Исследование технических и геологических условий создания подземного хранилища газа на Южно-Луговском месторождении - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Исследование технических и геологических условий создания подземного хранилища газа на Южно-Луговском месторождении

Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов, их продуктивной и энергетической характеристик. Оценка технико-экономических показателей разработки Южно-Луговского месторождения с учетом строительства подземного хранилища газа.


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.

Перечень сокращений, условных обозначений, единиц, терминов и символов
ГИС - газодинамические исследования скважин
ГОСТ - государственный отраслевой технический стандарт
ЦСР - Центрально-сахалинский разлом
max - максимальное значение показаний;
min - минимальное значение показаний;
К- коэффициент запаса прочности покрывающих пород
?ср - средневзвешенная плотность покрывающих горных пород, кг/м3
b - суммарная мощность непроницаемых пород в почве и кровле
z - коэффициент сжимаемости, zст =1,0 при Р = 0,1013 МПа и t = 20° С;
g = 9,81 - ускорение силы тяжести, м/с2;
? - коэффициент гидравлического сопротивления труб;
N(t) - расход газа, закачиваемого в хранилище одной скважиной м3/сут.
Выпускная квалификационная работа 77 с., 18 таб., 12 рис., 15 источников.
Объектом разработки данной ВКР является исследование технических и геологических условий создания подземного хранилища газа на Южно-Луговском месторождении.
В результате ряда исследований данного пласта сделан предварительный вывод, что горизонт способен выступать в качестве ПХГ, также определены максимальное и минимальное давления в хранилище, необходимое количество новых скважин, и производительность компрессора, выбран тип компрессорного агрегата.
В результате анализа экономической эффективности по созданию подземного хранилища газа на Южно-Луговском месторождении было выявлено, что срок окупаемости капитальных вложений составит 4 года. То есть в 5, 6 годы реализации проект будет приносить прибыль.
В настоящее время роль подземного хранения газа значительно возросла. Постоянно происходящая реструктуризация потребления энергоресурсов в пользу газа и развитие рыночных отношений увеличивают разрыв между летним и зимним потреблением. Значительно возросли суточные колебания. Теперь, когда за поставляемый газ приходится платить реальные деньги, предприятия стараются более экономно использовать энергетические ресурсы, и повышение температуры воздуха сопровождается более резким снижением потребления газа. Для повышения надежности обеспечения Анивского района теплом в зимний отопительный сезон необходимо либо ввести дополнительные мощности по добыче и транспорту газа, либо создавать дополнительные объемы его хранения. Если же говорить об уменьшении суточных колебаний газопотребления, то альтернативы подземному хранению газа не существует.
Хранилища газа улучшают экономические показатели системы газоснабжения за счет повышения коэффициента ее загрузки и увеличивают надежность ее функционирования.
Тем не менее, основным решением проблемы неравномерности газопотребления и надежности газоснабжения остается создание специальных хранилищ газа, способных покрыть зимний дефицит за счет накопления газа летом.
Целью данной работы является исследование эффективности создания подземного хранилища газа на Южно-Луговского месторождения Анивского района. Для достижения поставленной цели автор проводит анализ параметров геологического строения Южно-Луговского месторождения с точки зрения строительства ПХГ; анализирует расчет основных параметров ПХГ; а также рассчитывает экономическую эффективность строительства ПХГ.
Южно-Луговское месторождение относятся к Анивским газовым месторождениям, разрабатываемым в настоящий период. Оно расположено в южной части острова Сахалин, в северо-восточной прибрежной полосе полуострова Крильон и приурочено к юго-западной части Сусунайской низменности.
В административном отношении месторождение располагается на территории Анивского района Сахалинской области РФ. С районным центром - г. Анива. С юга на север, вдоль восточной границы площади месторождения Южно-Луговское проходит автотрасса Таранай-Анива-Холмск. Ближайшими к месторождению Южно-Луговское населёнными пунктами являются районный центр г. Анива и пос. Огоньки, отстоящие от контура месторождения на расстоянии, соответственно, 5 и 6 км. Рассматриваемое месторождение расположено в бассейне нижнего течения наиболее крупной реки Южного Сахалина - Лютоги. Естественную гидросеть района, помимо Лютоги, представляют её притоки - реки и ручьи Заречный, Люда, Луговой, Весёлый и др., а также ручьи, самостоятельно впадающие в залив Анива - Колхозный, Горный и др.
Орографически Южно-Луговское месторождение, за исключением западной границы площади, приурочивается к равнинной прибрежной низменности. Это плоская заболоченная, пологая, слабоволнистая поверхность с локальным развитием неглубоких (длиной 2,5 - 3 м) задернованных оврагов. Абсолютные высоты ее не превышают 15 - 18 м. Западным ограничением месторождения Южно-Луговское является подножие восточных склонов Камышового хребта.
В сейсмическом отношении Анивский район относится к восьмибальной зоне по шкале Меркали. Сейсмостанция в г. Южно-Сахалинске в течение года регистрирует несколько толчков силой 3 - 4 балла.
Климат района муссонный с проявлениями морского (преимущественно в периоды межсезоний). Морозный период устанавливается в конце ноября и длится до начала апреля. Устойчивый снежный покров - с середины декабря до середины апреля. Высота его на равнине не превышает одного метра, в распадках - достигает двух и более метров. Лето короткое, дождливое. Преобладающим направлением ветров в течение года является юго-западное. Средняя скорость ветра в зимние месяцы 3,6 - 3,8 м/с, в летние месяцы 2,2 - 2,3 м/с. Среднегодовая температура 4 - 5? С.
Экономически район достаточно освоен, особенно в сельскохозяйственном отношении.
1.2 Геолого-геофизическая характеристика месторождения
1.2.1 Характеристика геологического строения
Изученный в Анивском прогибе геологический разрез снизу вверх представлен породами складчатого основания палеозой-мезозойского, а отложения собственно прогиба - верхнемелового и кайнозойского возрастов.
Верхнемеловые отложения (К2) вскрыты рядом скважин, где они представлены тёмно-серыми аргиллитами и алевролитами. Ряд исследователей выделяют здесь быковскую и красноярковскую свиты, но соотношение и объёмы этих свит, не установлены.
Кровля верхнемеловых отложений в пределах Южно-Луговской складки составляет (2 - 2,5) км.
Традиционно в кайнозойском разрезе района выделяется два подразделения:
- нерасчленённые олигоцен-миоценовые отложения, включающие аракайскую свиту олигоцена, а также холмскую и невельскую свиты миоцена;
- миоцен-плиоценовые отложения маруямской свиты.
Олигоцен-нижнемиоценовые отложения представлены нерасчленённой толщей, включающей в себя аракайскую (Р3ar), Холмскую (N1hl) и невельскую (N1nv) свиты. Сложены они вулканогенно-осадочными, реже нормально осадочными породами: туфоалевролитами, туфопесчаниками, алевролитами, аргиллитами с прослоями и линзами туфов, туффитов и песчаников.
Туфоалевролиты тёмно-серые с коричневым оттенком, крепкие. Туфопесчаники тёмно-серые с коричневым оттенком, от мелко до крупнозернистых, крепко сцементированные. Алевролиты серые от тонко до мелкозернистых, крепкие, трещиноватые, с песчаной примесью, линзами угля, включениями углистого аргиллита, обломками раковин, туфогенные. Аргиллиты тёмно-серые, крепкие, с многочисленными плоскостями скольжения. Туфы и туффиты серые или тёмно-серые, алевритовые с тонкими трещинами, заполненными кварцем. Песчаники серые или светло-серые, от мелко до крупнозернистых, крепкие, туфогенные.
Вскрытая толщина комплекса на Южно-Луговском месторождении составляет от 200 до 400 м.
Верхней миоцен-плиоценовые (маруямская свита (N1-2mr)) отложения с угловым и стратиграфическим несогласием залегают на нерасчленённой толще невельско-холмско-аракайского горизонта. По литологическому составу и режиму осадконакопления отложения подразделяются на две подсвиты: нижнемаруямскую (N1-2mr1) и верхнемаруямскую (N1-2mr2).
Нижнемаруямская подсвита (N1-2mr1) вскрыта всеми скважинами. Содержит залежи газа. Литологически разрез представлен тонким переслаиванием туфогенных песчано-алевритовых и глинистых пород. Породы плохо отсортированы, характеризуются высокой открытой пористостью и низкой проницаемостью. В разрезе нижнемаруямской подсвиты выделяются ряд пластов, толщины которых составляют от 10 - 15 до 80 - 100 м. В составе пластов-коллекторов преобладают плохо отсортированные алевролиты, содержащие примеси псаммитовых и пелитовых фракций; песчаники плохо и среднеотсортированные с примесью алевритоглинистых фаций. Как правило, пласты имеют сложное строение, подразделяясь на ряд пропластков. Толщина подсвиты составляет 600 - 800 м.
Верхнемаруямская подсвита (N1-2mr2) залегает на нижнемаруямской с размывом подстилающих горизонтов. Подсвита представлена толщей слабосцементированных песчаников, алевролитов и песков и прослоями глин. Толщина подсвиты составляет 600 - 670 м.
Четвертичные отложения (Q) на площади развиты повсеместно, покрывая сплошным чехлом коренные породы. Представлены они элювиальными и алллювиально-болотными отложениями. Толщина современных отложений местами достигает первых десятков метров.
Южно-Луговское газовое месторождение приурочено к одноименной локальной антиклинальной структуре, которая входит в состав Луговской антиклинальной зоны. В рассматриваемых пределах Луговская антиклинальная зона является горст-антиклинальной. Восточное дизъюнктивное ограничение - взбросонадвиг 3 представляется вторичным, образованным под воздействием взбросонадвига 1. Вместе с тем западная образующая горст-антиклинали - нарушение 4 отделяет Луговскую от интенсивно дислоцированной приразломной зоны ЦСР. Таким образом, Луговская антиклинальная зона сформирована как область с умеренным проявлением пликативно-разрывной тектоники. Она ориентирована в субмеридиональном направлении и состоит из нескольких локальных складок (с юга на север): Восточно-Луговская, Южно-Луговская, Заречная, Благовещенская, Луговская, Лютогская, Северо-Луговская. Имеется ряд оснований предполагать дальнейшее продолжение к югу этой антиклинальной зоны.
Антиклинальные структуры хорошо выражены по отложениям нижнемаруямского подгоризонта и превращаются чаще всего в структурную террасу по отложениям верхнемаруямского подгоризонта. Структурный план по отложениям невельско-холмско-аракайского горизонтов недостаточно изучен.
В Южно-Луговском месторождении выделяются три блока: Золоторыбный, Центральный и Северный, причём Золоторыбный блок ранее выделялся как отдельное месторождение. В результате проведённых в 2000 году ОАО «Востокгеология» геологоразведочных работ (сейсморазведка 2D и поисковое бурение) было установлено, что Золоторыбное месторождение является южным тектоническим блоком Южно-Луговской структуры. Дизъюнктивное обособление блока от центральной части Южно-Луговской структуры существует только по самым нижним продуктивным пластам (снизу вверх): XIIIб, XIIIа и XIIб.
Подразделение Южно-Луговской антиклинальной структуры на тектонические блоки утрачивается вверх по разрезу. Разрыв 7, разделяющий Золоторыбный и Центральный блоки, затухает к подошве XIIа пласта. Разрыв 6, разделяющий Центральный и Северный блоки, затухает к подошве Х горизонта, и выше по разрезу месторождение уже является единой антиклинальной складкой. При этом разрыв 6 по своему действию для XI пласта аналогичен дизъюнктиву 7, экранирующему газоносность пласта XIIа, (рис. 1А - Геологический разрез по профилю скважин 3- ЗЛ-7-ЗЛ-5А-12-ЮЛ-1-ЮЛ-13-ЮЛ-15-ЮЛ и рис. 2 А - Условные обозначения к геологическому разрезу; приложение А)
Северный блок, начиная с IХ горизонта вверх по разрезу, представляет собой свод Южно-Луговской структуры, в пределах которого расположены не ограниченные разрывами залежи пластов: III, IV, V, VI, VII, VIII.
На севере Южно-Луговская структура кулисно сочленяется с Заречной структурой, являющейся контрастным и значительным по размерам локальным поднятием, а на юге с давно изученной Восточно-Луговской структурой.
1.2.2 Основные параметры горизонтов
Южно-Луговское месторождение является многопластовым и содержит залежи газа в отложениях нижнемаруямского подгоризонта на глубине 700 - 1400 м.
Газонасыщенными являются: III, IV, V, VII, IX, Xa, XI, XI-2, XIIа, XIIб, XIIб-1, XIIб-2, XIIIа, XIIIб пласты, сложенные алевритопесчаными породами. Тип коллектора - поровый. Их основные характеристики приводятся в табл.1 А (Характеристика залежей газа; приложение А)
Установлено две залежи этого пласта:
- в Золоторыбном блоке - по данным испытания в колонне и в соответствии с материалами ГИС (С1),
- в Северном блоке - по данным ГИС (С2).
Золоторыбный блок. Залежь газовая, пластовая, сводовая, ограниченная разрывами. Размеры залежи составляют (2,4 ? 1,2) км, высота - 61 м. Площадь газоносности 1529 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 18613 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 12 до 23 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-21,8 м, средняя газонасыщенная толщина - 12,2 м.
ГВК залежи пласта XIIIб в пределах Золоторыбного блока принимается на отметке -1385 м.
Залежь газовая, пластовая, тороподобная, с севера и юга ограниченная разрывами. Размеры залежи составляют (0,5 ? 0,7) км, высота - 27 м. Площадь газоносности 276,1 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 2300 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 21 до 25 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-17,1 м, средняя газонасыщенная толщина - 8,3 м.
ГВК залежи пласта XIIIб в пределах Северного блока принимается на отметке -1292 м.
Наличие газовых залежей этого пласта установлено во всех трёх блоках месторождения данными испытания скважин в колонне, которым соответствуют материалы ГИС; это залежи с запасами категории С1.
Залежь газовая, пластовая, сводовая, ограниченная разрывами. Размеры залежи составляют (2,4 ? 1,5) км, высота - 68 м. Площадь газоносности 1758,6 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 27321 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 20 до 29 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-25,8 м, средняя газонасыщенная толщина - 15,5 м.
ГВК залежи пласта XIIIa в пределах Золоторыбного блока принимается на отметке -1368 м.
Залежь газовая, пластовая, сводовая, ограниченная разрывами. Размеры залежи составляют (0,9 ? 1,35) км, высота - 44 м. Площадь газоносности 553 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 7477 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 20 до 28 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-18 м, средняя газонасыщенная толщина - 13,5 м.
ГВК залежи пласта XIIIa в пределах Центрального блока устанавливается на отметке -1324 м.
Залежь газовая, пластовая, сводовая, ограниченная разрывами. Размеры залежи составляют (0,7 ? 1,3) км, высота - 58 м. Площадь газоносности 707,5 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 9169 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 19 до 27 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-19,1 м, средняя газонасыщенная толщина - 12,9 м.
ГВК залежи пласта XIIIa Северного блока принимается на отметке минус 1293 м.
Наличие газовой залежи данного пласта в Золоторыбном блоке установлено по результатам испытания в колонне скважины №2 Золоторыбной и по соответствующим показаниям ГИС в разрезе этой скважины. Запасы газа по залежи отнесены к категории С1, что подтверждается установлением газоносности пласта ХIIб-2 данными ГИС ещё в ряде скважин Золоторыбного блока.
Залежь газовая, пластовая, сводовая, ограниченная разрывами. Размеры залежи составляют (2,5 ? 1,5) км, высота - 58 м. Площадь газоносности 1841,5 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 11105 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 18 до 23 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-9,6 м, средняя газонасыщенная толщина - 6,03 м.
ГВК залежи пласта ХIIб-2 Золоторыбного блока принимается на отметке -1337 м.
Наличие газовой залежи пласта ХIIб-1 в Золоторыбном блоке определяется только на основании интерпретации данных ГИС, запасы по залежи отнесены к категории С2.
Залежь газовая, пластовая, сводовая, ограниченная разрывом. Размеры залежи составляют (1,9 ? 0,6) км, высота - 24 м. Площадь газоносности 484,4 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 2015 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 9 до 11 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-9,4 м, средняя газонасыщенная толщина - 4,2 м.
ГВК залежи пласта ХIIб-1 Золоторыбного блока принимается на отметке -1284 м.
Наличие двух газовых залежей пласта ХIIб с разными уровнями ГВК в Центральном и Северном блоках Южно-Луговского месторождения установлено данными испытания скважин в эксплуатационной колонне, которым соответствуют материалы ГИС; это залежи с запасами категории С1.
Залежь газовая, пластовая, сводовая, ограниченная разрывами. Размеры залежи составляют (0,8 ? 1,7) км, высота - 68 м. Площадь газоносности 804 тыс. м2., объём газонасыщенных пород - 5819 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 21 до 37 м., эффективная и газонасыщенная толщины - 0 - 10,5 м., средняя газонасыщенная толщина - 7,2 м.
ГВК залежи пласта ХIIб Центрального блока принимается на отметке минус 1303 м.
Залежь газовая, пластовая, сводовая, ограниченная разрывами. Размеры залежи составляют (0,7 ? 1,4) км, высота - 52 м. Площадь газоносности 834,3 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 6352 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 28 до 36 м., эффективная и газонасыщенная толщины - 0 - 12,8 м., средняя газонасыщенная толщина 7,6 м.
ГВК залежи пласта ХIIб Северного блока принимается на отметке1257 м.
Наличие двух газовых залежей пласта ХIIа с разными уровнями ГВК в Центральном и Северном блоках Южно-Луговского месторождения, как и для залежей пласта ХIIб, установлено данными испытания скважин в колонне, которым соответствуют материалы ГИС; это залежи с запасами категории С1.
Залежь газовая, пластовая, сводовая, ограниченная разрывами. Размеры залежи составляют (1,8 ? 1,7) км., высота - 61 м. Площадь газоносности 1522 тыс. м2., объём газонасыщенных пород - 4844 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 22 до 26 м., эффективная и газонасыщенная толщины -0-5,5 м, средняя газонасыщенная толщина -3,2 м.
ГВК залежи пласта ХIIа Центрального блока принимается на отметке минус 1261 м.
Залежь газовая, пластовая, сводовая, ограниченная разрывами. Размеры залежи составляют (0,8 ? 1,3) км., высота - 39 м. Площадь газоносности 781,2 тыс. м2., объём газонасыщенных пород - 2425 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 21 до 26 м., эффективная и газонасыщенная толщины -0-5,4 м., средняя газонасыщенная толщина -3,1 м.
ГВК залежи пласта ХIIа Северного блока принимается на отметке - 1212 м.
В результате анализа тектонических построений предполагается, что действие разрыва 6 (рис. 1А - Геологический разрез по профилю скважин 3- ЗЛ-7-ЗЛ-5А-12-ЮЛ-1-ЮЛ-13-ЮЛ-15-Юл и рис. 2 А - Условные обозначения к геологическому разрезу; приложение А.) вызвало формирование в Центральном блоке изолированной газовой залежи в средней и нижней частях XI горизонта при водоносности верхов его разреза. Это доказано данными испытания в колонне скважины № 5 Анивской пласта XI-2 (с получением притока сухого газа 5,7 тыс. м3/сут. через штуцер диаметром 2 мм) и XI-1 (с получением притока пластовой воды) и соответствующими показаниями ГИС. Залежь пласта XI-2 отнесена к резервуару с запасами категории С1.
Залежь газовая, пластовая, сводовая, ограниченная разрывами. Размеры залежи составляют (1,6 ? 1,7) км, высота - 54 м. Площадь газоносности 1033,6 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 9001 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 8 до 20 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-20 м, средняя газонасыщенная толщина - 8,7 м.
ГВК залежи пласта ХI-2 Центрального блока принимается на отметке минус 1214 м.
В пределах Северного блока Южно-Луговского месторождения по данным ГИС скважин №№ 11 и 13 Южно-Луговской устанавливается наличие сводовой «водоплавающей» залежи газа, категория запасов - С2.
Залежь газовая, сводовая, водоплавающая, ограниченная разрывами. Размеры залежи составляют (0,8 ? 0,5) км, высота - 9 м. Площадь газоносности 245,01 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 659 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 23 до 28 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-23,8 м, средняя газонасыщенная толщина - 2,69 м.
ГВК залежи XI горизонта Северного блока принимается на отметке минус 1137 м.
Газоносность данного пласта установлена в пределах Северного блока Южно-Луговского месторождения в результате испытания в колонне скважины №1 Южно-Луговской при соответствующих показаниях ГИС по четырём скважинам. Залежь отнесена к резервуару с запасами категории С1.
Залежь газовая, пластовая, сводовая, с севера и юга ограниченная разрывами. Размеры залежи составляют (1,0 ? 0,8) км, высота - 22 м. Площадь газоносности 605,4 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 4090 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 20 до 25 м., эффективная и газонасыщенная толщины - 0-17,1 м, средняя газонасыщенная толщина - 6,8 м.
ГВК залежи Xa горизонта Северного блока определяется на отметке минус 1067 м.
Его газоносность установлена в пределах Северного блока Южно-Луговского месторождения в результате испытаний скважин в колонне при соответствующих показаниях ГИС; это залежь с запасами категории С1.
Залежь газовая, пластовая, сводовая, с севера и юга осложнённая разрывами. Размеры залежи составляют (1,1 ? 1,2) км, высота - 46 м. Площадь газоносности 798,1 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 15251 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 28 до 34 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-26,8 м, средняя газонасыщенная толщина - 19,1 м.
ГВК залежи IX горизонта Южно-Луговского месторождения принимается на отметке -1050 м.
При этом в пределах Центрального блока наличие залежи предполагается только согласно структурным построениям, и здесь она относится к резервуару с запасами категории С2.
Залежь газовая, пластовая, водоплавающая, ограниченная разрывом. Размеры залежи составляют (0,3 ? 0,8) км, высота - 20 м. Площадь газоносности 154,1 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 809 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 33 до 34 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-27,1 м, средняя газонасыщенная толщина - 5,25 м.
ГВК залежи IX горизонта Центрального блока принимается на отметке минус 1050 м.
Его газоносность установлена в процессе проводки первого ствола скважины №13 Южно-Луговской (в последующем - скважины №14 Южно-Луговской). Объект не испытывался. Его ограничения в разрезе определены по интерпретации данных ГИС и в плане - структурными построениями; залежь VII горизонта - с запасами категории С2.
Залежь газовая, пластовая, сводовая, с севера ограниченная разрывом. Размеры залежи составляют (1,5 ? 1,3) км, высота - 69 м. Площадь газоносности 1408,8 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 16278 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 39 до 42 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-20 м, средняя газонасыщенная толщина - 11,55 м.
ГВК залежи VII горизонта Южно-Луговского месторождения определяется согласно интерпретации данных ГИС на отметке - 947 м.
Его газоносность прогнозируется согласно интерпретации данных ГИС, то есть запасы залежи относятся к категории С2. По структурным построениям - залежь газовая, пластовая, сводовая, водоплавающая, с севера ограниченная разрывом. Размеры залежи составляют 1,3 ? 1,0 км, высота - 49 м. Площадь газоносности 962,1 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 5840 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 73 до 86 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-26,9 м, средняя газонасыщенная толщина - 6,1 м.
ГВК залежи V горизонта Южно-Луговского месторождения определяется согласно интерпретации данных ГИС на отметке -807 м.
Его газоносность прогнозируется согласно интерпретации данных ГИС, по состоянию изученности её запасы отнесены к категории С2. По структурным построениям - залежь газовая, пластовая, сводовая, с севера ограниченная разрывом. Размеры залежи составляют (1,3 ? 1,0) км, высота - 50 м. Площадь газоносности 875,4 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 3154 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 4 до 14 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-5,1 м, средняя газонасыщенная толщина - 3,6 м.
ГВК залежи IV горизонта Южно-Луговского месторождения определяется согласно интерпретации данных ГИС на отметке -780 м.
Газоносность этого, самого верхнего в пределах рассматриваемой площади, номенклатурного горизонта нижнемаруямской подсвиты установлена при проводке второго ствола скважины №13 Южно-Луговской фиксацией интенсивного газопроявления. Ограничения залежи в разрезе определялись по интерпретации данных ГИС и в плане - структурными построениями; залежь III горизонта также отнесена по изученности к резервуару с запасами категории С2. Согласно структурным построениям - залежь газовая, пластовая, сводовая, водоплавающая. Размеры залежи составляют (1,1 ? 0,5) км, высота - 25 м. Площадь газоносности 464,7 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 2158 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 30 до 40 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-32,5 м, средняя газонасыщенная толщина - 5,3 м.
ГВК залежи III горизонта Южно-Луговского месторождения определяется согласно интерпретации данных ГИС на отметке -669 м.
В период с 1999 по 2000 гг. на месторождении с отбором керна пробурено три скважины в Золоторыбном блоке (скважины №№ 6 Зл, 7 Зл, 8 Зл). Общая проходка с отбором керна составила 151 м, общий вынос - 88,3 м (59 %). Вынос керна пришелся на XIIIб, XIIIa, XIIб-2, XIIб-1 пласты и разделы между XIIб-1 и XIIб-2, XIIб-2 и XIIIa пластами. Литолого-петрофизическое изучение керна проводилось в лабораториях. Результаты исследований приведены в табл. 2 А (Сведения о литолого-физических свойствах пород продуктивных пластов и покрышек Золоторыбного блока; приложение А.)
Газопродуктивный разрез Золоторыбного блока Южно-Луговского месторождения включает в себя залежи четырёх пластов (снизу вверх): XIIIб, XIIIа, XIIб-2 и XIIб-1. Толщина этого разреза составляет от 77 м в сводовой области блока до 102 м на западной периферии залежей.
Исходя из установленных нижних пределов проницаемости и глинистости произведено деление пород на коллектор - неколлектор (табл. 2 А - Сведения о литолого-физических свойствах пород продуктивных пластов и покрышек Золоторыбного блока; приложение А).
Средние значения для газонасыщенных частей пластов приведены в табл. 3А (Характеристика коллекторских свойств газонасыщенности Золоторыбного блока; приложение А).
Продуктивный разрез Золоторыбного блока залегает в интервале глубин 1285 - 1451 м. Керн изучен в интервале глубин 1299 - 1424 м.
Изученные коллекторы месторождения представлены песчаниками разнозернистыми, средне-тонко-мелкозернистыми, тонко-мелкозернистыми, мелко-тонкозернистыми, тонкозернистыми и алеврито-песчаниками.
Обломочная часть пород-коллекторов на 50 - 75 % состоит из кварца, на 15 - 25 % из полевых шпатов, обломки пород составляют 10 - 20 %. Количество цементирующего материала в коллекторах колеблется от 14,5 до 25,5 %. Большей частью цемент имеет базальный и поровый тип, реже контактно-пленочный, его распределение в породе неравномерное. Сложен он кремнисто-глинистым веществом, который представлен в основном смешаннослойным минералом иллит-смектит с количеством набухающих слоев до 80 %, в меньшем количестве отмечаются слюда, хлорит, опал-А, опал-кристобалит и цеолит-клиноптилолит.
Коллекторы месторождения относятся к поровому типу. Основная часть изученных пород характеризуется низкими фильтрационными свойствами (проницаемость от 1,68 до 36,4?10-3 мкм2), но наличие одного определения, равного 452?10-3 мкм2, и незначительная изученность слабо сцементированных пород позволяет предположить наличие в данном разрезе коллекторов со средними фильтрационными характеристиками.
Открытая пористость коллекторов характеризуется высокими значениями (23,8 - 32,5 % при насыщении пластовой водой, 23,8 - 30,7 % при насыщении керосином), что связано со значительным количеством в составе цемента пород смешаннослойного минерала иллит-смектит с большим количеством набухающих слоев.
Состав цемента также сказался на повышенных значениях (59,2 - 83,2 %) остаточной водонасыщенности.
Следует особо подчеркнуть чрезвычайно важный момент, что нижние пределы коллекторских свойств пород-коллекторов, рассчитанные при подсчете запасов, обосновывались всем массивом данных исследования керна месторождений Анивской группы и были приняты единые для всех месторождений. Они имеют следующие значения: проницаемость - 10-3 мкм2; глинистость - 33 % (определена по данным ГИС), остаточная водонасыщенность - 82,5 %. Нижний предел пористости определен не был.
Такие значения нижних технологических пределов не вызывают сомнения. Нижний предел проницаемости, равный 10-3 мкм2, характерен для ряда газовых месторождений Сахалина. Глинистость, равная 33 %, соответствует нижнему пределу глинистости для продуктивных одновозрастных отложений о. Сахалин. Значение нижнего предела остаточной водонасыщенности несколько высоко, это связано с составом цементирующего материала. Нижний предел для начальной газонасыщенности коллектора определить не предоставляется возможным из-за не достаточности исходного материала.
1.2.3 Физико-химические свойства и состав пластового газа, конденсата и воды
В процессе разведки месторождения при испытании скважин в период с 1975 по 2004 год ОАО “Востокгеология” проводился отбор проб газа с целью получения данных о его компонентном составе и физико-химических свойствах. Пробы отбирались в интервале глубин 1057 - 1415 м.
Компонентный состав свободных газов определялся методами газо-жидкостной и газо-адсорбционной хроматографии согласно действующим ГОСТ, физико-химические свойства рассчитывались по компонентному составу газов.
Относительная плотность газа изменяется от 0,5771 до 0,6010. В составе газов основным компонентом является метан, содержание которого колеблется в пределах 90,40 - 94,64 %. Содержание тяжелых углеводородов незначительно и в сумме не превышает 1,23 % об. Гомологи метана представлены: этаном - 0,06-1,04 %, пропаном - 0-0,18 %, бутанами - 0-0,09 % и пентанами - 0-0,02 %. Распределение метана и его гомологов подчиняется ряду: СН4 > С2Н6 > С3Н8 > С4Н10 > С5Н12.
В составе газов присутствуют балластные примеси в значительных количествах: от 5,07 до 9,41 %. Азот является преобладающим компонентом, на долю которого приходится до 9,01 %, содержание углекислого газа составляет 0 - 1,16 %. Гелий и водород определялись не во всех пробах. Содержание гелия составляет 0,001 - 0,012 %, водорода 0,001 - 0,
Исследование технических и геологических условий создания подземного хранилища газа на Южно-Луговском месторождении дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Курсовая работа по теме Расчет оболочек вращения по безмоментной теории
Реферат по теме Шпора МГИМО
Отчет по практике по теме Производственная деятельность предприятия ОАО 'Чебоксарский агрегатный завод'
Реферат: Международное сотрудничество регионов Европейского Севера с зарубежными государствами. Скачать бесплатно и без регистрации
Реферат по теме Энергосбережение материального склада при помощи ветроэнергетической установки с вертикальным валом
Сочинение Про Любовь Огэ Аргументы
Реферат: Михаил Шолохов. "Донские рассказы"
Реферат На Тему Принципиальная Технологическая Схема Получения Высокооктанового Бензина
Урок Сочинение 9 Класс
Реферат: Символизм в России. Скачать бесплатно и без регистрации
Сочинения Вечная
Реферат: Подмосковному угольному бассейну 150 лет
Реферат по теме Организационно-правовые основы деятельности правоохранительных органов в области природопользования и охраны окружающей среды
Курсовая Работа Технологии Менеджмента
Дипломная работа по теме Совершенствование системы поставок и сбыта продукции ООО 'Хлебозавод № 24'
С А Лебедев Информация Для Дополнения Реферата
Эссе По Фильму Майор
Реферат: Гражданская война. 2005г. Источник
Отчет По Практике На Предприятии Магазина
Курсовая работа по теме Крым в годы Великой Отечественной войны
Перспективы современной цивилизации - Биология и естествознание реферат
Характеристика черной металлургии как отрасли экономики - География и экономическая география контрольная работа
Предприятия Челябинской области - География и экономическая география презентация