, азота от 5 до 10 %.
1. 5 .3 Оценка режима и характера вероятного продвижения пластовых вод
Для ОНГКМ характерно активное обводнение эксплуатационных скважин и основной газоконденсатной залежи с самого начала разработки месторождения. Оно развивалось по мере ввода в эксплуатацию новых зон месторождения и увеличения добычи газа и продолжает нарастать до настоящего времени, хотя месторождение уже давно вступило в период падающей добычи газа.
Суммарное количество добытой воды составляет 20 млн.м 3 . Несмотря на массовость обводнения эксплуатационных скважин и значительность заводненной площади ОНГКМ в основную залежь внедрилось немного воды, т.к. дебиты выноса воды из обводненных скважин в большинстве случаев невысокие - до 5 м 3 /сут.
Механизм обводнения скважин и залежи на ОНГКМ сочетает в себе вертикальное внедрение воды с последующим ее горизонтальным растеканием. Сначала к скважине происходит вертикальное конусообразное подтягивание воды по трещинам, потом ее ствол постепенно заполняется водой, после чего поступление газа прекращается, а вода из ствола ветвеобразно перемещается по трещинам в направлении соседних работающих газом скважин.
Внедрившееся в залежь количество пластовой воды составляет всего 1,16 %.
Наиболее обводненным является II эксплуатационный объект в зонах УКПГ-1, 2, 3, 6, 7, 8, 12. При сравнении количества воды, вошедшей в залежь, с первоначальным газонасыщенным поровым объемом II объекта в целом (5313742,7 тыс.м 3 ) и в зонах наиболее обводненных УКПГ (3949501,6 тыс.м 3 ) получится соотношение 1,16 % в первом случае и 2,15 % - во втором.
Все эти сопоставления указывают на то, что обводненный объем пород фактически водонасыщен очень незначительно и в нем сосредоточено еще большое количество газа, который следует отбирать в блоках пород между обводненными скважинами.
В зоне развития малой депрессионной воронки на востоке ОНГКМ, где одновременно разрабатывается I объект основной залежи и ассельская газонефтяная залежь, внедрение воды происходит в обе эти залежи. Площадь малой воронки в отрисованных границах составляет 243 км 2 , реагирующий объем воды в водонапорной системе в ее пределах - 12150 млн.м 3 , а среднее снижение пластового давления в водонапорной системе оценивается в 0,15 МПа. Отсюда внедрившееся количество пластовой воды на УКПГ-10 составляет 364,5 тыс.м 3 .
Добытые объемы пластовой воды из I объекта основной залежи (39,72 тыс.м 3 ) и из ассельской залежи (38,1 тыс.м 3 ) на УКПГ-10 практически равны. Поэтому суммарно подсчитанное количество воды, внедрившейся в зону УКПГ-10, делится поровну между этими объектами и считается, что в каждый из них вошло по 182 тыс. м 3 пластовой воды.
1. 6 Устойчивость пород к разрушению
Устойчивость горных пород в призабойной зоне зависит от глубины и условия залегания пласта воздействия бокового и горного давлении, физико-механических свойств пород, свойств насыщающих пород жидкостей и газа, величины депрессии, условий вскрытия, освоения и эксплуатации пласта, скорости потока в призабойной зоне и др.
При изменении давления и температуры изменяются физические, емкостные и фильтрационные свойства горных пород. Эти изменения в ряде случаев существенно влияют на показатели разработки газовых и газоконденсатных месторождений и на технологический режим эксплуатации скважин. Встречаемые на практике газоносные коллектора по прочностной характеристике настолько разнообразны, что до настоящего времени нет единой методики, позволяющей определить допустимую депрессию на пласт в условиях его разрушения.
Это обстоятельство требует экспериментального определения допустимой депрессии на каждом месторождении по каждому газоносному пропластку, вскрытому отдельно или совместно с другими.
Главная трудность заключается в том, что проведение экспериментов для определения допустимой депрессии не всегда возможно, так как иногда отбор представительных проб керна без нарушения истиной характеристики пород практически невыполнимы
Ниже приводится условная градация пород А. А. Шахназарова по величине градиентов давления, вызывающих разрушение:
- неустойчивые породы, которые при размокании переходят в состояние текучести. Такие породы разрушаются без приложения внешней нагрузки до 0,005 МПа/см;
- слабоустойчивые породы, разрушающиеся при градиентах давления от 0,005 до 0,1 МПа/см;
- среднеустойчивые породы, разрушающиеся при градиентах давления от 0,1 до 0,15 МПа/см;
- устойчивые породы, разрушающиеся при градиентах давления свыше 0,15 МПа/см.
Газоносные коллектора УКПГ-8 представлены карбонатными породами и относятся к устойчивым породам. Однако можно предположить, что за период эксплуатации происходит частичное разрушение призабойной зоны Подтверждение этому - уменьшение глубины забоя скважин. Происходит это из-за превышения допустимой депрессии на пласт [1].
1. 7 Состав и свойства пластовой смеси, добываемой в зоне дренирования УКПГ-8
Компонентный состав природного газа, взятый из разведочных скважин в зоне УКПГ-8 (по годам) представлен в таблице 1.3, состав нестабильного и стабильного конденсата и групповой углеродный состав в таблице 1.4 и таблице 1.5.
Анализируя величины состава добываемого газа в процессе разработки можно сказать, что текущий состав газа становится легче. Количество метана СН 4 увеличилось с 83,76 % до 85,20 %. Количество тяжелых углеводородов С 5 +B снизилось с 1,82 % до 0,628 %.
Таблица 1.3 - Компонентный состав природного газа по зоне УКПГ-8
Таблица 1.4 - Состав нестабильного конденсата и стабильного (дегазированного)
Дегазированный стабильный конденсат
Таблица 1.5 - Групповой углеводородный состав
Температурные пределы отбора фракций, (°С)
Массовая доля выхода фракций на конденсат, (%)
1.8 Емкостные и фильтрационные свойства залежи
На основании изучения керна, данных промысловой геофизики и бурения можно сделать вывод, что строение продуктивной толщи очень сложное.
Продуктивная толща сложена карбонатными породами с различными коллекторскими свойствами, различными как по площади месторождения, так и по разрезу.
По внешнему виду газоносный массив месторождения сложен толщей светло-серых, серых, темно-серых и черных известняков с прослоями доломитизированных известняков и доломитов мощностью от 1 до 2 м. Прослои глин мощностью от 1 до 1,5 м. встречаются в кровле среднего и верхнего карбона, выше по разрезу встречены отдельные линзы и очень тонкие прослои глин.
Продуктивная толща сложена массивными, плитчатыми и тонкоплитчатыми, песчаниковыми и ракушниковыми карбонатными породами. В разрезах многих скважин установлены зоны развития закарстовых песчаниковых пород разрушенных до пескообразной массы и зоны дробления. Мощность плитчатых пород изменяется от нескольких сантиметров до 10 м. Мощность пород массивной структуры от 2 до 30 м. Песчаниковые породы во многих скважинах представлены мощными пластами от 30 до 70 м.
В отложениях ассельского яруса и верхнего карбона мощность ракушниковых песчаниковых часто достигает от 60 до 80 м.
Весьма характерна для карбонатного массива сильная трещиноватость пород. Есть в керне открытые трещины, по которым видны интенсивные выделения пузырьков газа и конденсата. Визуально в керне видны и минеральные трещины, заполненные кальцитом, битумом, глиной, толщина таких трещин от 0,5 до 1 см. Между этими двумя видами трещин часто встречается переход из одних в другие. Существуют сети трещин, которые способствуют сообщаемости отдельных пластов, что является благоприятным фактором обеспечивающим гидродинамическую связь всей продуктивной толщи.
Мощная тысячеметровая галогенная толща кунгурского яруса является надежной покрышкой для месторождения.
Для подсчета запасов принято считать, что весь разрез продуктивных отложений является газонасыщенным (кроме прослоев глин, суммарная мощность которых составляет от 8 до 10 м). В продуктивной толще ОГНКМ по данным исследований каменного материала выделяются четыре основных типа коллекторов:
- кавернозный (смешанный порово-трещиноватый);
- низко поровый (порово-трещиноватый);
При подсчете запасов продуктивный разрез разделен на два типа коллекторов: поровый и трещиноватый.
Основной тип коллектора, встречающийся по всему продуктивному разрезу и площади месторождения - поровый.
Максимальная суммарная мощность коллекторов порового типа приурочена к центральной части месторождения (ассельскому ярусу и среднему карбону). Каналами фильтрации и основной емкостью содержащей запасы пластового флюида является межзернистая пористость. Нижний предел пористости 6 %, нижний предел проницаемости принят 0,1·10 -15 м 2 . Коллекторские свойства изменяются в широких пределах, преобладают размеры пор от 0,01 до 0,5 мм. Средний коэффициент для коллекторов порового типа составляет 0,123. Поровые коллекторы составляют 35 % от
Анализ основных показателей разработки Оренбургского газоконденсатного месторождения дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат На Тему Точность И Стабильность Технологических Процессов Производства Продукции Пруп Мз Сиито
Курсовая Работа На Тему Разработка Управленческих Решений В Организации
Дипломная работа по теме Государственная власть и местное самоуправление в России
Реферат: История оркестра. Скачать бесплатно и без регистрации
Курсовая Работа На Тему Автоматизация Квазидинамического Расчёта Напряженно-Деформированного Состояния Газового Стыка Дизельного Двигателя
Сочинение 18 Века По Произведениям Ломоносова
Реферат: Плутарх - жизнь и творчество
Психологическая Теория Темперамента Реферат
Проверочные Контрольные Работы По Окружающему Миру
Дипломная работа по теме Акцентологические ошибки в речи учащихся начальных классов, их предупреждение и преодоление
Реферат по теме Державний лад СРСР в 1922-1992 рр.
План Пример Сочинение Егэ 2022
Курсовая работа по теме Образ семьи в рисунках старших дошкольников
Реферат На Тему Совладание Со Стрессом
Дипломная Работа Проект Создания Зимнего Сада
Доклад по теме Александр III (1845-94)
Курсовая работа по теме Технология выращивания ремонтного молодняка
Реферат по теме Темпы экономического роста - "Голландская болезнь"
Дипломная работа по теме Исследование проблем правового регулирования квалификации убийств при отягчающих обстоятельствах
Дипломная работа по теме Paзвитиe твopчecкиx cпocoбнocтeй у шкoльникoв нa уpoкax peзьбы
Автоматизированное рабочее место бухгалтера по учёту расчётов с поставщиками и подрядчиками - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Голарктическое царство. Бореальное подцарство. Область скалистых гор - География и экономическая география презентация
Первинний облік у сільськогосподарському підприємстві - Бухгалтерский учет и аудит дипломная работа