Газоконденсатное месторождение Астрахановское

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Реферат

Введение

1. Геолого-литологическая характеристика месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Характеристика геологического строения

1.3 Основные параметры горизонтов

1.3.1 Физико-литологическая характеристика коллекторов продуктивных пластов и пород покрышек (по керну)

1.3.2 Толщины пластов

1.4 Физико-химические свойства и состав пластовых газа и конденсата.

1.4.1 Газоконденсатная характеристика

1.4.2 Физико-химические свойства и состав пластового газа и конденсата

1.4.3 Физико-химические свойства воды

1.5 Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов, их продуктивной и энергетической характеристик

2.1 Анализ текущего состояния разработки месторождения

2.1.1 Характеристика фонда скважин

2.1.2 Характеристика технологических показателей разработки

2.2 Выбор расчетных вариантов

2.3 Технико-экономические показатели разработки вариантов

2.3.1 Исходные положения

2.3.2 Капитальные вложения и эксплуатационные расходы

2.3.3 Оценка экономической эффективности

3. Технология и техника добычи газа и конденсата

3.1 Выбор конструкции скважины

3.2 Анализ состояния и эффективности применяемой технологии и техники добычи, промысловой подготовки газа и конденсата

3.3 Обоснование конструкции фонтанных подьёмников и устьевого оборудования скважин

3.4 Мероприятия по предупреждению осложнений при эксплуатации

скважин

3.5 Общее понятие о технологическом режиме и основные факторы, обуславливающие его

3.6 Виды технологических режимов работы газовых скважин

3.6.1 Режим постоянного градиента давления на стенке забоя

3.6.2 Режим постоянной депрессии

3.6.3 Режим постоянного забойного давления

3.6.4 Режим постоянного дебита скважин

3.7 Расчет лифта газовых скважин. Выработка рекомендаций

3.7.1 Борьба с гидратообразованием. Расчет количества ингибитора гидратообразования, исходя из фактических параметров скважин

4. Безопасность и экологичность технического режима эксплуатации

скважин

4.1 Оценка источников и видов воздействия на окружающую природную среду при реализации технологической схемы разработки

4.1.1 Источники антропогенного воздействия на окружающую среду

4.1.2 Воздействие на атмосферный воздух

4.1.3 Воздействие на недра

4.1.4 Воздействие на почвенный покров и растительность

4.1.5 Воздействие на животный мир

4.1.6 Социальная среда

4.2 Охрана труда при эксплуатации газовых скважин

Заключение

Список используемых источников

Приложение

скважина пласт гидродинамический добыча

Введение

Целью работы является анализ текущего состояния разработки месторождения, обоснование мероприятий, направленных на обеспечение текущей и перспективной добычи газа на месторождении, расчет проектных показателей разработки, контроль соответствия фактических и проектных показателей и рекомендации по дальнейшей эксплуатации месторождения.

В качестве геологической основы и исходных характеристик приняты материалы «Подсчета запасов газа и конденсата по месторождению Астрахановское по состоянию на 01.01.2003 г.»; протокол № 380 от 25 мая 2004 года.

Величины начальных балансовых запасов: газа категории С₁ - 813 млн. м³, категории С₂ - 576 млн. м³; конденсата балансовые извлекаемые: категории С₁ - 145 / 101 тыс. т, категории С₂ - 50 / 38 тыс. т.

Для технико-экономической оценки показателей разработки месторождения было рассмотрено три варианта, отличающихся темпами отбора газа, вовлеченными в разработку запасами, фондом добывающих скважин.

1. Геолого-литологическая характеристика месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

Месторождение Астрахановское расположено в северной части острова Сахалин в 60 км юго-западнее г. Охи (Рисунок 1). В административном отношении входит в состав Охинского района Сахалинской области. Ближайшим месторождением является газоконденсатное месторождение Узловое. В районе работ по берегу залива имеются два заброшенных рыбацких поселка Кирпичики и Успеновка. Связь с г. Охой осуществляется по грунтовой дороге, проходимой круглый год, и вертолетом.

В орографическом отношении район работ представляет слабохолмистую низменную равнину, постепенно погружающуюся в северном и восточном направлениях, расположенную на северо-западном борту Сахалинской низменности. Гидросеть района представлена реками, впадающими в залив Байкал, и правыми притоками реки Успеновки: Малая, Филипповка, Каплун и др. Поймы рек широкие, заболоченные, ширина их - 6 - 10 м. Уровень воды в реках контролируется количеством выпадающих атмосферных осадков.

Растительность района зависит от состава почвенного слоя и представлена: на болотистых участках - травянистым и кустарниковым покровом, на песчаных почвах - кедровым стлаником и лиственницей, на суглинках - березой, осиной, елью. Климат района характерный для северной части Сахалина: с холодной продолжительной зимой и коротким дождливым летом. В осенне-зимний период преобладают западные и северо-западные ветры, в летнее время - восточные.

На Астрахановской площади пробурено 11 поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин, вскрывших в отложениях дагинского горизонта 5 продуктивных пластов.

Рисунок 1 Обзорная карта севера острова Сахалин

1.2 Характеристика геологического строения

Астрахановское газоконденсатное месторождение приурочено к одноименной антиклинальной складке, расположенной на южном погружении Астрахановской антиклинальной зоны и простирающейся в меридиональном направлении на 7,0 - 7,5 км.

По данным сейсморазведки и разведочного бурения в поперечном сечении складка имеет симметричние строение с углами падения на крыльях 5 - 10°. Свод складки очень широкий, пологий.

Южная периклиналь складки крутая (погружение 10 - 12°), слегка асимметричная, осложнена нарушениями сбросо-сдвигового типа.

Северная периклиналь - короткая и пологая (2 - 3°). В пределах северного периклинального блока наблюдается структурное осложнение в виде куполовидной складки небольших размеров (1 Ч 2,4 км).

Диагональными разрывами складка разбита на блоки.

Глубоким бурением на структуре вскрыты отложения даехуриинского, уйнинского, дагинского, окобыкайского и нутовского горизонтов общей толщиной до 3700 м, однако продуктивными являются только песчаные дагинские отложения.

Дагинский горизонт - N₁ dg.

Разрез горизонта разделяется (снизу вверх) на подгоризонты:

А. Подугленосный, включающий XVI-XI пласты;

Б. Угленосный, включающий X-V пласты;

В. Надугленосный, включающий IV-I пласты.

Литологический состав горизонта неоднороден. Более глинистые по сравнению с вышележащими отложения подугленосного подгоризонта представлены чередованием крепких серых алевролитов с мелкозернистыми, хорошо отсортированными песчаниками и мелкооскольчатыми глинами. Толщина отложений до 280 метров.

Угленосный горизонт сложен массивными серыми песчаниками различной сортировки с подчиненными прослоями плотного слабослюдистого алевролита и плотной темно-серой глины. Встречаются прослои угля. Толщина отложений 350 - 400 метров.

Надугленосный подгоризонт представлен чередованием преобладающих пластов песчаников светло-серых, крепких, хорошо отсортированных с песчано-глинистыми алевролитами и темно-серыми глинами. Толщина отложений 200 - 250 метров.

Отложения горизонта вскрыты и частично охарактеризованы керновым материалом в 11 скважинах, пробуренных на месторождении - 1, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12.

Во вскрытой части разреза в дагинских отложениях выявлено 12 песчаных пластов (I, II, III, IV, V, VI, VII, VIII, IX, XI, XIII, XVI), из которых пять (IV, VII, XI, XIII, XVI) продуктивны.

Толщина песчаных пластов меняется от 18-25 м (VIII) до 37-60 м (III, IV,VII) и до 50-80 м (XI,XIII,XVI).

Вскрытая Толщина дагинских отложений составляет 860-900 метров, при этом отмечается небольшое ее увеличение (на 80-100 м) в пределах южной периклинальной части структуры.

Коллектора продуктивных пластов представлены песчаниками мелко-среднезернистыми и алевролитами песчано-глинистыми и глинисто-песчаными. В цементе песчаников и алевролитов отмечается присутствие железистого карбоната, кальцита и кремнистого вещества.

Коллекторские свойства пластов меняются в широких пределах, ухудшение их наблюдается к подошвенным частям пластов.

Промышленная газоносность месторождения связана с отложениями дагинского горизонта. В его разрезе выделено пять продуктивных пластов: IV, VII, XI, XIII, XVI, залегающих на глубинах 2192-2919 м и относительно выдержанных по площади. В свою очередь, в разрезе XVI пласта выделено четыре пропластка с самостоятельными контурами газоносности -XVI₁, XVI₂, XVI₃, XVI₄ (Приложение Б).

Продуктивность XI - XVI пластов установлена по результатам испытания, IV и VII пласты продуктивны по данным промысловой геофизики.

На месторождении выявлено 10 залежей. Распространение их по блокам не повсеместное. Наибольшее количество залежей (три) содержит XVI₁ пропласток XVI пласта. Остальные пласты содержат по 1 залежи.

По типу ловушек залежи относятся к пластовым, сводовым, тектонически-экранированным и частично литологически ограниченным (залежь XVI₄ пропластка).

По характеру и фазовому состоянию углеводородов все залежи газоконденсатные.

По степени заполнения ловушек углеводородами залежи являются неполнопластовыми (залежи IV, VII, XI, XIII пластов) и полнопластовыми (залежи XVI пласта). Различия в размерах газовых и газо-водяных зон в пределах полнопластовых залежей незначительны. Наибольшую площадь газоносности имеют неполнопластовые залежи IV и VII пластов.

Высоты залежей изменяются от 11 до 26 метров. Наибольшими высотами характеризуются залежи XIII пласта, XVI₁ и XVI₂ пропластков.

Характеристика залежей приведена в таблице 1 А (Приложение А).

Для залежей XVI пласта внутренние контуры газоносности проведены исходя из продуктивности скв. 3, 4, 6, 11, для XI, XIII, XVI₁(II блок) - по структурным построениям с учетом опробования. Залежи IV, VII, XI и XIII пластов водоплавающие.

Контакты поверхности газа и воды принимаются горизонтальными, средние абсолютные отметки по пластам приводятся в таблице 2 А (Приложение А).

1.3 Основные параметры горизонтов

1.3.1 Физико-литологическая характеристика коллекторов продуктивных пластов и пород покрышек (по керну)

В разрезе дагинского, основного газоконденсатного горизонта на месторождении Астрахановское, выделено 12 (I, II, III, IV, V, VI, VII, VIII, IX-X, XI-XII, XIII-XIV, XV-XVI) алеврито-песчаных пластов. Из них продуктивны IV, VII, XI, XIII, XVI. В разрезе последнего выделяется четыре пропластка, каждый из которых является самостоятельной залежью с самостоятельными контурами газоносности - XVI₁, XVI₂, XVI₃, XVI₄.

Коллекторы месторождения порового типа, представлены песчаниками средне-мелкозернистыми, мелко-среднезернистыми, мелкозернистыми, разнозернистыми, алеврито-песчаниками, алевролитами крупнозернистыми и хлидолитами.

Открытая пористость коллекторов меняется от 13,5 % до 30 % (чаще до 27 %), проницаемость от 1·10^-3 до 4317·10^-3 мкм², остаточная водонасыщенность от 12 до 70,3 %. Остаточная нефтенасыщенность пород не определена.

XVI dg пласт залегает на глубинах 2757 - 2919 м. Общая толщина его изменяется от 43 до 84 м. Пласт сложен песчаниками мелкозернистыми, средне-мелкозернистыми алеврито-глинистыми, глинистыми с редкими включениями гравия и гальки, крепко и средне сцементированными. Кроме того, встречаются алеврито-песчаники, алевролиты, хлидолиты.

В разрезе его выделяются XVI₁dg, XVI₂dg, XVI₃dg, XVI₄dg пропластки, содержащие самостоятельные залежи газа. Эти пласты характеризуются практически одинаковым набором литологических разностей пород, обладающих одинаковыми свойствами: среднее значение пористости верхнего пропластка равно 18,3 %, среднего - 17,8 %, нижнего (наименее охарактеризованного керном) - 16,3 %. Из четвертого пропластка керн не отбирался.

Мелкозернистые песчаники содержат мелкопесчаную фракцию (0,25-0,1 мм) в количестве от 35,8 до 68,8 %, алевритовую - от 14,7 до 41,5 %, глинистую - от 9,55 до 24,56 %. Медианный размер зерен 0,11-0,15 мм, коэффициент отсортиртированности - 1,62 - 4,06. В средне-мелкозернистых песчаниках фракция размером 0,25 - 0,5 мм составляет от 5 до 12,2 %. Количество глинистого цемента в них колеблется в пределах 8,4 - 14,8 %, медианный размер зерен - 0,11-0,16 мм, коэффициент отсортированности - 2,05 - 2,25.

Алевролиты содержат алевритовую фракцию в количестве от 38,45 до 68,00 %, глинистую - от 13,56 до 49,07 %. Медианный размер зерен 0,08 - 0,11 мм, коэффициент сортировки 1,6 - 2,0. Алевролиты характеризуются песчано-глинистыми и глинисто-песчаным составом.

Открытая пористость мелкозернистых песчаников колеблется от 10,97 до 20,71 %, проницаемость - от 0,1·10^-3 до 263,1·10^-3 мкм². Средне-мелкозернистые песчаники имеют открытую пористость 14,7-20,7 %, проницаемость - 11,07·10^-3 - 301,44·10^-3 мкм². Открытая пористость алевролитов составляет 3,24 - 22,91 %, проницаемость 0,1·10^-3 - 38,9·10^-3 мкм².

По пласту выполнено 442 определения, из которых 291 характеризуют коллектор. Пористость коллектора изменяется от 10,2 до 22,9 %. Средняя ее величина 17,8 %.

Средняя проницаемость по пласту составляет 48,1·10^-3 мкм².

XIII dg пласт залегает на глубинах 2691 - 2816 м. Общая толщина пласта меняется от 44 до 61 м. Эффективная толщина колеблется от 22,6 до 38,7 м. Литологически пласт представлен переслаиванием песчаника серого, мелкозернистого с алевролитом серым, песчанистым; встречаются прослои глины темно-серой, крепкой. Литолого-физические свойства пород не определялись.

XI dg пласт вскрыт на глубинах 2586 - 2725 м. Общая толщина пласта колеблется в пределах 63-79 м. Эффективная толщина пласта составляет 45,3 - 65,6 м.

Пласт представлен песчаниками и песками мелкозернистыми, мелко-среднезернистыми, средне-мелкозернистыми, разнозернистыми, алевритисто-глинистыми, алевролитами глинисто-песчанистыми, песчано-глинистыми, сильно глинистыми и алеврито-песчаниками.

В гранулометрическом составе мелкозернистых песчаников мелкопесчаная фракция (0,25 - 0,1 мм) составляет от 37,76 до 65,12 %, алевритовая - от 19 до 38,76 % и среднепесчаная - 0,28 - 5 %. Содержание глинистой фракции колеблется от 9,7 до 15,24 %. Медианный размер зерен составляет 0,11 - 0,14 мм, коэффициент отсортированности - 1,69 - 2,09.

В средне-мелкозернистых песчаниках мелкозернистая фракция преобладает, среднепесчаная фракция составляет от 5 до 25 %, глинистая - 4,5 до 20,2 %. Медианный размер зерен равен 0,1 - 0,2 мм, коэффициент отсортированности - 1,41 - 2,65.

Мелко-среднезернистые песчаники содержат среднепесчаную фракцию от 40,84 до 56,3 %, мелкопесчаную - от 11,28 до 18,08 %, алевритовую - от 21,4 до 24,89 % и глинистую 4,9 - 23,3 %. Медианный размер зерен составляет 0,20 - 0,29 мм, коэффициент отсортированности - 1,66 - 2,74.

Алевролиты содержат основную фракцию (0,01 - 0,1мм) в количестве от 49,71 до 68,16 %, глинистую - 16,44 - 38,48 %. Медианный размер зерен составляет 0,04 - 0,07 мм, коэффициент отсортированности - 2,07 - 3,01.

Величина открытой пористости мелкозернистых песчаников изменяется от 12,69 до 21,79 %, проницаемости - от 21,23·10^-3 до 375,8·10^-3 мкм². Песчаники средне- и мелкозернистые характеризуются изменением открытой пористости от 14,7 до 24,15 %, проницаемости 30,27·10^-3 - 894,9·10^-3 мкм². Пористость мелко- и среднезернистых песчаников равна 13,29-22,62 %, проницаемость - 107,05·10^-3 - 11148·10^-3 мкм². Алевролиты имеют открытую пористость 7,53 - 17,75 %, проницаемость 0,25·10^-3 - 98,24·10^-3 мкм².

Среднее значение открытой пористости 20,1 %. Проницаемость варьирует от 1,2·10^-3 до 1114,8·10^-3 мкм² (среднее значение 192,2 мкм²).

VII dg пласт вскрыт на глубинах 2376-2457 м. Общая толщина пласта составляет 48-87 м, а эффективная - изменяется от 29 до 40 метров.

Пласт представлен песчаниками и песками, переслаивающимися с алевролитами и уплотненными глинами.

Песчаники и пески мелкозернистые, мелко-среднезернистые, средне-мелкозернистые алевритистые, алевритово- и алевритисто-глинистые, изредка с включением гальки и гравия. Песчаники от слабо до крепко сцементированных.

В гранулометрическом составе мелкозернистых песчаников преобладает фракция размером 0,25 - 0,1 мм (32 - 60,28 %), среднепесчаная фракция составляет 0 - 8,88 %, алевритовая - 20,92 - 38,40 %. Глинистый материал в мелкозернистых песчаниках находится в количестве 14,2 - 17 %. Медианный размер зерен 0,11 - 0,13, коэффициент отсортированности 2,04 - 2,35.

Мелко-среднезернистые и средне-мелкозернистые пески и песчаники состоят из фракций размером 0,25 - 0,1 мм (13,04 - 62,68 %) и 0,5 - 0,25 мм (12,68 - 58,40 %). Количество алевритовых частиц составляет 9,60 - 38,40 %, глинистых - 4,5 - 17,20 %. Медианный размер зерен мелко-среднезернистых песчаников 0,19 - 0,28 мм, коэффициент сортировки 1,74 - 2,12. Средне-мелкозернистые песчаники имеют медианный размер зерен 0,11 - 0,20 мм, коэффициент отсортированности - 1,45 - 2,2.

Алевролиты, в основном, песчано-глинистые, а также глинисто-песчанистые, сильно глинистые. Содержание алевритовой фракции составляет до 66,56 %, песчаной до 24,88, глинистой до 9 - 42,10 %. Медианный размер зерен 0,03-0,6 мм. Коэффициент сортировки 2,91 - 3,19.

Открытая пористость мелкозернистых песчаников колеблется в пределах 22,4 - 22,8 %, проницаемость 126,2·10^-3 - 144,8·10^-3 мкм². Открытая пористость мелко-среднезернистых песчаников составляет 19,37 - 23,53%, проницаемость-128,4·10^-3 - 1474·10^-3 мкм². Средне-мелкозернистые песчаники имеют пористость 19,24 - 26,30 %, проницаемость 99,39·10^-3 - 1672·10^-3 мкм², для алевролитов соответственно - 5,2 - 27,4 % и 0,03·10^-3 - 33,85^-3 мкм².

По пласту сделано 94 определений, из которых коллектор характеризует 79. Среднее значение открытой пористости коллектора 22,3 %, проницаемости - 563,09·10^-3 мкм².

IV dg пласт вскрыт на глубинах 2192 - 2283 м, имеет общую толщину 45 - 59 м, эффективную - 37,9 - 52.4 м.

Породы пласта представлены песчаниками и песками мелко-среднезернистыми и средне-мелкозернистыми алевритистыми, алеврито- и алевритисто-глинистыми с прослоями песчано- и песчанисто-глинистых алевролитов. Песчаники и алевролиты от слабо до крепко сцементированных, иногда карбонатизированные.

В гранулометрическом отношении в средне-мелкозернистых и мелко- среднезернистых песчаниках мелкозернистая фракция (0,1 - 0,25 мм) составляет от 15,35 до 39,6 %, среднезернистая (0,25 - 0,5 мм) - от 16,20 до 65,53 %. Примесь других песчаных фракций не превышает 0,6 %. Количество алевритового материала - 11,0 - 38,85 %, глинистого - 6,75 - 23,92 %. Коэффициент отсортированности изменяется от 1,58 до 3,87, медианный размер зерен - 0,13 - 0,31 мм.

Алевролиты содержат алевритового материала от 37,60 до 62,77 %, глинистого цемента - 19,7- 39,2 %. Коэффициент сортировки от 2,23 до 3,16, медианный размер 0,03 - 0,06 мм.

Открытая пористость средне-мелкозернистых песчаников составляет 13,65 - 13,81 %, проницаемость 1,14·10^-3 - 3,99·10^-3 мкм². В мелко-среднезернистых песчаниках величина открытой пористости колеблется от 2457 до 3007 %, проницаемость - 892,6·10^-3 - 4317·10^-3 мкм². Алевролиты имеют пористость 10,8-17 %, проницаемость - 0,54·10^-3 - 1,21·10^-3 мкм².

По пласту выполнено 50 определений, из которых 20 характеризуют коллектор. Из них 10 с проницаемостью более 1700·10^-3 мкм². Среднее значение пористости коллектора 22,3 %. Проницаемость варьирует от 1,1·10^-3 до 4317·10^-3 мкм² (среднее значение 1420,9 мкм²).

Основная часть пород покрышек представлена алевролитами песчано-глинистыми, глинистыми, реже глинисто-песчаными. В меньшей степени отмечаются глины алевритовые и песчано-алевритовые, алеврито-глины, хлидолиты, алеврито-песчаники.

Ниже приводится характеристика пород, слагающих флюидоупоры (снизу-вверх):

Раздел между XVI₂ и XVI₃ пропластками сложен алевролитами, хлидолитами, глинами, алеврито-глинами и алеврито-песчаниками.

Алеврито-глины и алевролиты песчано-глинистые и глинистые, с пористостью - 3,24 - 14,53 %, плотностью - 2,23 - 2,53г/см³, проницаемостью - 0-0,1·10^-3 мкм², плохой отсортированностью. Хлидолиты имеют пористость - 5,26 - 15,71 %, плотность - 2,19 - 2,50г/см³, проницаемость - 0,83·10^-3 мкм². Глины алевритовые, с пористостью - 3,95 - 7,17 %, плотностью - 2,42 - 2,53г/см³, плохой отсортированностью. Алеврито-песчаники с пористостью - 6,11 - 12,26 %, плотностью - 2,28 - 2,45г/см³, проницаемостью - 0 мкм².

Раздел между XVI₁ и XVI₂ пропластками представлен алевролитами, алеврито-глинами и глинами.

Алеврито-глины и алевролиты песчано-глинистые и глинистые имеют пористость - 5,79 - 14,69 %, плотность - 2,23 - 2,51г/см³, проницаемость - 0 - 0,1· 10^-3 мкм², плохую отсортированность. Глины алевритовые с пористостью - 5,22 - 7,14 %, плотностью 2,45 - 2,54г/см³, отсортированностью от средней до плохой.

Раздел между XIII и XVI₁ пластами выполнен алевролитами песчано-глинистыми, глинисто-песчаными с пористостью - 16,71 - 18,08 %, плотностью - 2,13 - 2,20г/см³, проницаемость 4,12·10^-3 - 10,46·10^-3 мкм², плохой отсортированностью.

Раздел над IV пластом представлен алевролитами и глинами.

Алевролиты песчано-глинистые, глинистые, имеют пористость - 8,87-17,0 %, плотность - 2,17 - 2,40г/см³, проницаемость - 1,23·10^-3 - 0,1·10^-3 мкм², плохую отсортированность.

Глины песчано-алевритовые, алевритовые характеризуются пористостью - 8,44 - 16,79 %, плотностью - 2,18 - 2,41г/см³, проницаемостью < 0,1·10^-3 мкм², плохой отсортированностью.

Нижний предел по проницаемости взят по аналогии с газоконденсатным месторождением Узловое, которое может считаться аналоговым для месторождения Астрахановское, и принят равным 1·10^-3 мкм². Такой предел установлен на основании корреляционной связи между удельной продуктивностью, рассчитанной по абсолютно свободному дебиту газа и проницаемостью коллектора.

Нижние пределы пористости для коллекторов продуктивных пластов равны: IV, VII пласты - 12,7 %, XI пласт - 14,2 %, XVI пласт - 14,7 %.

Нижний предел количественного содержания в коллекторе глинистого цемента определялся по корреляционной зависимости «абсолютная проницаемость-глинистость» для всех продуктивных пластов вместе и принят равным 28,5 %.

Для установления нижнего предела по остаточной водонасыщенности коллекторов анализировался график зависимости «остаточная водонасыщенность-абсолютная проницаемость» (Рисунок 2). Нижнему пределу проницаемости в 1·10^-3 мкм² соответствует остаточная водонасыщенность 71,8 %. Полное водонасыщение отвечает проницаемости 0,25 мкм² - это абсолютный нижний предел проницаемости, при котором порода не может быть насыщена газом.

Рисунок 2 График зависимости «остаточная водонасыщенность - абсолютная проницаемость»

Исходя из установленных нижних пределов проницаемости, открытой пористости, «глинистости», проведена отбраковка образцов из общего массива данных. Средние значения указанных параметров для коллекторов из газоносных залежей каждого продуктивного пласта приведены в таблице 3 А (Приложение А). В таблице 4 А (Приложение А) показаны статистические ряды распределения проницаемости в коллекторах из продуктивных пластов.

1.3.2 Толщины пластов

Продуктивный разрез дагинских отложений вскрыт на глубинах 2192 - 2893 метров.

Общие толщины продуктивных пластов изменяются от 2 до 75 метров, зффективные - от 1,6 до 65,6 метров.

IV пласт вскрыт на глубинах 2192 - 2283 м, представлен чередованием преобладающих пластов песчаников с алевролитами и темно-серыми глинами. Общая толщина пласта - 46 - 55 метров, эффективная - 37,9 - 50,8 метров, газонасыщенная - 5,9 - 8,8 м.

VII пласт залегает на глубинах 2376 - 2457 м, литологически неоднороден, представлен неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и глин. Общая толщина пласта - 47-51м, эффективная - 32,6 - 40 метров, гзонасыщенная - 5 - 9,8 м.

XI пласт вскрыт на глубинах 2586-2725 м, представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. Общая толщина пласта 70-75 м, эффективная -57,6-65,6м, газонасыщенная -8 -10,8 м.

XIII пласт залегает на глубинах 2691 - 2816 м. Литологически неоднороден, представлен переслаиванием мелкозернистых песчаников с песчанистыми алевролитами. Встречаются редкие прослои крепкой глины. Общая толщина пласта меняется в южном направлении от 39 - 44 м до 59 - 62 м, эффективная - 24 - 25 м, газонасыщенная - 7,8 м.

XVI пласт залегает на глубинах 2757 - 2919 м. Литологически однороден, сложен песчаниками мелко и среднезернистыми, средне и крепко сцементированными, с маломощными прослоями алевролито-песчаников и алевролитов. Общая толщина пласта изменяется от 43 до 84 м. В соответствии с продуктивной характеристикой в его разрезе выделяются четыре самостоятельных пропластка - XVI₁, XVI₂, XVI₃, XVI₄, представленных практически одинаковым набором литологических разностей пород. Непроницаемые разделы между ними сложены темно-серыми мелкооскольчатыми глинами с раковистым изломом толщиной от 2 до 10 м.

XVI₁ и XVI₂ пропластки выдержаны по площади и разрезу. Общие толщины их составляют 7 - 16 м и 10 - 18 м, эффективные - 6,3 - 10,3м и 4 - 10,6 м.

В XVI₃ и XVI₄ пропластках отмечается ухудшение коллекторских свойств вниз по разрезу и одновременная глинизация в северном направлении. Общие толщины их составляют 5 - 12м и 2 - 11м, эффективные - 4,5 - 7,4 м и 1,6 - 4,3 м. Газонасыщенные толщины в пропластках изменяются от 0,6 до 8 м.

1.4 Физико-химические свойства и состав пластовых газа и конденсата

1.4.1 Газоконденсатная характеристика

Промыслово-лабораторный комплекс исследований на газоконденсатность проводился в 1974-1976 гг. по скв. №№ 4, 8. При проведении промысловых исследований скважин на газоконденсатность применялся метод непрерывного отбора промышленных количеств газа из сепаратора. При этом были отобраны пробы газа и конденсата при давлениях сепарации 4 - 6 МПа, и температурах сепарации - от - 20° С до + 9° С.

К сожалению, для исследований на газоконденсатность из скв. № 8 не было получено качественных проб: отбор проб в начальных пластовых условиях происходил в двухфазном потоке, в актах отсутствуют данные о замере выхода конденсата на промысле. Непредставительный состав проб газа и конденсата, отсутствие начальных замеров выхода конденсата обусловил получение низких значений, как коэффициента извлечения, так и потенциального содержания углеводородов С₅₊ и невозможность использования результатов этих исследований для решения вопросов, связанных с разработкой месторождения и обоснования подсчетных параметров.

На основании результатов промысловых исследований и анализов проб газов сепарации, дегазации и дебутанизации рассчитаны компонентный состав, и физико-химические свойства добываемой газоконденсатной смеси. Лабораторными методами определен коэффициент усадки - 0,666 и с его учетом - выход сырого конденсата - 268 см³/м³. Величина потенциального содержания фракции С₅₊, наиболее точно отражающая содержание жидких (в атмосферных условиях) углеводородов в пластовом газе, равна 133,1 г/м³.

Термодинамические исследования рекомбинированной пробы пластового газа (пробы газа сепарации и стабильного конденсата вводились в бомбу равновесия в соответствии с конденсато-газовым фактором, определенным при промысловых исследованиях скважины) проводились методом дифференциальной конденсации. При этом определялись давления начала конденсации и максимальной конденсации пластового газа, пластовые потери насыщенного конденсата при различных давлениях в залежи. В результате исследований фазового поведения пластового газа было установлено, что последний находится в насыщенном состоянии. Максимальное выпадение конденсата имеет место при снижении пластового давления до 8,0 МПа. Пластовые потери углеводородов С₅₊ при атмосферном давлении составили 40,8 г/м³. Конечный коэффициент конденсатоотдачи при 1 кгс/см² равен 0,70.

Результаты расчета состава пластового газа, потенциальных содержаний углеводородов этана, пропана, бутанов, С₅₊ и коэффициента извлечения приведены в таблице 5 А (Приложение А), а кривая потерь насыщенного конденсата - на рисунке 3.

Рисунок 3 Результаты дифференциальной конденсации месторождения Астрахановское

Газоконденсатные характеристики для залежей пластов IV, VII блока I определялись расчетно-графическим путем по номограммам. При расчетах величин потенциального содержания фракции С₅₊, мольного соотношения “сухого” и пластового газа, пластовых потерь и коэффициента конденсатоотдачи за основу принимались пластовые давления и температуры, содержания ароматических и нафтеновых углеводородов, полученных по номограммам. Для залежей пластов XI, XVI₁, XVI₂, XVI_3,4 блока I и пластов XIII, XVI₁ блока II потенциальное содержание, коэффициент извлечения, пластовые потери приняты по аналогии с газоконденсатной характеристикой залежи пласта XVI₁ блока I^а, полученной по экспериментальным данным.

1.4.2 Физико-химические свойства и состав пластового газа и конденсата

Физико-химические свойства и компонентный состав свободного газов изучены по результатам анализов 9 проб из 5 скважин пластов XIII, XVI₁, XVI_1.2, XVI₂, XVI₁,_2,3, XVI_3,4 блоков I, I^a, II. Состав пластового газа на основе промыслово-лабораторных данных получен только для залежи пласта XVI₁ блока I^a, для остальных - расчетным путем (Таблица 6 А Приложения А).

В целом, пластовый газ месторождения относится к высококонденсатным. Как видно из таблиц, характерным для месторождения является небольшая изменчивость его состава по разрезу. Метан является основным компонентом, и в составе газа его содержание в объемных процентах изменяется от 92,2 (IV пласт) до 88,3 (XVI₁ пласты). Содержания этана изменяется - от 5,3 до 3,2 %, пропана - от 2,2 до 1,2 %, бутанов - от 1,4 до 0,3 %, С₅₊ - от 2,7 до 1,2 %. Балластные газы присутствуют в незначительных количествах - от 0,6 до 1,2 %, содержания азота не превышает 0,8 %, углекислого газа - 0,9 %, сероводород и меркаптаны не обнаружены.

В составе свободного газа содержится метана 88,1 - 95,4 %, этана - 2,8 - 6,1 %, пропана - 0,9 - 2,7 %, бутанов - 0,2 - 1,4 %, С₅₊ - от следовых количеств до 0,8 %. Содержание азота не превышает 0,8 %, углекислого газа - 1,0 %, сероводород не обнаружен (Таблица 7 А Приложения А). По геохимической классификации И.С. Старобинца, газ месторождения относится к сухим, низкоазотным, низкоуглекислым и не содержащим сероводород. Теплотворная способность газов составляет: Qн =34700-40080 кДж/м³, Qв = 38440-44200 кДж/м³.

Свойства конденсатов близки как по разрезу, так и по площади месторождения. Плотность конденсатов изменяется от 0,747 до 0,815 г/см³, молекулярная масса - от 121 до 132 г/моль, вязкость при 20° С - от 0,77 до 1,29 сСт. Конденсаты состоят из углеводородов, выкипающих до 270 - 300° С и по содержанию керосино-масляных фракций относятся к среднекеросиновым. Конденсаты бессернистые (0,02 - 0,04 %), малопарафинистые (0,19 - 1,17 %). Содержания асфальтенов и силикагелевых смол низкие, составляют соответственно 0,01 - 0,08 и 0,24 - 0,38 %. Групповой углеводородный состав конденсатов разнообразен, в зависимости от расположения скважин на структуре, их типы (по классификации А.Ф. Добрянского) сменяются с метано-нафтенового, на нафтеновый и нафтено-метановый (Таблица 8 А, 9 А Приложения А).

На рисунке 1 Б (Приложение Б) приведены зависимости изменения плотности конденсата при снижении давления для залежей пластов XI, XVI_3,4 блока I и пластов XVI₁ блока I^а.

По товарной характеристике конденсаты месторождения являются хорошим сырьем для получения ароматических углеводородов при каталитическом риформинге. Газы месторождения могут служить ценным источником топлива для коммунально-бытовых и энергетических целей.

1.4.3 Физико-химические свойства воды

Гидрохимический разрез месторождения характеризуется нормальной зависимостью роста минерализации подземных вод с глубиной, изменяясь от слабосолоноватых вод с минерализацией 1,5 - 3,0 г/л до соленых с минерализацией 10 - 14 г/л. Все они имеют инфильтрационное происхождение и относятся к одному генетическому типу - гидрокарбонатно-натриевому. По ионному составу они изменяются по разрезу от преимущественно гидрокарбонатных (HCO₃' до 3000 - 3400 мг/л) натриевых до преимущественно хлоридных (CL' до 6000 - 6250 мг/л) натриевых. В составе пластовых вод наблюдается низкое содержание сульфатов (до 100 мг/л) и микроэлементов (до 50 мг/л).

Подземные воды месторождения относятся к слабощелочным (pH = 7,2 - 8,0). Плотность их закономерно увеличивается с глубиной от 1,0010 до 1,0100 г/см³, а вязкость в среднем составляет 0,32 МПа·с. Воды месторождения являются мягкими, так как общая жесткость редко превышает 2 мг·экв.

Пластовые воды в большинстве случаев полностью газонасыщены, а среднее значение газового фактора для вод равно 3 м³/м³.

При заводнении месторождения не рекомендуется использовать морские воды или соленые воды хлоркальциевого типа, так как не исключается при смещении их с пластовыми выпадение трудно растворимых солей CaCO₃ и MgCO₃.

1.5 Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов, их продуктивной и энергетической характеристик

Район Астрахановской площади относится к Северо-Сахалинскому артезианскому бассейну и приурочен к его северо-западной окраине. Скважинами вскрыты отложения неогенового возраста общей толщиной 3600 м. Областью питания подземных вод окобыкайских и дагинских отложений являются их выходы на поверхность в пределах Тамвлевско-Музьминского выступа с абсолютными отметками 60 - 110 м. Питание подземных вод уйнинских и даехуриинских отложений возможно только в северных отрогах Восточно-Сахалинского хребта (удаление до 150 км и более), где они залегают на отметках 200 - 300 м. Однако, влияние этой области питания, вероятно, мало сказывается в районе месторождения из-за значительной отдаленности, сильной тектонической нарушенности и невыдерженности песчаных пластов.

Воды основных продуктивных горизонтов Астрахановского месторождения приурочены к IV комплексу.

Коллекторы этого комплекса, судя по данным анализа керна, можно отнести к средне-хорошо и даже очень хорошо проницаемым. В верхней его части эффективная пористость составляет 27 - 23 %, а коэффициент проницаемости может превышать 1 мкм².

В ряде скважин, вскрывших воды этой части разреза, при испытании наблюдалось значительное намывание песка. Несколько уплотнены по сравнению с вышележащими коллекторы нижней части комплекса. Эффективная пористость пород не превышает 16 - 17 %. Коэффициент проницаемости снижается до сотых долей мкм². Максимальный дебит скважин, давший воду из этой части, составляет 18,6 м³/сут. при понижении 180 м.

На Астрахановском месторождении предполагается активизация водонапорного режима при разработке залежей в отложениях верхнего и среднего миоцена, заключающаяся в быстром продвижении фронта законтурных вод:

- породы продуктивной части разреза Астрахановского месторождения, по классификации Г.И.Теодоровича, относятся преимущественно к средне- и хорошо проницаемым коллекторам;

- проявление активности водонапорного режима предполагается уже на начальном этапе эксплуатации месторождения.

Всего на месторождении проведено 14 исследований с целью определения продуктивной характеристики скважин, параметров призабойной зоны, установления технологического режима эксплуатации скважин и отбора проб продукции для анализа (Таблица 10 А). Скважины, расположенные в законтурной части пластов, не исследовались. При получении фонтанного притока газа скважина исследовалась на стационарных режимах фильтрации. Исследования скважин производились не менее чем на 5 режимах (диаметр штуцера составил 4,1 - 16,4 мм). Пластовое давление замерялось глубинными манометрами или определялись расчетным путём с учетом замера устьевого давления. При исследовании объекта переходили от меньших дебитов к большим, кроме того, несколько точек снимали при обратном ходе. Депрессии на пласт создавались 0,4 от до 12,2 МПа. Дебиты газа на 4,1 - 16,4 мм штуцерах составляли от 37,7 до 428,8 тыс. м³/сут. Полученные в результате обработки данных исследований, проницаемость изменяется в пределах 0,007 - 0,220 мкм²; коэффициенты фильтрационного сопротивления изменяются в пределах А = 3,92 - 144,03 (кгс/см²)²/(тыс. м³/сут.); В = 0,0353 - 0,7881 (кгс/см²)/(тыс. м³/сут.).

По залежи XI пласта I блока скв.№8 была исследована дважды. Cтандартные испытания в скважине методом установившихся отборов проводились в августе 2000 г., при дебитах 108 - 341 тыс.м³/сут и депрессиях 1,9-3,6 МПа. На всех режимах в продукции было чисто, оптимальные дебит и депрессия в результате исследования не были установлены. Фильтрационные характеристики пласта: А = 10,3, В = 0,04, проницаемость 0,111 мкм².

Для дальнейших расчетов можно использовать результаты исследований по скв. № 4, несмотря на наличие примеси воды в продукции скважины и заниженной скорости потока газа на забое скважины (меньше 4 м/сек). Пробы газа и конденсата отбирались при давлении сепарации 5,49 МПа и температуре - 20° С. Выход стабильного конденсата составил 178,5 см³/м³.

Водоносные объекты исследовались методом установившихся отборов и методом прослеживания уровня.

2. Технико-экономические показатели разработки

2.1 Анализ текущего состояния разработки месторождения

2.1.1 Характеристика фонда скважин

На 01.01.2005г. на месторождении Астрахановское пробурено 11 скважин. Действующий фонд составляет 3 скважины (№№ 8, 3, 11), законсервированный - 2 скважины (№№ 4, 6). В ожидании ликвидационных работ находится скв. № 9, ликвидированный фонд - 5 скважин (№№ 12, 10, 1, 5, 7), табл.2.1.

Разработка залежи XI пласта в I блоке началась в октябре 2001 года скважиной № 8, выведенной из консервации и пробуренной как разведочная.

Скв. № 11 пробурена как эксплуатационная. В ноябре 2001 года начала разрабатывать XVI₃₊₄ пласт в I блоке.

В 2003 году эксплуатационная скв. № 3 начала разрабатывать залежь XVI₁₊₂ пласта I блока.

2.1.2 Характеристика технологических показателей разработки

В таблице 11 А представлено сравнение проектных и фактических показателей разработки. Можно отметить удовлетворительную сопоставимость объема добычи в 2002 году. Превышающая проектную добыча в 2003 году объясняется тем, что месторождение эксплуатировалось тремя скважинами вместо двух по проекту. Различие остальных параметров разработки обусловлено водонапорным режимом разработки (при проектировании предполагался газовый режим эксплуатации объектов).

На 01.01.2005 г. в разработке находятся 5 газоконденсатных залежей, объединенных в 3 эксплуатационных объекта, (XI пласт XVI₁+XVI₂ иXVI₃+XVI₄ пропластки XVI пласта), начальные запасы сухого газа по которым составляют 800 млн. м³ или 58 % от запасов сухого газа, числящихся по месторождению на балансе объединения. Разработка месторождения вступила в период падающей добычи: 2002 г. - 111 млн. м³ газа, 2003 г. - 151 млн. м³, в 2004 - 129 млн. м³. Годовая добыча воды за этот период возросла с 2,69 тыс. м³ (2002 г.) до 9,4 тыс. м³ (2004 г.).

Суммарная добыча газа по месторождению по состоянию на 01.01.2005 г. составила 413 млн. м³, конденсата - 60,1 тыс. т, воды - 19,1 тыс.т. Текущая газоотдача по разрабатываемым залежам достигла 26 - 87 % от уточненных запасов сухого газа. Остаточные запасы свободного газа по месторождению по состоянию на 01.01.2005 г. составляют 976 млн. м³ (в том числе 387 млн. м³ по разрабатываемым залежам) остаточные извлекаемые запасы конденсата - 79 тыс. т (40 тыс. т по разрабатываемым залежам).

Залежь XI пласта 1 блока. Запасы газа, подсчитанные объемным методом, составляют 185 млн. м³. Глубина залегания кровли продуктивного пласта 2564 м (отм. абс). Максимальная высота залежи 11 м. Средневзвешенная газонасыщенная толщина по площади залежи равна 5 м. Залежь неполнопластовая, тектонически экранированная, по всей продуктивной площади подстилается водой. Абсолютная отметка начального ГВК - 2575 м (абс. отм.), размеры залежи 1,75 Ч 0,9 км (длина и ширина). Начальное пластовое давление 25,6 МПа. Средняя пористость составляет 21 %, Газопроницаемость этих коллекторов по керну изменяется в пределах 0,007 - 0,913 мкм² (среднее значение 0,207 мкм²), по промысловым исследованиям - 0,111мкм².

Разработка залежи XI пласта ведется с октября 2001 г. по настоящее время эксплуатационной скважиной № 8 (интервал перфорации 2603 - 2610м отн. отм., 2564 - 2571м абс. отм.), которая находится в 400 метрах от контура газоносности. Расстояние от нижних отверстий перфорации до контакта «газ - вода» составляет 4 м. За время эксплуатации среднесуточный дебит скважины снизился с 223 до 76 тыс. м³/сут, устьевое давление - с 17,1 до 10,4 МПа. В первые же месяцы работы в продукции скважины присутствует вода. На 01.01.2005 года добыто 5,3 тыс. м³ воды.

Содержание конденсата является попутным продуктом. В начальных условиях потенциальное содержание его составляло 238 г/м³. Для данной залежи газоконденсатная характеристика принята по аналогии с залежью пластов XVI₁ блока I^а, полученной по экспериментальным данным, по номограммам построены кривые потерь насыщенного и стабильного конденсата и изменения потенциального содержания в пластовом газе. На рисунке 2 Б (Приложение Б) представлены зависимости изменения потенциального содержания конденсата в пласте по мере снижения давления, полученные в лабораторных условиях, и фактического содержания в газе товарного конденсата. Количество отобранного конденсата ниже экспериментальных данных. Можно отметить, что в последние месяцы эксплуатации залежи (точнее 2004 год) наблюдается возрастание конденсатного фактора, что свидетельствует о завершающей стадии разработки залежи XI пласта.

Максимальный уровень добычи в объеме 56 млн. м³ газа и 9,5 тыс. т конденсата был достигнут на второй год разработки (в 2002г.), что соответствовало темпу отбора 30,2 % от запасов газа и сохранялся в течение 2002 - 2003 г.

На 1.01.05 г. накопленный отбор газа составил 161 млн. м³, или 87 % от начальных запасов залежи. Запасы практически полностью выбраны, в скором времени ожидается перевод скважины на вышележащий пласт. Количество извлеченного из пласта конденсата в составе отобранного газа составляет 29,1 тыс. т и коэффициент конденсатоотдачи 0,7; добыча товарного конденсата (полученного на промысле) - 23,1 тыс. т.

Для оценки запасов газа методом падения давления построена кривая зависимости приведенного пластового давления от суммарного отбора газа (Рисунок 3 Б Приложения Б, Таблица 12 А Приложения А). За период разработки пластовое давление замерялось трижды глубинным манометром и трижды замерялось статическое давление на устье, по которому рассчитывалось текущее пластовое давление.

По графику зависимости приведенного пластового давления от накопленной добычи уточнить начальные запасы газа невозможно, однозначно можно охарактеризовать режим работы залежи как упруго-водонапорный, причем упругие силы стали проявлять себя с начала разработки залежи (Рисунок 3 Б Приложения Б).

XVI пласт: пропластки XVI₁+XVI₂ пласта I блока. Суммарные запасы газа, определенные объемным методом, по двум пропласткам составляют 423 млн. м³ сухого газа (272 млн. м³ - XVI₁, 151 млн. м³ - XVI₂).

Начальное пластовое давление, приведенное к кровле, составляло 27,6 МПа. Глубина залегания кровли залежей XVI₁ и XVI₂ соответственно 2754 м и 2773 м. Начальный газоводяной контакт определен на абсолютной отметке минус 2776 м для XVI₁ пропластка и 2793 м для XVI₂ пропластка. Большая часть площади насыщена газом на полную толщину горизонта. Средневзвешенная газонасыщенная толщина по пропласткам в газовой части соответственно составляет 7,3 и 5,7 м. Начальная проницаемость, полученная по данным обработки результатов испытаний в скважине № 3, вскрывшей одновременно оба пропластка, - 0,220 мкм².

...