Рациональная система промышленной разработки нижневизейского продуктивного горизонта газоконденсатного месторождения Амангельды - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Рациональная система промышленной разработки нижневизейского продуктивного горизонта газоконденсатного месторождения Амангельды

Геолого-промышленная характеристика месторождения, физико-химические свойства пластовых флюидов, запасы газа и конденсата нижневизейского продуктивного горизонта. Выбор основных способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования.


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.

1.1 Геолого-физическая характеристика месторождения
1.2 Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных пластов и их неоднородности
1.3 Характеристика продуктивного горизонтов по данным ГИС
1.4 Комплекс методов ГИС, техника и методика проведения исследований
1.5 Свойства и состав газа, конденсата и воды
1.6 Физико-гидродинамические характеристики
2.1 Подготовка геолого-промысловой основы для проектирования разработки
2.2 Анализ текущего состояния опытно-промышленной эксплуатации и эффективности применения методов повышения газоотдачи
2.3 Обоснование выделения эксплуатационных объектов и выбор расчетных вариантов разработки
2.4 Обоснование выбора рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования. Характеристика показателей эксплуатации скважин
2.5 Состояние антикоррозионных мероприятий на месторождении и анализ эффективности
2.6 Разработка рекомендации по управлению скважинами с МКД. Расчет предельно-допустимых давлений (ПДД)
2.7 Требования к конструкциям скважин
3.1 Обоснование нормативов капитальных вложений и эксплуатационных затрат, принятых для расчета экономических показателей
3.2 Экономические показатели вариантов разработки
3.3 Технико-экономический анализ вариантов разработки, обоснование выбора рекомендуемого к утверждению варианта
4.1 Охрана труда и техника безопасности при проведении работ
4.5 Охрана поверхностных и подземных вод от загрязнения и истощения
месторождение пластовый флюид скважина
Ключевые слова: МЕСТОРОЖДЕНИЕ, ЗАЛЕЖЬ, ПЛАСТ, ГОРИЗОНТ, СКВАЖИНА, ГАЗ, КОНДЕНСАТ, ДЕБИТ, ДОБЫЧА, ЭКСПЛУАТАЦИЯ, ПРОМЫШЛЕННАЯ РАЗРАБОТКА, ОБЪЕКТ РАЗРАБОТКИ, ПЛАСТОВОЕ, ЗАБОЙНОЕ, УСТЬЕВОЕ ДАВЛЕНИЯ, КОЭФФИЦИЕНТЫ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ГАЗА И КОНДЕНСАТА (КИГ И КИК).
Цель работы - обоснование рациональной системы промышленной разработки нижневизейского продуктивного горизонта газоконденсатного месторождения Амангельды.
Пояснительная записка выполнена в объеме страниц и включает четыре раздела, список использованной литературы единиц. Графическая часть представлена в виде слайдов.
В проекте промышленной разработки приведены сведения о геолого-промысловой характеристике, физико-химических свойствах пластовых флюидов, запасах газа и конденсата нижневизейского продуктивного горизонта.
Дано обоснование выбора объекта промышленной разработки, приведены его исходные геолого-физические характеристики, а также обоснование расчетных вариантов разработки и их исходные характеристики.
Для рекомендованного варианта разработки рассмотрены вопросы техники и технологии добычи, охраны недр и окружающей среды.
Газоконденсатное месторождение Амангельды открыто в 1975 году бурением глубокой поисковой скважины 1.
В 1981 году партией подсчетов запасов и геологическим отделом Южно-Казахстанской нефтеразведочной экспедиции ПГО "Казнефтегазразведка" с участием сотрудников "СредНИИГаза", "ВНИГНИ" и "ВНИИГаза" был выполнен подсчет запасов природного газа по залежам нижневизейского, серпуховского и нижнепермского горизонтов и представлен на утверждение в ГКЗ СССР, где были утверждены запасы газа по нижнепермскому и нижневизейскому продуктивным горизонтам (протокол ГКЗ СССР № 8884 от 27.11.1981 г.) [1].
По результатам пересмотра материалов геологоразведочных работ и новых данных бурения в 1996 году ТОО "Мунайгазгеолсервис" были пересчитаны геологические запасы газа по нижневизейской залежи и переутверждены в ГКЗ РК (протокол ГКЗ РК № 46 от 09.10.1996 г.) [2].
В 2001 году институтом ЗАО "НИПИнефтегаз" выполнен "Проект опытно-промышленной эксплуатации месторождения Амангельды" [3] и утвержден ЦКР РК (протокол № 14 от 12.09.2001 г.). На дату анализа (по состоянию на 01.07.2007 г.) на месторождении осуществляется реализация вышеназванного проекта.
В 2007 году АО "НИПИнефтегаз" выполнен отчет "По подсчету запасов газа, конденсата и попутных компонентов месторождения Амангельды по состоянию на 01.01.2006 г." и утвержден ГКЗ РК (протокол № 632-07-У от 15.11.2007 г.) [8].
Настоящий отчет "Проект промышленной разработки газоконденсатного месторождения Амангельды (по состоянию на 01.07.2007 г.)" выполнен институтом АО "НИПИнефтегаз" (г. Актау) по договору № 07-ДМ-28 с АО "КазТрансГаз" (г. Астана, оператор ТОО "АмангельдыГаз" в г.Тараз) в соответствии с "Едиными правилами разработки…"[9] и "Регламентом составления проектов и технологических схем разработки…" (РД 39-0147035-207-86) [10].
1.1 Геолого-физическая характеристика месторождения
В пределах структуры Амангельды вскрыты отложения верхней части нижне-среднего девона, верхнего девона (фаменский ярус), карбона и перми, перекрытые с угловым несогласием рыхлыми отложениями мезокайнозоя.
Разрез верхней части нижне-среднего девона, условно относимый к фундаменту, вскрыт скважинами 1 и 102 и представлен грубообломочными и пестроцветными, крупнозернистыми, очень крепкими кварц-полевошпатовыми песчаниками (скважина 102) и сильно уплотненными, частично рассланцованными, трещиноватыми аргиллитами. Максимальная вскрытая толщина составляет 557 м в скважине 102.
Фаменский ярус представлен красноцветной терригенной толщей: песчаниками и гравелитами с маломощными прослоями аргиллитов и конгломератов. Толщина отложений составляет 214 м в скважине 1 и 232 м в скважине 102.
Каменноугольные отложения представлены нижним отделом и нерасчлененным средне-верхним отделом.
Нижний отдел. Отложения представлены турнейским, визейским и серпуховским ярусами.
Отложения турнейского яруса со стратиграфическим несогласием перекрывают породы верхнего девона. Разрез представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, с редкими прослоями доломитов и мергелей. На полную мощность отложения вскрыты в скважинах 1 и 102 и составляют321 м и 314 м, соответственно.
Визейский ярус литологически относительно выдержан. Нижний подъярус представлен сероцветными песчаниками и аргиллитами, с пропластками углей и обильным включением обуглившихся растительных остатков, которые вверх по разрезу сменяются аргиллитами с прослоями известняка. Толщина подъяруса составляет 76-95м. Верхний подъярус представлен, в основном, известняками, доломитами и мергелями с прослоями аргиллитов и алевролитов. Толщина отложений изменяется от 283 м до 327 м.
Серпуховский ярус представлен известняками, доломитами, в верхней части - ангидритизированными аргиллитами. Толщина яруса составляет 134-159 м.
Отложения среднего-верхнего карбона представлены пестроцветной терригенной толщей. Толщина отложений изменяется от 377 м до 537 м.
Отложения перми представлены двумя отделами. Нижний отдел по литолого-фациальной характеристике подразделяется на две толщи: подсоленосную и соленосную. Верхний отдел выделен в составе надсоленосной толщи. Подсоленосная толща представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, часто с сульфатизированными включениями ангидрита. Горизонт подстилается толщей аргиллитов, которая представляет собой газоупор снизу. Толщина отложений изменяется от 242 м до 412 м. Кровля горизонта перекрывается соленосной толщей.
Соленосная толща представлена переслаиванием красноцветных сульфатизированных терригенных пород с прослоями галита. Толщина отложений изменяется от 211м до 495м. Надсоленосная толща верхней перми с угловым несогласием и размывом залегает на подстилающих отложениях соленосной толщи и представлены красноцветными окремненными алевролитами и сульфатизированными аргиллитами. Толщина отложений изменяется от 178 м до 346 м.
Мезо-кайнозойские отложения представлены переслаиванием песков, глин и алевролитов. Толщина отложений изменяется от 256 м до 360 м.
Тектоника . В тектоническом отношении месторождение Амангельды приурочено к одноименной структуре, расположенной в восточной части Миштинского прогиба Моинкумской впадины.
Строение структуры изучено сейсморазведочными работами 2Д, 3Д и глубоким бурением.
Структура Амангельды представляет собой приразломную брахиантиклиналь северовосточного простирания. Разлом, ограничивающий структуру с северо-востока, фиксируется сейсморазведкой как зона потери корреляции отложений от опорных горизонтов и прослеживается по всему разрезу.
По кровле нижневизейских отложений размеры структуры, по замкнутой изогипсе -1875 м, составляют 12 х 4 км, амплитуда - 200 м.
Характеристика продуктивных горизонтов .
Поисково-разведочными скважинами выявлена газоносность турнейских, нижневизейских, серпуховских и пермских отложений.
Турнейские отложения испытаны в шести поисково-разведочных скважинах. Приток газа дебитом до 3 тыс.м 3 /сут, получен только в скважине 6. Во всех остальных скважинах притоков не получили или получили слабый приток пластовой воды. Так как промышленных притоков газа не получено и площадь залежи незначительна, запасы газа по турнейским отложениям не подсчитывались.
В серпуховских отложениях коллекторы распространены только в сводовой части структуры, на крыльях они замещаются глинистыми известняками и сульфатами. Горизонт испытан в 5 поисково-разведочных скважинах. Промышленный приток газа получен только в скважине 1, после соляно-кислотной обработки дебит газа составил 17.3 тыс.м 3 /сут. В 2-х скважинах получили незначительные притоки газа (до 3 тыс.м 3 /сут) даже после кислотной обработки, в одной притока не получили, в одной получили приток фильтрата бурового раствора. В эксплуатационных скважинах серпуховские отложения испытаны в двух скважинах в процессе бурения, притоков не получили. Учитывая небольшие размеры залежи, запасы газа по ней не подсчитывались.
В пермских отложениях коллекторы развиты только в северо-восточной части площади, на остальной части они замещаются глинистыми породами. К пермским отложениям приурочена газовая залежь - азотно-гелиевая. В нижневизейских отложениях по данным опробования практически всех скважин установлена газоконденсатная залежь, которая является объектом промышленной разработки. Самая низкая отметка получения газа фиксируется в скважине 117, где при опробовании в открытом стволе получен газ до абсолютной отметки минус 1979,8 м (скважина наклонно-направленная). Учитывая, что скважина 117 наклонно-направленная и есть вероятность неправильной привязки к приведенной глубине, то нижнюю отметку получения газа в этой скважине при обосновании ГВК мы не учитываем. В скважине 5 приток газа получен до абсолютной отметки минус 1967,6м. В скважине 9 при опробовании получена пластовая вода с абсолютной отметки минус 1979,0м, по ГИС кровля водонасыщенного пласта фиксируется с отметки минус 1976,8м (таблица 1.1). В скважине 13 водонасыщенный пласт по ГИС фиксируется с отметки минус 1968,6 м.
Таблица 1.1 - Обоснование газоводяного контакта
Газоводяной контакт принят единым на абсолютной отметке минус 1968 м. Залежь газа по типу пластового резервуара пластовая сводовая, тектонически экранированная. Размеры залежи 14,8 х 7,5 км, высота - 268,8 м.
1.2 Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных пластов и их неоднородности
В разрезе нижневизейского горизонта прослежено три продуктивных пачки (А, Б, В), в каждом из которой выделены несколько пропластков.
Пачка А имеет почти повсеместное распространение, в районе скважин 13 и 18 коллекторы замещаются глинистыми породами. Коэффициент распространения равен 0,94 (таблица 1.2). Общая толщина пачки составляет, в среднем, 9,8м, изменяясь от 0,8 до 17,6м. В пределах пачки выделяют до 6 пропластков, которые не выдержаны по площади. Коэффициент расчлененности составляет 2,6; коэффициент песчанистости - 0,50. Суммарная эффективная газонасыщенная толщина колеблется от 0,8 м до 8,2 м, составляя в среднем 4,3м.
Таблица 1.2 - Статистические показатели характеристик неоднородности пластов нижневизейского продуктивного горизонта
Пачка Б отделяется от вышележащей пачки А глинистым разделом, толщина которого изменяется от 4 до 20м. В пределах пачки выделяется, в основном, один пласт-коллектор, который иногда расчленяется на два пропластка. На северо-востоке, пласты-коллекторы замещены глинистыми породами. Коэффициент распространения равен 0,7. Общая толщина пачки небольшая и колеблется от 1 до 5,6 м. Эффективная газонасыщенная толщина составляет, в среднем, 2,6 м, изменяясь от 0.8 (скв. 8) до 4,6 м (скв.112). Коэффициенты песчанистости и расчлененности составляют соответственно 0.64 и 1.1.
Пачка В наиболее выдержанная по мощности, отделяется от вышезалегающей пачки Б небольшим глинистым пластом толщиной от 1,6 (скв. 108) до 6м (скважины 6, 113), коэффициент распространения её равен 0,97. В скважине 15 пласты-коллекторы замещены породами.
Таблица 1.3 - Характеристика толщин пластов нижневизейского продуктивного горизонта
Общая толщина пачки изменяется от 1.8 м (скв 7) до 22.6 м (скв 105), составляя в среднем 15.8 м. Эффективные газонасыщенные толщины изменяются от 1.8 м (скв 7) до 19.0 м (скв 5) и в среднем составляет 12.3 м. Коэффициенты песчанистости и расчлененности составляют 0.80 и 2.5, соответственно. Пачки А, Б, В между собой не сливаются, но толщины глинистых пластов, разделяющих пачки, не выдержаны по толщине и сложены аргиллитами плотными, тонкослоистыми, с вертикальными и наклонными трещинами, что говорит о возможной гидродинамической связи между пачками.
Общая толщина горизонта составляет, в среднем, 37.2 м (см. таблицу 1.3). Суммарные газонасыщенные толщины изменяются от 6.2 м (скв 7) до 26.8 м (скв 5), составляя в среднем 18.3 м.
Коэффициент расчлененности и песчанистости равны 5.6 и 0.50, соответственно.
1.3 Характеристика продуктивных горизонтов по данным ГИС
На площади Амангельды промышленные притоки газа получены из песчано-глинистых отложений подсоленосной толщи перми (Р 1 ), карбонатно-терригенных отложений серпуховского (С 1 s) и песчаников нижневизейского (С 1 v 1 ) и турнейского (С1t) ярусов нижнего карбона.
Коллекторы подсоленосных отложений перми представлены песчаниками средне- и мелкозернистыми, полимиктовыми, алевритистыми с прослоями алевролитов и аргиллитов, сцементированные в различной степени сульфатно-железисто-глинистым цементом. Как установлено в (21), по исследованиям кернов и данным опробования в подсоленосной толще пермских отложений развиты коллекторы порового и порово-трещинного типов.
Коллекторы нижневизейских отложений нижнего карбона по данным анализа кернов представлены песчаниками полевошпат-кварцевыми, с преобладанием кварца. Нижневизейский продуктивный горизонт по коллекторским свойствам, данным опробования и геофизическим характеристикам, подразделен на три пачки (А, Б и В).
Коллекторам каждой пачки свойственны свои структурно-текстурные особенности, различная степень сцементированности, глинистости. Цемент контактово- и неравномерно-поровый, глинистый, гидрослюдистый, участками кальцитовый. Карбонатность практически всего терригенного разреза низка, не превышает 0.10 д.ед. Коллекторы порового типа, что также установлено по данным изучения пустотного пространства в петрографических шлифах. В алевролитах, песчаниках пористых и аргиллитах отмечено присутствие микротрещин, выполненных кальцитом. От средне-верхневизейского подъяруса нижневизейский отделен пластом ангидрита толщиной 10-12м, являющимся верхним газоупорным пластом. Пачка В снизу ограничена пластом аргиллита толщиной 2.5-5м. Подстилающая толща до кровли яруса С 1 t представлена чередующимися песчаников глинистых пластами аргиллитов, углей, песчаников углистых.
1.4 Комплекс методов ГИС, техника и методика проведения исследований
Используемый комплекс методов ГИС при оценке запасов [1, 2] отличался, в силу состояния технической оснащенности скважинной аппаратурой, от комплекса исследований новых эксплуатационных скважин. Ко времени бурения новых скважин, произошли значительные изменения в оснащении геофизических предприятий современной комплексной (модульной), программно управляемой аппаратурой. Структура комплекса ГИС в эксплуатационных скважинах изменилась: методы АК, ГГК-П, многозондовые ИК выполняются во всех скважинах, произошли и качественные изменения самих исследований. Применяемый с 2001г. в скважинах месторождения Амангельды комплекс ГИС соответствует обязательному комплексу исследований в открытом стволе для решения геологических и технических задач в эксплуатационных скважинах [12]. Комплекс позволяет изучать электрические, радиоактивные, плотностные, акустические свойства пород, слагающих разрезы скважин, а также геометрию стволов скважин.
По достижению проектной глубины эксплуатационных скважин в отложениях нижневизейского и турнейского ярусов выполнен обязательный современный комплекс детальных геофизических исследований, включающий методы:
ПС - каротаж потенциалов самопроизвольной поляризации;
КС (БКЗ комплексом разноглубинными подошвенными градиент-зондами A2.0M0.5N, A4.0M0.5N, A8.0M1.0N и кровельными градиент-зондами N0.5M2.0A, N11.0M0.5A);
БМК (МКВ) - боковой микрокаротаж (микрокавернометрия);
ИК - индукционный каротаж, двузондовый;
АК - акустический каротаж по скорости пробега упругих волн;
ГК - замеры естественного гамма-излучения;
ГГК-П - плотностной гамма-гамма - каротаж.
Изучение геометрии ствола скважины и положения его в пространстве выполнено по замерам инклинометрии. Регистрация выполнялась на точках с шагом через 25 м.
Общие исследования (КС, СП, КВ, ГК, НГК, АК в масштабе глубин 1:500, инклинометрия) сопровождали процесс бурения скважин и выполнены поэтапно по всему вскрытому бурением разрезу, в том числе, по завершению бурения интервалов, перекрываемых, в среднем, до глубин 450 и 1200м кондуктором и технической колонной диаметрами 9 и 12".
После спуска обсадных колонн, через 2-7 суток после окончания процесса цементирования для определения высоты подъема цемента и качества цементного камня выполнялись исследования акустической цементометрией.
Комплексы методов исследований, выполненные в новых скважинах в интервалах отложений подсоленосного и нижневизейского ярусов представлены в подсчете запасов 2007г (ПЗ). В целом структура комплекса ГИС, выполненного в эксплуатационных скважинах, позволяет решать геологические задачи в условиях разреза месторождения Амангельды: литологическое расчленение разреза, выделение пластов-коллекторов; проводить качественную и количественную интерпретацию: определять эффективные толщины, оценивать фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС), характер насыщения выделенных в разрезе пластов-коллекторов.
Геофизические исследования выполняли геофизические предприятия: ЮКФ ГИС "Казпромгеофизика", компания ОАО "Удмуртгеология" по заявкам подрядчика по бурению скважин - "КазБурГаз".
При записи геофизической информации использовались цифровые регистраторы "Гектор", "Карсар", "ПАК". Регистрация ГИС проводилась аппаратурой, прошедшей метрологический контроль и калибровку. Каротаж выполнялся со скоростью, регламентируемой эксплуатационной документацией к приборам. В таблице 1.4 представлен перечень скважинной аппаратуры, примененной при геофизических исследованиях скважин, показаны режимы каротажа, регистрации и визуализации геофизических параметров в новых скважинах.
Таблица 1.4 - Аппаратура комплекса промыслово-геофизических исследований. Режимы каротажа и визуализации геофизических параметров в эксплуатационных скважинах
В соответствии с требованиями технологии проведения ГИС [12] методы исследований выполнялись в следующей последовательности: электрические - стандартный каротаж с одновременной регистрацией кривой ПС; БК, ИК, МБК, МК; затем акустический и методы радиоактивного каротажа - ГК, НГК (ННК), ГГК-П; далее - КВ, инклинометрия.
1.5 Свойства и состав газа, конденсата и воды
В процессе ОПЭ по изучению свойств и составов пластового газа и конденсата месторождения Амангельды за период 1996-2006 гг. лабораторией "КазНИГРИ" и компанией "Мунайгазгеолсервис" были проведены исследования проб флюида из 19 скважин (2, 5, 6, 101, 102, 103, 104, 105, 106, 107, 108, 109, 110, 111, 112, 113, 114, 115, 116).
По новой информации 2006 г. по исследованиям пластовых флюидов, включая предыдущие исследования, подсчитаны средние параметры, приведены диапазоны изменений. Полученные новые средние значения практически совпадают и подтверждают средние значения, представленные в "Подсчете запасов по состоянию на 01.01.2006 г." [8].
В связи с увеличением информации о составе и свойствах пластового газа, полученной в 2006г., рассчитаны новые средние параметры свойств пластового газа по состоянию на 01.01.2007 г. Они рассчитаны с учетом результатов исследований, полученных в период разведки (использованных при "Подсчете запасов (1996 г.)" [2]) и позже - в процессе эксплуатации месторождения. Потенциальное содержание стабильного конденсата (С 5+В ) с учетом результатов 2005-2006 гг., выполненные лабораторией "КазНИГРИ" путем рекомбинации устьевых проб флюидов, в среднем составило - 71.1 г/м 3 , что входит в диапазон значений использованных при "Подсчете запасов (1996 г.)" [2] - 67.9-112.9 г/м 3 , коэффициент сверхсжимаемости - 0.79, плотность при 20 ° С - 0.8589 кг/м 3 , вязкость пластового газа - 0.0120 мПа·с. Однако полностью согласиться с новым полученным значением содержания стабильного конденсата (С 5+В ), не представляется возможным, так как оно получено в процессе рекомбинации, а не по промысловым замерам. По показателям разработки средний за 2006 год содержание нестабильного конденсата по промысловым замерам из скважин колебался в диапазоне 92.4-97 г/м 3 , составляя в среднем 94.9 г/м 3 . По результатам исследований 2005-2006 гг. получено потенциальное содержание конденсата ниже, чем принято в "Подсчете запасов (2006 г.)" [8]. Причиной снижения содержания конденсата может быть выпадение конденсата в пласте вследствие снижения пластового давления ниже давления начальной конденсации, что и повлияло на результаты исследований рекомбинированных проб, отобранных с устья скважин.
В связи с вышесказанным, в данном отчете следует принять значение содержание стабильного конденсата (С 5+В ), такое же, как и в "Подсчете запасов (2006 г.)"[8] - 86 г/м 3 .
Компонентный состав пластового газа, газа сепарации и сырого конденсата получен по результатам газоконденсатных исследований скважин 101, 103, 104, 110, 115 и представлен в таблице 1.5 .
Таблица 1.5 - Компонентный состав пластового газа, газа сепарации и сырого конденсата
Содержание углеводородов составляет: метана - 77.88-79.90 % мол., этана - 8.80-10.42 % мол., С 3 +в - 5.38-6.71 % мол. Из неуглеводородных компонентов присутствует азот и углекислый газ, которые составляют: азота - 5.67-5.73 %мол., углекислого газа - 0.11 - 0.17 %мол., соответственно (см. таблицу 2.3.1.2).
В среднем состав пластового газа содержит метана 78.80 % мол., этана - 9.48 % мол., С 3 +в - 5.90 % мол., азота - 5.68 % мол., углекислого газа 0.13 % мол.
По результатам исследований состав газа сепарации в среднем на 80.18 % мол. состоит из метана. Сопутствующих компонентов в среднем содержится: этана - 9.50 % мол., С 3 +в - 4.57 % мол., азота - 5.82 %мол., углекислого газа - 0.13 % мол. (см. таблицу 1.5).
Составы сырого конденсата по исследованным пробам в целом близки между собой и отличаются между собой несущественно в силу незначительных различий термобарических условий сепараций при отборе проб конденсата на рекомбинацию.
Компонентный состав сырого конденсата в среднем содержит метана 8.93 % мол., этана - 8.47 %мол., пропана - 8.65 % мол., бутанов - 9.35 % мол., С 5 +в - 63.99 % мол. (см. таблицу 1.5).
Физико-химические свойства конденсата
Физико-химические свойства конденсата оценены по пробам, отобранным из 15 эксплуатационных скважин компанией "Мунайгазгеолсервис" в 2004 году. По результатам исследований проб конденсата подсчитаны средние параметры и приведены в таблице 1.6.
Таблица 1.6 - Физико-химические свойства и фракционный состав стабильного конденсата
Свойства конденсата по скважинам получены в диапазонах: плотность - 0.709-0.769 г/см 3 , динамическая вязкость - 0.432-1.049 мПа·с, содержание серы - 0.11-0.18 % масс.
Конденсат застывает при температуре ниже - 15 ° С. Выход светлых фракций (до 250 ° С) высокий и составляет от 83 до 94 % об. Содержание асфальто-смолистых веществ составляет - 0.13-0.41 % масс., содержание парафинов - 0.28-0.58 % масс.
Исходный компонентный состав пластовых вод месторождения Амангельды представлен в таблице 1.7.
Таблица 1.7 - Месторождение Амангельды. Компонентный состав вод
Позднее были проведены исследования по продуктивному нижневизейскому горизонту, данные которых представлены в таблице 1/8 согласно [2].
Таблица 1.8 - Месторождение Амангельды. Характеристика вод нижневизейского продуктивного горизонта
Как видно из таблицы, воды нижневизейского продуктивного горизонта являются крепкими термальными рассолами с минерализацией, в зависимости от пропластков, в пределах от 202 до 317 г/л.
Подробный физико-химический состав и свойства вод нижневизейского горизонта по анализам, выполненным для отчета [2], приведен в таблице 1.9.
Исходя из данных, приведенных выше, можно предположить, что пробы вод со скважин 2 и 7, скорее всего, являются смесью техногенной воды с пластовой, поскольку по основным компонентам и минерализации в 6-10 раз отличаются от характеристик, приведенных для скважины 9 и значений минерализации, указанных в таблице 1.7 и поэтому должны быть отбракованы.
Таблица 1.9 - Месторождение Амангельды. Физико-химический состав вод нижневизейского продуктивного горизонта
В 2006 г. были исследованы пробы жидкости, отобранные с забоя пяти добывающих скважин. Результаты исследований представлены в таблице
Таблица 1.10 - Месторождение Амангельды. Результаты исследований проб жидкости с забоя скважин
Данные из таблицы показывают, что по удельному весу и жесткости вод только проба со скважины 112 может быть названа кондиционной.
Таким образом, представленные данные показывают недостаточную изученность пластовых вод месторождения, как в водоносных горизонтах, так и в продуктивных пластах. Поэтому необходимо осуществлять полный комплекс исследований пластовых вод согласно требованиям "Единых правил разработки нефтяных и газовых месторождений РК" [9].
1.6 Физико-гидродинамические характеристики
Физико-гидродинамическая характеристика пород-коллекторов по керну представлена фазовой проницаемостью пород для газа при содержании остаточной водонасыщенности, зависимостью начальной газонасыщенности от проницаемости пород, кривыми капиллярного давления.
Фазовая проницаемость пород для газа при содержании остаточной водонасыщенности (К пр фаз ), моделируемой методом центрифугирования, определялась во "ВНИИГИС" (г. Калинин) по керну из скважины 6 [1]. Величина фазовой проницаемости в зависимости от абсолютной проницаемости (К пр ) пород (рисунок 2.4.1а) описывается соотношением
К пр фаз =0.9784*К пр -0.8645 (R 2 =0.9967).(1.1)
Величина относительной проницаемости (К пр отн =К пр фаз /К пр ) в зависимости от абсолютной (рисунок 2.4.1б) описывается соотношением
К пр отн =0.187*Ln(К пр )+0.3488 (R 2 =0.7819). (1.2)
Начальная газонасыщенность (S г нач ) коллекторов рассчитана как 1-S во . Остаточная водонасыщенность (S во ) установлена по исследованиям керна из скважины 6 прямыми определениями и по керну из скважин 102, 106, 115 по косвенным определениям [8]. Начальная газонасыщенность коллекторов при проницаемости пород от 0.1*10 -3 мкм 2 до 20*10 -3 мкм 2 (рисунок 2.4.2) описывается соотношением
S г нач =0.0797*Ln(К пр ) + 0.8898 (R 2 =0.751). (1.3)
При проницаемости больше 20*10 -3 мкм 2 величина S г нач составляет около 0.9.
Запасы газа по нижневизейскому горизонту месторождения Амангельды оценивались неоднократно. Впервые подсчет запасов газа и конденсата был выполнен в 1981 г. на основании результатов поисково-разведочных работ (17 скважин). Утвержденные начальные геологические запасы газа и конденсата по нижневизейскому горизонту составили соответственно по категории С1 - 1979 млн.м 3 и 153 тыс.т (Протокол ГКЗ СССР № 8884 от 27.11.1981 г.).
В 1996 году запасы газа по нижневизейскому горизонту были пересчитаны и утверждены в ГКЗ РК (Протокол № 46 от 09.10.1996 г.). В результате пересчета геологические запасы газа и конденсата нижневизейского горизонта увеличились и составили по категории С1 (С 2 ) - 17058 (8020) млн.м 3 газа и 1466 (690) тыс.т конденсата. В целом (по сумме категорий С1 + С 2 ) запасы углеводородного газа составили 25078 млн.м 3 и конденсата - 2156 тыс. т. Причиной увеличения запасов газа явилось принятие более низких значений минимального рентабельного дебита скважин, равного 5 тыс.м 3 /сут.
По состоянию на 01.01.2006 г. запасы газа были пересмотрены и утверждены с учетом дополнительной информации по 15 пробуренным эксплуатационным скважинам (Протокол ГКЗ РК № 632-07-У от 15.11.2007 г.).
Исходя из разбуренности, изученности и продуктивности газовых залежей запасы газа оценены по категориям С1 и С 2 .
По категории С1 в целом по месторождению начальные геологические запасы газа и конденсата составили 18952 млн.м 3 или 75.8 % от всех геологических запасов, конденсата 1630 тыс.т.
По категории С 2 оценены запасы газа в юго-западной (скважины 7, 15) и северовосточной (скважина 17) частях залежей, так как в этих скважинах получены невысокие дебиты газа и исследования на увеличение продуктивности пластов не производилось.
Геологические запасы газа и конденсата по этой категории составили 6067 млн.м 3 и 522 тыс.т, соответственно или 24.2 % от всех геологических запасов по месторождению.
В результате пересчета начальные геологические запасы газа в целом по месторождению (категории С1+С 2 ) составили 25019 млн.м 3 , что на 0.2 % меньше числящихся на Государственном балансе полезных ископаемых РК.
2.1 Подготовка геолого-промысловой основы для проектирования разработки
Анализ результатов газогидродинамических исследований
При опробовании нижневизейского горизонта месторождения Амангельды с целью оценки продуктивности пробуренных скважин, а также в процессе эксплуатации добывающих скважин с целью оценки их текущей продуктивности, проводились газогидродинамические исследования на стационарных (методом установившихся отборов - МУО) и
Рациональная система промышленной разработки нижневизейского продуктивного горизонта газоконденсатного месторождения Амангельды дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Сочинение: Методы исследования литературы
Пойма. Формирование пойменной долины. Строение и рельеф пойм. Типы пойм
Доклад по теме XXII Олимпийские игры в Сочи 2022 г.
Курсовая работа по теме Физико-химические основы процесса флокуляции
Реферат Энергия Электрического Поля
Реферат: Развитие и коррекция речи у детей младшего школьного возраста
Моя Первая Учительница Сочинение 1 Класс Короткие
Контрольная Работа По Химии 8 Класс Задачи
Доклад по теме Некоторые результаты исследования горных лиственничных лесов бассейна Верхней Лемвы в 1999-2000 гг. ...
Учебное Пособие На Тему Базы Данных В Excel
Дипломная работа по теме Требования к современному учебнику по иностранным языкам и особенности его использования на занятиях
Дипломная На Тему Сеть Магазинов Компьютерной Техники
База Исследования В Курсовой
Курсовая работа: Учет амортизации и износа основных средств
Реферат: Экранизация романа Д. Остен "Гордость и предубеждение"
Реферат: Как библиотеки обеспечивают и поддерживают детское чтение
Дипломная работа по теме Правовая природа нетипичных объектов недвижимого имущества: концептуальные подходы и судебная практика
Написать Сочинение О Лете 2022
Курсовая работа: Ответственность нанимателей за нарушение трудового законодательства Республике Беларусь
Дипломная работа: Управління кредитним портфелем комерційного банку (на прикладі ВАТ АБ Укргазбанк)
История изучения и географическое распространение пермских фораминифер в Биармийской области - Геология, гидрология и геодезия творческая работа
Динамика географической оболочки. Источники энергии. Круговорот вещества - География и экономическая география презентация
История фотограмметрии - Геология, гидрология и геодезия презентация