Применение тепловых методов повышения нефтеотдачи пласта на месторождении Жанажол - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Применение тепловых методов повышения нефтеотдачи пласта на месторождении Жанажол

История геологической изученности и разработки месторождения. Стратиграфия, тектоника, нефтегазоносность, водоносность. Методы увеличения производительности скважин. Обзор тепловых методов повышения нефтеотдачи пластов. Разбуривание опытного участка.


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.

Развиваясь, человечество начинает использовать все новые виды ресурсов (атомную и геотермальную энергию, солнечную, гидроэнергию приливов и отливов, ветряную и другие не традиционные источники). Однако главную роль в обеспечении энергией всех отраслей экономики сегодня играют топливные ресурсы. Это четко отражает "приходная часть" топливно-энергетического баланса.
Топливно-энергетический комплекс тесно связан со всей промышленностью страны. На его развитие расходуется более 20 % денежных средств. На топливно-энергетический комплекс приходится 30 % основных фондов и 30 % стоимости промышленной продукции Республики Казахстан. Он использует 10 % продукции машиностроительного комплекса, 12 % продукции металлургии, потребляет 2/3 труб в стране, дает больше половины экспорта Республики Казахстан и значительное количество сырья для химической промышленности. Его доля в перевозках составляет 1/3 всех грузов по железным дорогам, половину перевозок морского транспорта и всю транспортировку по трубопроводам.
Топливно-энергетический комплекс имеет большую районо-образовательную функцию. С ним напрямую связано благосостояние всех граждан Казахстана, такие проблемы, как безработица и инфляция.
Наибольшее значение в топливной промышленности страны принадлежит трем отраслям: нефтяной, газовой и угольной, из которых особо выделяется нефтяная.
Жанажол - одно из крупнейших нефтегазоконденсатных месторождений в западной части РК, его запасы 100 млн. тонн нефти. Значительные запасы газа и конденсата установлены также на Жанажольском месторождении. Основным способом эксплуатации на месторождении Жанажол является фонтанный. В настоящее время идет интенсивный перевод скважин на механизированный способ эксплуатации, в частности на штангово-глубинно-насосный.
Для более оптимального регулирования разработки месторождения необходимо знать свойства объектов, оказывающих влияние на технологический процесс извлечения из него нефти или газа.
С открытием месторождения Жанажол, одного из первых месторождений в пределах Предуральского плато, появилась возможность обеспечения потреб ности в нефтепродуктах Актюбинской области.
Жанажол - одно из крупнейших нефтегазоконденсатных месторождений в западной части РК.
Месторождение Жанажол находится в пределах Предуральского плато, расположенного между Мугоджарскими горами и долиной реки Эмба и в административном отношении входит в состав Мугалжарского района Актюбинской области Республики Казахстан.
Ближайшими населенными пунктами являются хозяйство Жанажол, расположенное в 15 км к северо-востоку, и действующий нефтепромысел Кенкияк, расположенный в 35 км к северо-западу. Нефтепровод Атырау - Орск проходит на расстоянии около 100 км. От областного центра Актобе Жанажол стоит в 240 км.
Ближайшая железнодорожная станция Эмба на линии Москва - Средняя Азия отстоит на 100 км от площади. Производственное предприятие НГДУ «Октябрьскнефть» ОАО «СНПС-Актобемунайгаз» расположено в районном центре городе Кандыагаш, в 130 км к северу от месторождения Жанажол.
К настоящему времени от Кандыагаша до Жанажола проложена шоссейная асфальтированная дорога, а также подведена линия электропередачи.
Согласно схеме комплексного физико-географического районирования Казахстана, рассматриваемая территория расположена в полупустынной ландшафтной зоне умеренного пояса Сагиз - Эмбинского района, Уил - Эмбинского района, Узень - Урало-Эмбинской провинции, Северо-Каспийской области, Прикаспийско-Тургайской страны, на Подуральском денудационном плато.
Рельеф местности представляет собой слабо всхолмленную равнину, расчлененную пологими балками и оврагами. Абсолютные отметки его колеблются от 125 до 270 м. Южный участок ниже, северный участок выше, средний участок является седловиной с отметкой 125-150 м, с севера на юг его пересекает река Эмба.
Минимальные отметки приурочены к долине реки Эмба, с юго-запада ограничивающей территорию месторождения.
Гидрографическая сеть представлена реками Эмба и Атжаксы, которые относятся к бассейну Каспийского моря. Эти реки по условиям режима с резко выраженным преобладанием стока в весенний период. Река Атжаксы, протекающая с севера на юг, делит все месторождение на два приводораздельных склона с небольшим уклоном. Являясь притоком реки Эмба, река Атжаксы не имеет постоянного водотока, в летний период пересыхает. Ее бассейн, представленный балками и оврагами, наполняется водой лишь в весеннее время и на формирование грунтовых вод существенного влияния не оказывает. Река Эмба протекает в 2-14 км к юго-западу от месторождения. Для бытовых целей используется вода из колодцев. Уровень воды в колодцах и в пойме реки Эмба составляет 2 м и более.
Основная часть территории - степь. Климат района сухой, резко континентальный, с резкими годовыми и суточными колебаниями температуры и крайне низкой влажностью. Зимний минимум температуры (по данным Кожасайской метеостанции) достигает минус 40°С, летний максимум + 40°С. Самыми холодными месяцами являются январь и февраль, а самым жарким месяцем - июль. Глубина промерзания почвы составляет 1,5-1,8 м.
Равнинность территории создает благоприятные условия для интенсивной ветровой деятельности. Зимой господствуют ветры западного направления, вызывают бураны. Летом преобладают ветры северо-восточных направлений, способствующих быстрому испарению влаги и иссушению верхнего горизонта почвы.
Среднегодовое количество атмосферных осадков невелико и достигает 140-200 мм в год. Первый снеговой покров обычно ложится в середине ноября и сохраняется до конца марта.
Месторождение находится в зоне пятибалльного землетрясения.
Растительность формируется только за счет атмосферных осадков, что в свою очередь обусловило ее характер. Травостой природных пастбищ изреженный и бедный. Основу его составляют ковыльно - полынно - типчаковые группировки.
Животный мир очень разнообразный. Из млекопитающих обитают волки, лисы, зайцы. Из грызунов - суслики, тушканчики, песчанки, полевые мыши. Из пресмыкающихся следует отметить ящериц и различных змей, в том числе и ядовитых. Из пернатых встречаются орлы, степные куропатки, дрофы, дикие голуби. Через район проходят пути миграции сайгаков.
Район населен неравномерно. В экономическом отношении площадь работ представляет собой сельскохозяйственный район. Коренное население казахи, в основном, занимаются скотоводством и земледелием - выращивают кормовые злака. Население Актюбинской области составляет 687,7 тысяч человек.
Непосредственно на территории месторождения широкое распространение получили такие строительные материалы как глины, пески, щебень и мергель. Глины выходят на поверхность на правобережье реки Атжаксы. Они характеризуются постоянством литологического состава и имеют среднюю толщину 3,9 м. Эти глины могут быть использованы как для приготовления глинистых растворов, так и в качестве сырья для местного строительства. Пески альбского, олигоценового и четвертичного возрастов имеют довольно широкое распространение, главным образом, в долине реки Эмба. Щебень имеет широкое распространение в местах развития маастрихтских отложений и обнажается на поверхности в виде маломощных прослоев - от 5 до 20 см, а в ряде случаев - от 40 до 50 см. Мергели широко распространены на площади в виде останцов и приурочены к маастрихтскому, кампанскому и сантонскому ярусам. В их составе от 19,9 до 36,6 % СаО и от 27 до 52 % нерастворимого остатка, что свидетельствует о возможности использования их для цементного производства [22].
1.2 История геологической изученности и разработки месторождения
Первые сведения о геологическом строении района опубликованы в работе Е.К. Ковалевского и А. Гарнгроссе, которые в 1840 году изучали обнажения по рекам Темир, Эмба, Атжаксы [2].
И в дальнейшем исследования района носили маршрутный и рекогносцировочный характер. Более детальное и планомерное изучение территории начинается с 1944 года. Так, в 1944-1946 годах Каспийско - Аральской партией под руководством А. Л. Нишина и Г. П. Водорезова проводилась геологическая съемка листа M-40 в масштабе 1:1000000. В результате работ была составлена геологическая карта и объяснительная записка к листу, в которой освещены основные вопросы стратиграфии и тектоники территории. Эти работы до сих пор не утратили своей ценности.
В 1949 году Б. И. Самодуров и Н. В. Иванова провели геологическую съемку масштаба 1:200000 листа М-40-ХХХIV, куда входит и Жанажол. Авторы дали подробное описание геологического строения района. В 1952 году площадь была покрыта гравиметрической съемкой того же масштаба (Л. Н. Тушканов).
В 1953-1954 годах на этой площади проведена геологическая съемка масштаба 1:50000 с применением нормативочного бурения (Л. С. Зингер).
Поднятие Жанажол, было выявлено в 1960 году и подготовлено к бурению в 1961 году сейсмическими работами МОВ Актюбинской геофизической экспедиции (АГЭ). В 1975 и в 1980 годах его строение было уточнено исследованиями МОГТ.
Глубокое поисковое бурение на площади начато в 1961 году при Мугоджарской экспедиции глубокого бурения треста «Актюбнефтеразведка». Начиная с 1976 года, поисковые работы велись Актюбинской нефтеразведочной экспедицией, а с 1978 года и Кенкиякской нефтеразведочной экспедицией объединения «Казнефтегазгеология».
Месторождение было открыто в 1978 году. В результате глубокого бурения Жанажолской структуры Актюбинской нефтеразведочной экспедицией 31 июля 1978 года из скважины № 4 был получен мощный приток из подсолевых отложений с глубины 2800-2894 м. Поисково-разведочные работы проводились на Жанажоле до 1996 года [3].
В 1981 года на месторождении начато бурение разведочных и первых эксплуатационных скважин вновь созданным объединением «Актюбинскнефть» Миннефтепром СССР, которому поручена его разработка.
С целью освоения крупнейшего в Актюбинской области Жанажолского месторождения и подготовки его к промышленной разработке приказом министра нефтяной промышленности № 157 от 10 марта 1981 года было создано нефтегазодобывающее управление «Октябрьскнефть», в составе его на самостоятельном балансе - управление технологического транспорта, строительно-монтажное управление, жилищно-коммунальная контора.
Нефтегазоконденсатное месторождение Жанажол вступило в эксплуатацию фонтанным способом в 1993 году по проекту, составленному институтом «Гипровостокнефть» вводом в разработку северного купола пачки В+В'.
Разработка месторождения началась с разбуривания объектов первой карбонатной толщи (пачки А, Б, В'), залегающие в интервале глубин 2550 -2900 м.
В 1982 году разведка залежей КТ-I была закончена, произведен расчет и утверждение ГКЗ СССР запасов нефти, газа, конденсата и попутных компонентов.
Продуктивность второй карбонатной толщи (КТ-II) была установлена в декабре 1980 года скважиной № 23, заложенной на КТ-I и впоследствии углубленной.
В 1985 году были подсчитаны и утверждены запасы нефти, газа, конденсата и попутных компонентов по второй карбонатной толще КТ-II, после чего с 1986 года началась эксплуатация второй карбонатной толщи с вводом в разработку пачки Дн-I южного купола. В 1988 году был введен в разработку северный купол второй карбонатной толщи эксплуатацией пачек Д-III и Гн-III. Пачка Гв-III вступила в разработку в 1989 году.
Техническое обустройство месторождения осуществлялось трестом «Оренбургнефтегазстрой», работы которого активизировались с сентября 1983 года. В дальнейшем генеральным подрядчиком по оснащению нефтяных месторождений выступал трест «Актюбнефтегазстрой».
В освоении Жанажолского месторождения нефти и газа участвовал коллектив Октябрьской экспедиции глубокого эксплуатационного бурения (ОЭГЭБ) Степновского УБРНО «Саратовнефтегаз», начавший работу вахтенно-экспедиционным методом с 1981 года в составе трех бригад. В 1982 году была создана база производственного обслуживания в поселке Жанажол, и были организованы вулканизационный и аккумуляторный цеха.
В 1983-1984 годах в поселке Жанажол был введен в эксплуатацию механоремонтный участок НГДУ «Октябрьскнефть» площадью 450 м для восстановления бурового нефтепромыслового и транспортного оборудования. В 1983 году началось строительство дороги Эмба - Жанажол. Большое значение для современной транспортировки необходимого оборудования имело строительство дороги от Жанажолского месторождения до Кенкиякского. С целью улучшения использования рабочих кадров и сокращения времени доставки рабочих к месту работы было начато также в 1982-1983 годах строительство взлетно-посадочной полосы в районе Жанажолского месторождения и в 1983-1984 годах в городе Кандыагаш.
Таким образом, были созданы оптимальные условия для того, чтобы в апреле 1984 года месторождение Жанажол можно было ввести в опытно-промышленную эксплуатацию.
В связи со специфическими особенностями физико-химических свойств нефти месторождения Жанажол - высокое содержание сероводорода и углекислого газа в попутном газе, - потребовалось создание специальной системы сбора, подготовки нефти, газа, воды, установок по производству серы в коррозионно-стойком исполнении. Исходя из такой потребности, в 1984 году был введен в эксплуатацию Жанажолский газоперерабатывающий завод (ЖГПЗ), впервые сооруженный в бывшем СССР на отечественном оборудовании, который является опытно-промышленном предприятием. К этому времени уже был построен нефтепровод Жанажол - Кенкияк протяженностью 50 км.
В 1986 году началась закачка воды в пласт по различным объектам, с целью поддержания пластового давления (ППД).
С самого начала разработки месторождения использовался только один способ эксплуатации - фонтанный. Этот метод применяется до сих пор. Кроме этого метода на месторождении имеется опыт работы с механизированным способом эксплуатации, который был начат в июне 1990 года, переводом скважины № 724 с фонтанного способа эксплуатации на глубинно-насосный .
В течении 1995-1998 годов проведен комплекс мероприятий по расширению системы ППД - введены блочные кустовые насосные станции (БКНС), 28 нагнетательных, 7 водозаборных скважин.
В 1997 году начался этап сотрудничества акционерного общества «Актобемунайгаз» с Китайской Национальной Нефтегазовой Корпорацией, которая приобрела 60,3 % контрольного пакета акций.
В 2009 году Синьцзяньским нефтегазовым научно-исследовательским институтом при нефтяном управлении Синьцзянь-Уйгурской Автономной Республики КНР был выполнен «Отрегулированный проект по разработке нефтегазоконденсатного месторождения Жанажол».
На данный момент месторождение находится на второй стадии разработки: доразведка, разбуривание, стабилизация добычи нефти.
На площади Жанажол буровыми работами изучен комплекс отложений нижнекаменноугольного - верхнемелового возраста. При стратиграфическом расчленении разреза использованы имеющиеся палеонтологические определения, диаграммы, промыслово-геофизических исследований, описание керна [3].
Гжельский ярус состоит из двух частей. Нижняя, толщина 53-136 м, в отложениях распространения сульфатных и карбонатных пород имеет строение, аналогичное нижележащему ярусу. Отличительной ее особенностью является широкое развитие органогенных известняков, на 65-85 % состоящих из обломков фауны и водорослей. Кроме того, в северо-восточной части площади еще более усиливается ангидритизация разреза, и значительное распространение получают также темно-серые, почти черные аргиллитоподобные глины
Таким образом, всю в основном карбонатную толщу пород подольского и мячковского горизонтов московского яруса, а также касимовского и гжельского ярусов верхнего карбона, где наряду с карбонатными породами имеют развитие (особенно в северо-восточной части месторождения) и сульфатные отложения (ангидриты), относят к так называемой «верхней карбонатной толще KT-I». Ее суммарная толщина изменяется от 427 до 537 м.
Над карбонатной частью разреза расположена терригенная пачка пород гжельского яруса, состоящая из глин, алевролитов, реже гравелитов толщиной от 24 до 109 м.
Ассельский и сакмарский ярусы P 1 a - P 1 s
Ассельско-сакмарская терригенная толща пород совместно с гжельской терригенной пачкой образует на Жанажолском месторождении региональный флюидоупор. Толщина этой покрышки, в значительной степени глинистой по составу, изменяется довольно в широких пределах от 16 до 598 м и имеет тенденцию к уменьшению с севера на юг. В литологическом отношении это переслаивание аргиллитов, песчаников, алевролитов, реже гравелитов и глинистых известняков. Толщина ассельск ого яруса колеблется от 9 до 359 м. Сакмарский ярус также не выдержан в отношении толщины (от 0 до 209 м в скважине № 5).
Гидрохимические отложения кунгурского яруса совместно с верхней надкарбонатной терригенной толщей образуют мощную флюидоупорную покрышку для нефтегазонасыщенной части до кунгурского разреза.
Отложения кунгурского яруса в нижней части представлены сульфатно-терригенными породами (ангидриты и аргиллитоподобные темные глины) толщиной от 10 до 60 м. Выше залегает толща галогенных пород (каменная соль) с прослоями аргиллитов, реже песчаников и алевролитов, ангидритов. Максимальная толщиной галогенной толщи составляет 996 м, минимальная - 7 м. В верхней части кунгура залегает терригенно-сульфатная пачка („кепрок”), сложенная в основном ангидритами, толщиной 4-84 м.
Отложения верхней пeрми представлены пестро-цветными, серо-цветными терригенными породами: глины, в нижней части аргиллиты; полимиктовые, глинистые мелкозернистые песчаники и алевролиты; реже мелкогалечные конгломераты с отдельными выдержанными прослоями (от 3-5 до 10-15 м) высокоомных пород - ангидритов.
Толщина верхней перми изменяется от 633 м в своде северного купола до 1808 м на восточной периклинали.
Отложения триаса выделяются в составе нижнего отдела и литологически представлены чередованием пестроокрашенных глин, песчаников, алевролитов, встречаются прослои слежавшихся слабосцементированных песков. Толщина отложений варьирует от 65 до 371 м.
Юрские отложения выделяются в составе нижнего и среднего отделов. Суммарная их толщина колеблется от 60 до 246 м. Представлены они серыми глинами, темно-серыми песчаниками, плотными алевролитами и серыми, зеленовато-серыми, полимиктовыми, разнозернистыми песками.
В тектоническом отношении район месторождения Жанажол распол ожен в восточной прибортовой части Прикаспийской впадины, которая отделена от Уральской геосинклинальной зоны Ащисайским и Северно-Кокпектинским разломами.
Одной из характерных черт геологического развития явилось интенсивное опускание территории и формирование мощного осадочного чехла (7-10 км). Основную часть этой толщины составляет подсолевой комплекс, включающий отложения, заключенные между поверхностью докембрийского фундамента и подошвой галогенных осадков кунгурского яруса.
Поверхность подсолевых отложений моноклинально погружается на запад, от 2,0-2,5 км близ Ащисайского разлома до 5,5-6,0 км на меридиане купола Беттау.
В пределах указанной моноклинали выделен ряд обособленных ступеней. Последние более четко проявляются по нижним горизонтам и последовательно погружаются к центральной части впадины. С востока на запад выделяются Жанажолская, Кенкиякская, Коздысайская и Шубаркудукская системы ступеней, в пределах которых кровля подсолевого горизонта соответственно находится на глубинах: 3-3,5 км, 3-4 км, 4-5 км и ниже 5 км. К северу от Кенкияка несколько обособленно выделяются Остансукский прогиб, который вдоль западной границы структур Талдышоки, Остансук, Северный Остансук и Байжарык ограничивается нарушением. К северу он непосредственно примыкает к Актюбинскому периклинальному прогибу. Тектонические ступени в значительной степени осложнены разрывными нарушениями [6].
Одной из особенностей Жанажолской ступени является развитие мощных карбонатных массивов, которые в свою очередь осложнены крупными поднятиями брахиантиклинального типа.
Месторождение Жанажол приурочено к верхней части обширного карбонатного массива, сложенного породами подольско-гжельского возраста. О строении этого массива по нижним горизонтам можно судить по данным сейсморазведочных работ. На структурной карте по подошве нижней карбонатной толщи пород окско-каширского возраста локализован он в районе скважин № 4 и № 5. По кровле нижней карбонатной толщи, намечаются два локальных свода, оконтуренных изогипсой минус 3200 м. Северный из них расположен в районе скважин № 4 и № 5, южный свод намечается в районе скважины № 18 .
Мозаичная рисовка изогипс остается и по горизонтали, которая характеризуют строение верхней карбонатной толщи пород. По подошве верхнего карбонатного комплекса северный свод Жанажолского поднятия расположен в районе скважин № 4 и № 10; южный свод намечается в районе скважины № 18.
На структурной карте по кровле высокоомного разреза, фиксирующей резкую плотностную границу при смене терригенных пород надкарбонатной толщи сульфатно-карбонатными породами гжельского яруса, Жанажолское поднятие имеет по длинной оси длину 28 км и представляет собой брахиантиклинальную складку субмеридионального простирания, образованную в теле карбонатного массива пород.
Она состоит из двух локальных поднятий. Северное в районе скважины № 50 оконтурено изогипсой минус 2300 м. По замкнутой изогипсе минус 2500 м его размеры составляют 10,5 х 5,5 км.
Свод южного поднятия залегает на 50 м ниже и оконтурен изогипсой минус 2350 м в районе скважины № 19. Размеры поднятия по изогипсе минус 2500 м составляют 9,5 х 4 км.
Амплитуда поднятия в изученной бурением части составляет порядка 250 м, западное его крыло более крутое (8-10 м) относительно восточного (4-7 м). В целом по всем горизонтам, связанным с границами карбонатных массивов пород, сохраняется унаследованность структурных форм, высокая амплитуда поднятий, их значительные размеры. Лишь по подошве отложений кунгурского яруса, ввиду резкого различия величины мощности подсолевой терригенной толщи пород, которая в пределах площади изменяется от 15 до 600 м, структурный план поднятия как бы нарушается.
Свод северного поднятия немного смещается к востоку и оконтуренный изогипсой минус 1850 м намечается в районе скважин № 5 и № 8.
Структурные карты были зарисованы по кровлям КТ-I и КТ-II на основании применения данных стратиграфического расчленения 284 добывающих и всех разведочных скважин. Общая форма структуры для КТ-I, а также и для КТ-II антиклиналь с южным и северным куполами, с одной седловиной в середине. Направление длинной оси антиклинали ориентировано к северу с отклонением к востоку на 25?.
Структура КТ-I: по структурному плану кровли абсолютная отметка свода южного купола минус 2330 м, абсолютная отметка замыкающей изогипсы минус 2500 м, площадь по замкнутой изогипсе 9,38 км х 4,38 км, высота структуры 170 м; западное крыло данного поднятия круче, с углом падения пластов 10°, восточное крыло пологое, угол падения пластов 7°. Абсолютная отметка свода северного купола минус 2260 м, абсолютная отметка замыкающей изогипсы минус 2500 м, площадь по замкнутой изогипсе 11,25 км x 5,38 км, высота 240 м. Крылья структуры данного поднятия в основном симметричны друг другу, угол падения пластов около 9°.
Структура КТ-II: по структурной карте кровли абсолютная отметка южного свода минус 3110 м, абсолютная отметка замкнутой линии минус 3380 м, площадь по замкнутой изогипсе 12,75 км х 5,38 км, высота структуры 270 м. Западное крыло структуры круче, чем восточное: угол падения пластов западного крыла около 10°, угол падения пластов восточного крыла около 7°. Абсолютная отметка северного свода минус 3050 м, абсолютная отметка замкнутой линии минус 3380 м, площадь по замкнутой изогипсе 11,63 км х 5,5 км, высота структуры 330 м. Два крыла в основном симметричны, а угол падения пластов около 10°.
Месторождение представляет собой крупное антиклинальное подсолевое поднятие платформенного типа северо-восточного простирания. Продуктивные пласты в нем приурочены к среднегжельскому регионально - нефтегазоносному комплексу пород, представленному двумя мощными толщами карбонатов (КТ-I и КТ-II), сложенных из известняка и доломитов. Глубина залегания родуктив-ных горизонтов составляет КТ-I до 2850 м и КТ-II до 3850 м.
Продуктивные пачки отличаются здесь большой неоднородностью по коллекторским свойствам и дискретностью по толщине и простиранию. Основными типами коллекторов являются поровой и порово-каверново-трещинный со средней пористостью около 10-11% и представляют собой в каждой карбонатной толще единые пластово-массивные системы. К характерным особенностям залежей нефти и газа месторождения Жанажол относятся: высокое содержание в нефти и газе коррозийных и токсичных компонентов, высокое содержание конденсата в газе (до 600 г/м3) и растворенного газа в нефти (250 - 300 м3/т), большие глубины залегания продуктивных горизонтов и сложные условия бурения ввиду наличия в соленосной толще кунгура прослоев пластичных монтмориллонитовых глин. Трудно извлекаемые запасы сырья составляют здесь около 40 %, нефть и газ содержат до 6 % сероводорода [6].
Нефтегазоносность месторождения связана с отложениями двух карбонатных толщ. В отложениях первой карбонатной толщи выделены 4 продуктивные пачки: А, Б, В и небольшая пачка В'. Пачки объединены в 4 объекта разработки: пачка А, пачка Б, северный купол пачек В+В' и южный купол пачек В+В'. Все выделенные пачки первой карбонатной толщи объединены между собой единой гидродинамической системой и практически представляют собой одну пластово-массивную газонефтяную залежь с общим газонефтяным и водонефтяным контактами.
Средняя глубина залегания залежей составляет 2800 метров. Начальное пластовое давление Рпл, приведенное к отметкам ГНК и ВНК равно соответственно 29,1 и 30 МПа. Пластовая температура равна 58-61?С. Геотермический градиент равен 2,4?С.
Средний суточный дебит скважин по месторождению составляет 27,34 т/сут. Состав нефти месторождения показан в таблице 1.1.
Продуктивность второй карбонатной толщи связана с двумя пачками Г и Д. Пачки разбиты тектоническими нарушениями на три блока. В первом блоке (южный купол) выделено 3 объекта разработки: один в пачке Г - Г-I, и два в пачке Д - верхний Дв-I и нижний Дн-I.
Нефтеносность второго блока связана с одним небольшим объектом Г-II. В третьем блоке первоначально выделялись три объекта разработки: два в пачке Г - верхний Гв-III и нижний Гн-III и один в пачке Д - объект Д-III. Затем было признано целесообразным объединить верхнюю и нижнюю часть пачки Г в один объект разработки Г-III. Это единственный объект КТ-II, имеющий газовую шапку, остальные объекты Дв-I, Дн-I, Д-III являются чисто нефтяными.
Жанажолское месторождение входит в восточную окраину Прикаспийского сложно построенного артезианского бассейна.
В палеозойских и мезозойских отложениях восточной окраины впадины выделяются четыре водоносных комплекса: подсолевой палеозойский, кунгурско-верхнепермский, триасовый и юрско-меловой. Каждый их них заключает несколько регионально-выдержанных водоносных горизонтов, приуроченных к определенным стратиграфическим толщам. Ввиду отсутствия мощных глинистых пластов, простирающихся на большие расстояния, и наличия различного рода гидрогеологических окон подземные воды выделенных водоносных комплексов в региональном плане не достаточно хорошо изолированы друг от друга. Но локальный водообмен между подсолевыми и надсолевыми отложениями весьма затруднен [3].
Чередование положительных и отрицательных тектонических движений, испытанных восточной окраиной при ее геологическом развитии в позднепалеозойское и мезозойское время, создало определенную гидрогеологическую цикличность, и каждый раз приводило к изменению палеогидрогеологических условий, нарушавших статическое состояние палеозойских подземных вод.
После каждого гидрогеологического цикла изменялась гидрохимическая характеристика подземных вод, происходила перестройка гидродинамического режима и возникла необходимость в разгрузке подземных вод через имевшиеся тектонические разрушения и плоскости угловых несогласий для выравнивания пластовых давлений, как в совмещенных водоносных горизонтах, так и в горизонтах с уменьшенными пластовыми давлениями.
Воды нижнекаменноугольных отложений хлоридно-кальциевого типа с минерализацией 182,1 г/л.
Воды среднекаменноугольных отложений соленые сероводородные хлоридно-кальциевого типа с минерализацией 96,4 г/л, сульфатные слабоминерализованные.
Воды нижнепермских терригенных отложений приурочены к песчаным прослоям артинских, сакмарских и ассельских отложений. Они хлоридно-кальциевого типа с минерализацией до 129 г/л, неметаморфизованные, сульфатные. Статический уровень устанавливается на 80-100 м от устья.
Воды кунгурских отложений локализуются в терригенно-сульфатных прослоях в толщи каменной соли, являются рассолом хлоридно-кальциевого типа с минерализацией 67,3-263 г/л, воды являются метаморфизованными или слабометаморфизованными.
Воды верхнепермских отложений располагаются в нескольких песчаных водоносных горизонтах, являются минерализованными. Воды хлоридно-кальциевого типа с минерализацией от 50,3 до 292 г/л при плотности 1035,7-1185,6 кг/м3 с растворенными в них метаном и азотом.
Газосодержание вод колеблется от 0,062 до 0,973 м3/м3 при упругости газов 1,16-5,65 МПа. Состав растворенных в воде газов в законтурных и подошвенных водах азотно-метановый и метановый с содержанием метана 55-79,2 %.
Кроме того, в растворенных газах подошвенных и законтурных вод содержится соответственно: этан - 11,1-26,8 % и 0,04-3,6 %; тяжелые углеводороды - 4,3-24 % и 0,03-0,05 %; углекислый газ - 0,36-3,48 %; гелий - 0,003-0,3 %; аргон - 0,03-0,748 %. Возраст пластовых вод неоген-верхнемеловой и он намного меньше возраста водосодержащих отложений. Верхнепермские отложения содержат напорные воды.
Воды нижнетриасовых отложений гидрокарбонатно-натриевые, сульфатно-натриевые, хлоридно-магниевые и хлоридно-кальциевые с минерализацией от 7,1 до 251 г/л. Пластовые воды, в основном, неметаморфизованные. Воды имеют запах сероводорода. Газосодержание варьирует от 0,015 до 0,823 м3/м3 при упругости 3,4-4,57 МПа.
Содержание растворенных газов в законтурной и подошвенной воде колеблется соответственно от 48,6 до 82,9 % и 2,9-40,1 %, метана от 4,5 до 41,7 % и 51,2-89,3
Применение тепловых методов повышения нефтеотдачи пласта на месторождении Жанажол дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Контрольная работа по теме Налоговая политика и налоговый механизм
Дипломная работа по теме Управление финансовой устойчивостью ООО 'Партнер'
Насосы Лабораторные Работы
Доклад по теме Бихевиоральные теории личности
Россия И Нато Враги Или Партнеры Реферат
Нервно Психическое Развитие Детей Реферат
Сочинение Рассуждение На Тему Каникулы
Реферат: Ангиология в детской хирургии. Скачать бесплатно и без регистрации
Отчет по практике по теме Анализ деятельности ОАО 'Сбербанк России'
Курсовая Работа Как Написать Введение Реферата
Реферат: Компьютерные игры
Реферат: «система и принципы уголовного права»
Выбор брачного партнера
Учебное пособие: Синтез схемы шифратора и кодопреобразователя для управления 1-разрядным 7-сегментным индикатором
Курсовая работа по теме Индивидуальная фотография рабочего времени
Реферат: Понятие информации. Роль информации в современном обществе. Скачать бесплатно и без регистрации
Реферат: Анализ финансового состояния ООО Арчединское Фроловского района Волгоградской области
Реферат На Тему Правонарушение
Дипломная работа: Банковская гарантия и аккредитив в международной торговле
Педагогикалық Маниторингтің Нәтижелері Мен Құрылымы Тақырыбына Реферат
Изучение фактического состояния бухгалтерского и налогового учета на предприятии ООО "Аналитик" - Бухгалтерский учет и аудит отчет по практике
Биоэтика как учение о сохранении жизни и обеспечении гарантий сбережения здоровья человека - Биология и естествознание контрольная работа
Организация строительства нефтяной эксплуатационной скважины на Бухаровском газоконденсатном месторождении - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа