Главная Коллекция "Revolution" Геология, гидрология и геодезия Анализ разработки месторождения Самантепе

Анализ разработки месторождения Самантепе

Геолого-геофизическая характеристика месторождения Самантепе, подготовка геолого-промысловой и технологической основы для его проектирования, оценка запасов газа. Размещение и порядок ввода скважин в эксплуатацию, рекомендации по контролю за разработкой.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид диссертация
Язык русский
Дата добавления 14.07.2015
Размер файла 3,3 M
рефераты на заказ со скидкой

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство высшего и среднего специального образования Республики Узбекистан

Бухарский технологический институт пищевой и лёгкой промышленности

Кафедра: «Техника и технология нефтегазовой промышленности»

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискания академической степени магистра

Анализ разработки месторождения Самантепе

Специальность: 5А 540301-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений.

Абдуллаев Санжар Рустамович

Научный руководитель: т.ф.н. Бозоров Г.Р.

Заведующий кафедрой: доц. Жумаев К.К.

Руководитель отдела магистратуры: доц. Шомуродов Т.Р.

Бухара-2011г.

Содержание

Введение

Глава I. Общие сведения по месторождению Самантепе

Глава II. Геолого-геофизическая характеристика месторождения Самантепе

2.1 Геологическое строение

2.1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика

2.1.2 Тектоника

2.2 Параметры продуктивных горизонтов

2.3 Газоносность

2.4 Геолого-геофизическая изученность месторождения

2.5 Физико-химическая характеристика газа и конденсата

2.6 Гидрогеологическая характеристика месторождения

2.7 Запасы газа, конденсата и сопутствующих компонентов

Глава III. Подготовка геолого-промысловой и технологической основы для проектирования разработки месторождения Самантепе

3.1 Анализ результатов газогидродинамических исследований скважин

3.2 Анализ разработки месторождения

3.2.1 Состояние фонда скважин

3.2.2 Анализ технологических показателей разработки

3.3 Выделение эксплуатационных объектов

3.4 Вероятность сообщаемости залежи месторождения Самантепе и соседних залежей

3.5 Оценка запасов газа методом материального баланса

Глава IV.Технологические и технико-экономические показатели разработки месторождения Самантепе

4.1 Технологические показатели разработки

4.2 Анализ технико-экономических показателей разработки и обоснование выбора рекомендуемого варианта

Глава V. Мероприятия по внедрению рекомендуемого варианта разработки месторождения Самантепе

5.1 Основные положения по реализации рекомендуемого варианта

5.2 Размещение и порядок ввода скважин в эксплуатацию

5.3 Рекомендации по контролю за разработкой

Заключение

Список использованной литературы

Аннотация

В данной работе приведены общие сведения по месторождению Самантепе, изучена геолого-геофизическая характеристика месторождения. Проведены анализы по подготовке геолого-промысловой и технологической основы для проектирования разработки месторождения Самантепе.

Рассмотрены технологические и технико-экономические показатели разработки месторождения. Приведены мероприятия по внедрению рекомендуемого варианта разработки месторождения Самантепе.

Ушбу диссертация ишида Самонтепе кони ?а?ида умумий маълумотлар келтирилган, коннинг геологик-геофизик таснифи ўрганилган. Кон-геологик тайёрлаш ишларини олиб бориш ва Самонтепе кони ишлашини лойи?алаштириш учун технологик асосларининг тахлиллари келтирилган.

Коннинг ишлаш технологик ва техник-и?тисодий кўрсаткичлари кўриб чи?илган. Самантепе кони ишлашининг тавсия этилган вариантини ?ўллаш борасида тадбирлар келтирилган.

турли изланишлар натижасида ?уду? тубига мавжуд усуллар билан таъсир этиш, конни ишлашининг жорий холати тахлили ва нефт захиралари ишланиши холати тахилили асосида, нефтбераолишликнинг гидродинамик усуллари ишлатиш жараёни самарадорлиги бахоси келтирилган.

In given work are brought general information on place finding Samantepe, is studied geology-geophisical feature place finding. The organized analysises on preparation геолого-commercial and technological central to designing the development place finding Samantepe.

They are considered technological and technical-econmic factors of the development place finding. The broughted actions on introducing the advisable variant of the development place finding Samantepe.

Введение

Актуальность работы. Впервые проектирование разработки месторождения Самантепе осуществлено в 1975 г. В результате был составлен «Проект разработки газоконденсатного месторождения Самантепе», утвержденный Центральной Комиссией Мингазпрома с годовым отбором газа 4 млрд. м3 и фондом из 37 газодобывающих скважин.

Месторождение Самантепе было введено в разработку в 1986г. и эксплуатировалось Туркменгазпромом до марта 1993г., когда добыча газа была приостановлена по причине ограничения приема высокосернистого газа Мубарекским ГПЗ.

Учитывая увеличение потребности Узбекистана в углеводородах в 2005г. было принято решение о возобновлении добычи газа на месторождении Самантепе - на его участке, расположенном на территории РУз.

В этой связи, в 2005 г. институтом «УзЛИТИнефтгаз» был составлен «Проект опытно-промышленной эксплуатации газоконденсатного месторождения Самантепе на территории Республики Узбекистан», который принят (по 2 варианту) с годовым отбором 1,5 млрд. м3 и действующим фондом из 15 скважин. В соответствии с этим проектом в 2006г. была возобновлена добыча газа на рассматриваемом месторождении.

В этом же году были пересчитаны запасы углеводородов и сопутствующих компонентов участка месторождения Самантепе на территории РУз, которые были утверждены ГКЗ (протокол № 282 от 28.12.2006 г.) в количествах:

газ (сырой/сухой) - 39043/39036 млн.м3

конденсат (геол./извл.)- 549/488 тыс.т

сера - 1,605 тыс.т

За истекший период возобновления разработки месторождения Самантепе (2006 - 2008 гг.) практически были выполнены задачи ОПЭ, поставленные в действующем проекте. Это обстоятельство, наряду с утверждением более высоких запасов, является актуальной задачей разработки месторождения Самантепе.

Цель настоящей работы: выявить возможность увеличения добычи газа на месторождении Самантепе, расположенном на территории РУз, с наибольшей экономической эффективностью.

Основные задачи исследований:

1. Изучение геолого-геофизической характеристики месторождения Самантепе.

2. Подготовка геолого-промысловой и технологической основы для проектирования разработки месторождения Самантепе.

3. Технологические и технико-экономические показатели разработки месторождения Самантепе

4. Выявление оптимального варианта разработки месторождения Самантепе

Методы решения поставленных задач.

1. Геолого-геофизическая изученность месторождения

2. Анализ результатов газогидродинамических исследований скважин

3. Анализ разработки месторождения

4. Анализ технологических показателей разработки

5. Анализ технико-экономических показателей разработки и обоснование выбора рекомендуемого варианта

Основные защищаемые положения.

1. Геологическая изученность месторождения

2. Геолого-геофизическая характеристика месторождения Самантепе

3. Подготовка геолого-промысловой и технологической основы для проектирования разработки месторождения Самантепе

4. Анализ разработки месторождения

5. Анализ технологических показателей разработки

6. Мероприятия по внедрению рекомендуемого варианта разработки месторождения Самантепе

Практическая значимость.

1. Геолого-геофизическая изученность месторождения

2. Анализ разработки месторождения

3. Рекомендации по контролю за разработкой

4. Основные положения по реализации рекомендуемого варианта

Публикация.

По теме диссертации опубликована одна работа.

Объём работы.

Магистерская диссертация состоит из введения, четырёх глав, заключения и списка литературы. Объём магистерской диссертации страниц, в том числе рисунков и таблиц и список использованной литературы из 21 наименований и электронных сайтов.

В Узбекистане 2011 год объявлен «Годом малого бизнеса и предпринимательства». Об этом было объявлено в торжественном собрание, посвященное 18-летию Конституции Республики Узбекистан, которое прошло во Дворце международных форумов «Узбекистон».

Глава Узбекистана предложил объявить наступающий новый 2011 год «Годом малого бизнеса и частного предпринимательства» в целях повышения на новый уровень социально-экономического развития страны. «Сегодня малый бизнес и частное предпринимательство своей особо важной и весомой долей в экономике, ролью и воздействием, проще говоря, большой значимостью, которую не заменит ни одна сфера и направление, занимают особое место в развитии государства и общества», - отметил Президент Узбекистана.

Президент подчеркнул: «Если в 2000 году субъектами малого бизнеса было произведено 30% внутреннего валового продукта страны, то спустя небольшой срок, по итогам 2010 года этот показатель, как ожидается, достигнет 53%». «Затрагивая эту тему, хочу особо привлечь ваше внимание к тому, что малый бизнес и частное предпринимательство становятся важным фактором по обеспечению занятости и источником стабильного дохода. Об этом свидетельствует и тот факт, что в настоящее время в этой сфере трудятся свыше 74% от общей численности занятого населения страны», - заявил он.

Глава Узбекистана сказал, что серьезное значение необходимо придать решению вопроса об участии субъектов малого бизнеса и частного предпринимательства в сфере внешней экономической деятельности, их выхода на региональные и мировые рынки. «В настоящее время у нас малый бизнес и частное предпринимательство в основном сосредоточены в сферах торговли, услуг и связи, переработки сельскохозяйственной продукции. Вместе с тем необходимо создать широкие возможности для развития малого бизнеса и частного предпринимательства в промышленных отраслях, организации современных высокотехнологичных инновационных производств, в сферах нанотехнологий, фармакологии и фармацевтики, информационно-коммуникационных и биотехнологий, применения альтернативной энергетики, одним словом, открыть путь развитию малого бизнеса и частного предпринимательства.

Глава I. Общие сведения по месторождению самантепе

Самантепинское газоконденсатное месторождение, открытое в 1964 г., расположено на территории Каракульского района Бухарской области Республики Узбекистан и Туркменабадского района Республики Туркменистан, в 50 км к юго-востоку от г. Чарджоу, на правобережье реки Амударьи (рисунок 1.1).

В орографическом отношении район месторождения представляет собой пустынную равнину с абсолютными отметками (от + 190 до + 206 м). Водные источники на площади отсутствуют. Питьевая вода при поисково-разведочных работах доставлялась из г. Фараб, расположенного в 30 км к северо-западу от месторождения Самантепе. Грунтовые воды залегают на глубине до 30 м, их минерализация колеблется от 16 г/л до 24 г/л, дебит воды при откачке составляет 100 м3/сутки.

Климат района резко континентальный и характеризуется жарким, сухим летом и прохладной зимой, максимальная температура летом + 50 °С, зимой -- 20 °С.

Дороги в районе месторождения отсутствуют. Ближайшие транспортные артерии - железная дорога, связывающая города Туркменабад с Бухарой, и идущее параллельно ей асфальтовое шоссе - расположены в 50 км к северо-западу. Ближайший магистральный газопровод БГР-Ташкент - Бешкек-Алма-Аты и Мубарекский газоперерабатывающий завод располагаются в 100 км к северо-востоку от месторождения.

На расстоянии 2-5 км к северу и северо-востоку от месторождения Самантепе располагается газоконденсатное месторождение Денгизкуль, разработка которого ведется с 1981 г. с подачей газа на Мубарекский ГПЗ.

По территории месторождения Самантепе проходит Государственная граница между Туркменией и Узбекистаном. Площадь части месторождения, расположенной на территории Республики Узбекистан, составляет 94,3 км2.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Первооткрывательницей месторождения Самантепе является поисковая скважина 2, в которой в 1964 г. из подсолевых верхнеюрских карбонатных отложений был получен промышленный приток газа с конденсатом.

Промышленная газоносность месторождения Самантепе приурочена к отложениям верхней юры, включающих в себя сульфатно-карбонатную пачку, пластовые и массивные известняки. Разведка месторождения была завершена в 1969 г. Всего на месторождении пробурены 22 поисково-разведочные скважины общим метражом 57803 м. Все скважины были ликвидированы как выполнившие свое назначение.

По результатам геолого-разведочных работ в 1970 году были подсчитаны запасы [1], которые утверждены ГКЗ (протокол № 6047 от 18.09.1970 г.) в количествах: газа (сырой/сухой) - 101,374/101,353 млрд.м3, конденсата (геол./извл.) - 1824/1642 тыс.т., серы - 4288 тыс.т.

Месторождение Самантепе введено в разработку в 1986 году. Добыча газа была приостановлена в 1993 году, в связи с ограничением приёма высокосернистого газа Мубарекским ГПЗ.

Всего за период 1986-1993 гг. было добыто 16,2 млрд. м3 газа и 199 тыс.т. конденсата. Для эксплуатации месторождения было пробурено 28 эксплуатационных скважин, общим метражом 70504 м.

В пределах Узбекской части месторождения пробурены 5 разведочных скважин (скв. 7, 8, 11, 15, 17), и эксплуатационная скважина 36, из которой до 1993 г. было добыто 109 млн.м3 газа и 2,0 тыс.т конденсата.

В 2002 г. АК «Узгеонефтегаздобыча» выполнен подсчет запасов по Узбекской части Самантепинского месторождения. При этом, подсчетные параметры, в связи с отсутствием новой информации, были приняты в соответствии с утвержденными ГКЗ в 1970 г. В результате на баланс Республики были приняты остаточные запасы: газа сухого 13,75 млрд.м3, извлекаемого конденсата - 231 тыс. т и серы - 582 тыс. т. ГКЗ РУз от утверждения этих запасов воздержалось, в связи с недостаточностью геологической, промыслово-геофизической информации и материалов опытно-промышленной эксплуатации.

Учитывая возрастающую потребность Узбекистана в углеводородах, в 2005 г. было принято решение о возобновлении добычи газа на месторождении Самантепе - участке расположенном на территории РУз.

Из-за технической непригодности скважины 36 для возобновления добычи газа и дальнейшей разработки месторождения, приказом НХК «Узбекнефтегаз» от 15.07.2005 г., № 56-6 было решено бурить новые эксплуатационные скважины и выполнить оценку запасов углеводородов на части месторождения Самантепе, находящейся на территории РУз.

В этой связи в 2005, 2006 годах в приграничной зоне на территории РУз были пробурены 4 эксплуатационные скважины. Результаты бурения, испытания этих скважин, в совокупности с данными ГРР, явились основанием для подсчета запасов газа, конденсата, серы и сопутствующих компонентов Узбекской части Самантепинского месторождения, который был выполнен в 2006 г. ОМП(ПЗ) ОАО «Узбекгеофизика» [4]. ГКЗ Республики Узбекистан утвердила (протокол № 282 от 28.12.2006 г.) остаточные запасы (за вычетом добычи до 1993 г.) по промышленной категории С1в следующих количествах:

Таблица 1.1.

Газ сухой, млн.м3

Конденсат, тыс.т

Сера, тыс.т

Этан, тыс.т

Пропан, тыс.т

Бутаны, тыс.т

геологические

извлекаемые

39036

549

488

1596

768

269

189

Участок месторождения Самантепе на территории РУз был введен в ОПЭ в 2006 г. с подачей добываемого газа на УКПГ Уртабулак, для промысловой подготовки, и далее на Мубарекский ГПЗ (МГПЗ) - для очистки от кислых компонентов перед подачей в систему магистральных газопроводов.

Со времени ввода и по настоящее время разработка месторождения осуществляется в соответствии с проектом ОПЭ, выполненном ОАО «УзЛИТИнефтгаз» в 2005 г. [3].

За истекшие более чем два с половиной года разработки задачи ОПЭ, поставленные в проектном документе [3], практически выполнены.

Задачей настоящей работы является - базируясь на результатах ГРР и ОПЭ выполнить проект промышленной разработки месторождения Самантепе на территории РУз.

Глава II. Геолого-геофизическая характеристика месторождения Самантепе

2.1 Геологическое строение

2.1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика

В геологическом строении месторождения Самантепе принимают участие палеозойские, мезозойские и кайнозойские отложения [4].

Палеозойская группа (Pz). Палеозойские отложения на Самантепинском месторождении не вскрыты ни одной разведочной скважиной. По аналогии с близлежащими площадями Наразым, Сакар, Фараб можно предположить, что отложения палеозойского возраста представлены мраморированными известняками, кварцитами и гранитами [1]. Залегающие на них пермотриасовые отложения, толщина которых на соседнем месторождении Фараб составляет 160-245 м, представлена толщей конгломератов, практически лишены коллекторов.

Глубина залегания палеозойских отложений по данным КМПВ 3500-4000 м.

Мезозойская группа (Mz). Отложения мезозоя залегают со стратиграфическим несогласием на пермотриасовых осадках и представлены юрскими и меловыми осадочными образованиями.

Юрская система (J). Отложения юры на Самантепинском месторождении вскрыты всеми разведочными скважинами и по литологическому составу и условиям образования снизу-вверх подразделяются на три толщи: терригенную, карбонатную и соляно-ангидритовую.

Терригенная юра (J1+2). Нижнесреднеюрские отложения юры на Самантепинском месторождении вскрыты в 2-х скважинах (скв. 10 и 20), причем вскрыта, только верхняя часть (мощностью 52 м и 292 м соответственно).

На площадях, где терригенная юра вскрыта на полную мощность, четко наблюдается двухчленное строение толщи: нижняя часть сложена преимущественно континентальными отложениями, верхняя - преимущественно лагунно-морскими образованиями.

Континентальная толща терригенной юры сложена в основном, аргиллитами с тонкими прослоями алевролитов и песчаников.

В строении верхней части также преобладают терригенные осадки (глины с прослоями песчаников и алевролитов), за исключением верхней половины толщи, в разрезе которой появляются прослои и пропластки известняков с остатками фауны. Цвет пород темно-серый, серый, породы плотные, крепкие.

Предполагаемая мощность терригенной толщи - 1000- 1250 м.

Средний келловей-оксфорд (J3). По характеру разреза площадь Самантепе расположена в предрифовых фациях. На отложениях терригенной юры согласно залегает мощная карбонатная толща, в разрезе которой по литолого- петрофизической и промыслово-геофизической характеристике четко выделяются (снизу-вверх): XVI, XVa, XV3, XV2, XV1 горизонты, представленные массивными пластовыми известняками и сульфатно-карбонатной толщей.

Указанные горизонты выделены по стратиграфическому принципу.

На полную мощность эти отложения вскрыты в скважинах 10, 20, в том числе на территории Республики Узбекистан в скважине 20, где их мощность составила 426 м. В остальных скважинах эти отложения вскрыты не на полную мощность, а только на 50-100 м ниже ГВК.

XVI горизонт - сложен преимущественно глубоководными известняками, плотными, крепкими, глинистыми, массивными, с различным содержанием детрита, нижняя часть XVI горизонта более глинистая.

Проницаемые породы с межзерновой пористостью в разрезе горизонта практически отсутствуют.

ХVа горизонт - состоит из водорослевых, комковатых и афонитовых известняков, накапливающихся преимущественно в мелководных условиях открытого морского шельфа.

Отложения этого горизонта распространены повсеместно, но мощность его изменяется от 25 м до 40 м в зависимости от афонитовых и структурных (водорослевых, комковатых) известняков. Последние представляют собой небольшие органогенные постройки, образованные водорослями- рифостроителями.

XV3 горизонт - представлен относительно глубоководными, преимущественно афонитовыми, плотными, в различной степени глинистыми известняками. Верхняя часть этого горизонта характеризуется повышенной гамма-активностью и надежно коррелируется по всем скважинам.

Коллекторы горизонта составляют небольшую часть и расположены в верхней части, где появляется серия пластов и пропластков пористых доломитов и известняков, вероятно органогенной природы. Мощность XV3 горизонта составляет 110-132 м.

XV2 горизонт (массивные известняки) - представлен известняками органогенно-обломочными, водорослевыми, комковато-водорослевыми доломитами - светло-серого цвета, пористыми, местами кавернозными с включениями прозрачного белого минерала средней крепости и плотности. Мощность XV2 горизонта колеблется в пределах 75-87 м.

XV1 горизонт - по условиям образования и строению подразделяется на две пачки: нижнюю (пластовые известняки) характеризующуюся сложным строением, обусловленную частым чередованием плотных и пористых известняков. В литологическом составе здесь преобладают известняки водорослевые и комковато-водорослевые и, в меньшем объеме, присутствуют афонитовые. Известняки светло-серые, органогенно-обломочные, трещиноватые с небольшими кавернами, средней крепости и плотности. Мощность нижней пачки варьирует в пределах от 39 м до 59 м.

Верхняя пачка представлена переслаиванием ангидритов и известняков: ангидриты белые, серовато-белые, местами наблюдаются микротрещины с пиритовыми зернами, крепкие, плотные, слабо слоистые; известняки светлосерые, трещиноватые, с включением по трещинам углистого битумного вещества. Эта пачка Жуковским Б.Л. [5] выделена, как сульфатно-карбонатная пачка (СКП). Мощность этой пачки составляет 63 м до 93 м.

Верхнеюрские карбонатные отложения (J3). Массивные и пластовые известняки вместе с ангидритовой пачкой образуют единый природный

резервуар, к которому приурочена массивная газоконденсатная залежь с общим газоводяным контактом.

Кимеридж-титон (Jk+t). Юрский разрез заканчивается отложениями кимеридж-титона, представленными мощной соляно-ангидритовой толщей, в разрезе которой по литологическим признакам четко выделяется пять пачек.

В верхней части СКП залегает пласт ангидритов, получивший в практике геолого-разведочных работ название "нижних" ангидритов, представленных в основном от темно- до светло-серых ангидритов, крепких трещиноватых. Трещины выполнены темно-серым материалом. Мощность нижних ангидритов в целом выдержана по площади и составляет 10-15 м.

Выше залегает галогенная толща, состоящая, в основном, из галита ("нижние" соли). Соль белая, прозрачная с включениями и маломощными прослойками ангидрита. Мощность, "нижних" солей меняется в пределах 78-121м.

Выше залегает пачка переслаивания ангидритов и солей, так называемые промежуточные (средние) ангидриты. Их мощность относительно выдержана и составляет в среднем 32-50 м.

Ангидриты светло-серые и серые, кристаллические, плотные с пропластками прозрачной, кристаллической соли.

На "промежуточных" ангидритах залегает мощная толща каменной соли "верхняя соль". Соль прозрачная, иногда дымчатая с розоватым оттенком в верхней части, с включением красновато-коричневой глины. Мощность верхних солей меняется от 176 м до 300 м,

Венчает разрез осадков кимеридж-титона пачка пород, представленная красновато-коричневыми глинами, плотными, крепкими, с включениями отдельных линз и пропластков светло-серого, кристаллического ангидрита (верхние ангидриты или "покровная" пачка). Мощность пачки составляет 8-15 м.

Меловая система (К). Отложения мела на Самантепинском месторождении вскрыты всеми разведочными скважинами и представлены обоими отделами нижним и верхним, сложенных преимущественно терригенными отложениями.

Нижнемеловой отдел (K1). Отложения нижнего мела представлены континентальными лагунами и морскими осадками, которые без видимого несогласия залегают на подстилающих накоплениях кимеридж'-титона.

Неокомский надъярус (K1). Отложения неокома имеют четко выраженное четырехчленное строение.

Нижняя пачка, сложенная красновато-коричневыми известково- алевролитистыми глинами с редкими маломощными пропластками алевролитов и реже песчаников. Мощность этой пачки 35-40 м.

Выше залегает пачка песчаников и алевролитов (XIV горизонт) коричневых и темно-коричневых, мелкозернистых, крепких, слабослюдистых. Среди песчаников и алевролитов встречаются пропластки коричневых крепких, слюдистых глин и включения единичын гнезд ангидритов. Мощность XIV горизонта составляет 60-70 м.

Сверху XIV горизонт перекрыт 80-90 метровой пачкой темно-коричневых, прослоями зеленовато-серых алевролитов и известковистых глин, с прослоями алевритов темно-коричневых плотных крепких, глинистых с единичными включениями белого кристаллического ангидрита.

Выше залегает пачка песчаников и алевролитов (XIII горизонт) темно- серых, темно-коричневых, темно-зеленых, тонкозернистых, крепких, часто переходящих один в другой с прослоями трещиноватого ангидрита. Мощность горизонта 47-53 м. Выше залегает пачка 35-40 м глиш- серых, слюдистых, алевритистых. По кровле этой1 пачки проводится граница неокома. Мощность отложений неокома изменяется от 265 м до 300 м.

Аптский ярус (K1). Отложения аптского яруса включают в себя большую часть XII горизонта за исключением верхней пачки песчаников мощностью порядка 20 м. Отложения апта представлены переслаиванием песчаников серых, темно-серых с зеленоватым оттенком, плотных, крепких, тонкозернистых и алевролитов темно-серых с зеленоватым оттенком, плотных, крепких и сильно песчанистых глин. Мощность апта колеблется в пределах 83-100 м.

Альбский ярус (K1). Отложения альбского яруса по промыслово-геофизической характеристике подразделяется на четыре пачки. Нижняя пачка сложена почти исключительно глинами, В основании пачки выделяется пласт песчаников, который, как указывалось выше, относится к XII горизонту. Глины голубовато-серые с тонкими прослоями алевролитов.

Вторая пачка сложена также, в основном, глинами, но в отличии от первой -в ней присутствуют прослои ракушника, алевролита и глинистого песчаника. В основании пачки выделяется пласт уплотненного песчаника или алевролита, который на Бухарской ступени выделяется как Х1а горизонт.

Третья пачка сложена серыми известняками-ракушниками с прослоями глин, мергелей и песчаников. Эта пачка выделяется как XI горизонт, мощность которого составляет 50-60 м. »

Верхняя пачка представлена зеленовато-серыми глинами с прослоями песчаников и алевролитов. Эта пачка входит в состав X горизонта и занимает примерно треть его мощности. Основная часть X горизонта входит в состав сеноманского яруса. Мощность альба составляет 320-ЗЗОм.

Верхнемеловой отдел (К2)

Сеноманский ярус. В отложениях сеномана выделяются два горизонта X и IX разделенные пачкой глин. В нижней части сеноманского разреза, входящей в состав X горизонта, преобладают песчаники и алевролиты, в виде небольших прослоев присутствуют глины. Выше залегает пачка представленная переслаиванием глин и алевролитов с прослоями песчаников, также входящая в состав X горизонта. В разрезе X горизонта отмечаются прослои известняка-ракушника. Мощность горизонта составляет 160-170 м.

Верхняя часть сеноманских отложений, представлена преимущественно песчаниками и алевролитами с прослоями глин и выделяется как IX горизонт.

Верхняя, более глинистая часть IX горизонта, входит в состав туронского яруса. Мощность IX горизонта составляет 100-110 м.

Окраска пород сеноманского яруса серая с зеленоватыми и голубоватыми оттенками. Мощность сеноманских отложений 215-277 м.

Туронский ярус (К2). В нижней части туронского яруса залегает пачка песчанистых глин мощностью около 30 м, являющаяся верхней частью IX горизонта. Выше залегает мощная толща серых, плотных, жирных на ощупь глин, служащих покрышкой IX горизонта. Мощность этой пачки 120-140 м. Верхняя часть туронского яруса представлена песчаниками и алевролитами с прослоями известняков-ракушняков и выделяется как VIII горизонт, мощность которого составляет 100-110м, окраска пород серая, голубовато-серая. Венчаются туронские отложения пачкой глин с прослоями алевролитов и песчаников, перекрывающей VIII горизонт.

Мощность туронских отложений составляет 264-316 м.

Сенонский надъярус (К2). Отложения сенона на Самантепинском месторождении четко подразделяются на 3 пачки.

Нижняя пачка мощностью порядка 50-70 м представлена, в основном, серыми глинами с тонкими прослоями глинистых песчаников и известняков.

Средняя пачка мощность порядка 150-200 м представлена зеленовато- серыми разнозернистыми песчаниками с прослоями глин.

Верхняя пачка мощностью 250-300 м слагается серыми, зеленовато-серыми глинами с прослоями песчаников и алевролитов. Мощность сенонских отложений составляет 500-530 м.

Палеогеновая система (Р)

Палеоцен (бухарские слои) (P1). Нижний отдел палеогена представлен известняками серыми, светло-коричневыми, загипсованными, кавернозными. Мощность бухарских слоев составляет 70 м до 87 м.

Эоцен (Р2). В нижней части выделяется пачка темно-серых, черных, сланцеватых глин, мощностью до 50 м (сузакские слои). Выше залегает толща зеленовато-серых глин среднего эоцена, на которых с размывом залегает неоген- антропогеновые континентальные образования. Сохранившаяся мощность эоценовых отложений изменяется от 10 м до 123 м.

Неогеновая система (N). Отложения неогена представлены глинистыми песчаниками, коричневыми, буровато-серыми. Они с размывом залегают на различных горизонтах палеогена. Мощность неогеновых отложений изменяются от 0 до 248 м.

Четвертичные отложения (Q). Представлены песками светло-коричневыми, серовато-желтыми с включениями мелкой гальки. Мощность до 10м.

Сведения о глубинах залегания и мощностях продуктивных пачек по месторождению в целом, в том числе по скважинам, находящихся на территории Республики Узбекистан, приведены в таблице 2.1.

2.1.2 Тектоника

Самантепинское газоконденсатное месторождение приурочено к одноименной брахиантиклинальной складке субширотного простирания, расположенной на южном склоне Денгизкульского поднятия Чарджоуской ступени Амударьинской синеклизы. Складка имеет размер 28x19 км при высоте в надсолевых отложениях до 300 м и в подсолевых - не менее 225 м [1].

Дугообразная выпуклая ось складки обращена выпуклостью на юг. На северо-востоке неглубокой мульдой 23-25 м Самантепинская складка отделена от Хаузакской [4].

Складка очень пологая, углы падения 1,5-2°, лишь на южном крыле в подсолевых отложениях углы падения достигают 3-3,5° (рисунки 2.1-2.6).

Юго-восточное крыло складки осложнено двумя сбросами западного падения. Возраст сбросов ранне- или донеогеновый. Эти нарушения отделяют Самантепинскую складку от находящейся к юго-востоку от нее Наразымской. Больший из них пересекает всю толщу осадочных пород. Амплитуда его в надсолевых отложениях 220 м в подсолевых - около 300 м.

Продуктивные отложения пересекаются первым сбросом в пределах юго-западного замыкания контура газоносности. Амплитуда второго нарушения в меловых отложениях западной периклинали достигает 150 м. С глубиной (в солях) и по простиранию (в пределах южного крыла) этот сброс затухает.

Таблица 2.1 - Стратиграфическая разбивка продуктивных отложений месторождения Самантепе

№№

Амплитуда,

м

Укорочение,

м

Глубина залегания, м

Абс.

ототметки кровли, м

Мощность, м

Сква

жин

Кровля

СКП

XV1

Кровля

пластовых

извести.

Кровля

массивных

извести.2

СКП

пластовых

известняков

массивы.

извести.

1 С

КП

пласт.

Изве

стн.

массивн.

извести.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Узбекская часть

7Ст

197,5

5,4

2390

2467

2506

-2187

-2264

-2303

77

39

вскр.69

8Ст

195,8

1,6

2371

2445

2496

-2174

-2248

-2299

74

51

вскр.79

11 Ст

195,8

2,0

2364

2446

2483

-2166

-2248

-2285

82

37

85

15 Ст

205,6

1,6

2422

2489

2535

-2215

-2282

-2328

67

46

вскр.48

16 Ст

195,7

1,3

2395

2493

2533

-2198

-2296

-2336

98

40

вскр.44

17 Ст

199,1

2,2

2428

2515

2559

-2227

-2314

-2358

87

44

вскр.17

20 Ст

202,0

0,5

2485

2552

2611

-2283

-2350

-2409

67

59

67

1Х3

171

1,0

2298

2343

2397

-2126

-2171

-2225

45

54

129

ЗХ3

191

2,0

2375

2432

2472

-2183

-2240

-2280

57

40

130

4Х3

193

5,0

2455

2562

2588

-2257

2364

-2390

107

26

102*

5Х3

168

4,0

2337

2412

2457

-2165

-2244

-2285

75

45

60 *

242 Х3

196

-

2351

2401

2475

-2155

-2205

-2279

50

74

38

301 Х3

195

-

2392

2452

2495

-2197

-2257

-2317

60

43

17

302 Х3

200

-

2383

2441

2500

-2183

-2241

-2300

58

59

27

71 Ст

204,1

1,0

2352

2428

2470

-2147

-2223

-2265

76

42

вскр.25

72 Ст

198,3

1,0

2340

2403

2447

-2141

-2204

-2248

63

44

вскр 55

73Ст

200,89

1,1

2325

2392

2439

-2123

-2190

-2237

67

47

84

74Ст

202,2

1,1

2333

2399

2449

-2130

-2196

-2246

67

50

вскр.47

Туркменская часть

ЗСт

200,6

1,1

2335

2396

2447

-2133

-2194

-2245

61

51

84

5 Ст

199,1

0,6

2295

2358

2394

-2095

-2158

-2194

63

36

86

9Ст

199,3

1,0

2337

2422

2465

-2137

-2222

-2265

85

43

85

10 Ст

198,5

1,1

2306

2373

2417

-2106

-2173

-2217

67

44

78

12 Ст

196,6

1,9

2324

2403

2453

-2126

-2205

-2255

79

50

74

14 Ст

198,7

2,8

2362

2442

2492

-2160

-2241

-2290

80

50

81

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Самантепинская брахиантиклиналь характеризуется некоторым изменением структурного плана с глубиной. В меловых отложениях свод структуры расположен между скважинами 5 и 2, причем простирание присводовой части в целом восток-северо-восточное. По продуктивном горизонтам свод расположен между скважинами 5 и 10, смещаясь на 3 км в запад-северо-западном направлении.

За период 1970-1999 гг. на севере от месторождения Самантепе, на площади Хаузак, входящей в состав месторождения Денгизкуль, были пробурены разведочные скважины 8, 16 Хаузак, доразведочные скважины 301, 302 Хаузак и контрольная скважина 242, что позволило, наряду с данными по ранее пробуренным разведочным скважинам 1, 2, 3, 4, 5, авторам [2] уточнить в 2002 г. характер сочленения структур месторождений Самантепе и Хаузак, а также строение северного крыла Самантепинского месторождения.

Структурный план месторождения Самантепе, представленный в работе [2] в целом не изменился относительно представленного в подсчете 1970 года [1]. Однако, данные бурения дополнительных скважин позволили авторам [2] установить, что залежи Самантепе и Хаузак представляют собой самостоятельные ловушки, разделённых прогибом шириной 1-1,5 км, глубиною 50 м.

В 1996-2002 гг. в пределах Узбекской части Самантепинского месторождения отработан ряд сейсмических профилей ОГТ с/п № 03/96-98, 04/98-2002. В результате изучено глубинное строение площади по кровле нижних ангидритов верхней юры. Согласно структурной карте по отражающему горизонту (Т5) - кровле нижних ангидритов (Зуев С.Н., Божан А.В., 2004 г.), Узбекская часть месторождения Самантепе представляет собой переклинальную часть крупной брахиантиклинальной складки субширотного простирания, имеющей по замкнутой изогипсе минус 2220 м, размеры 16,2x7,5 км, высоту 60 м, разделенную с Хаузакской складкой сорокаметровым синклинальным прогибом. По интерпретации У.А Алибаева [2] часть Самантепинской структуры в пределах территории Узбекистана по изогипсе минус 2240 м имеет размеры 19,5x7,5 км, высоту - 120 м с прогибом между ней и Хаузакской структурой - 40 м, что в целом подтверждает вышеуказанные построения.

При выполнении подсчета запасов по Узбекской части месторождения Самантепе, были уточнены модели всех подсчётных объектов, с учетом результатов ранее пробуренных разведочных и эксплуатационных скважин и эксплуатационных скважин, пробуренных в 2005-2006 гг. (скв. 71, 72, 73, 74), а также информации по сейсморазведочным работам [2,4].

Согласно выполненным построениям, по кровле сульфатно-карбонатной пачки и нижезалегающим горизонтам, структура представляет собой пологую северо-восточную переклиналь Самантепинской брахиантиклинали с крутым северо-восточным окончанием (скв. 11, 16). Размеры по замкнутой изогипсе минус 2300 м - 21,3x7,75 км, высота - 160 м, площадь - 94,32 км2. В пределах скважины 11 выделяется небольшой купол с изогипсой минус 2160 м. С глубиной купол не отмечается, а размеры структур по продуктивной части разреза в пределах изогипсы минус 2300 м уменьшаются и составляют - по пластовым известнякам - 15,7х7 км2, высота - 110 м; по массивным известнякам - 13,2x6,2 км2, высота - 63 м (рисунки 2.1-2.6). Северо-западные и юго-восточные крылья всех объектов в пределах присводовой части пологие, с довольно резким увеличением углов падения к зоне прогиба, отделяющего Самантепинскую залежь от Хаузакской. Своды всех структур месторождения Самантепе расположены в районе скважин 5, 10.

2.2 Параметры продуктивных горизонтов

Подсчётные объекты характеризуются различными типами коллекторов. Они представлены в основном трещиноватыми, кавернозными и поровыми органогенно-обломочными известняками. Коллекторская характеристика этих пород изучена по результатам комплексного лабораторного исследования керновых образцов, поднятых из скважины 73. Суммарная колонковая проходка по этой скважине 117 пог.м, т.е. 66,1 % от общей вскрытой мощности продуктивного горизонта. При этом линейный вынос керна составляет 61,45 пог.м, или 52,5 % от общей колонковой проходки. По другим пробуренным эксплуатационным скважинам (скв. 71, 72, 74) проходка проводилась без отбора керна.

На базе кернового материала, поднятого из скважины 73, выполнено 2855 определений физико-коллекторских и литолого-петрофизических свойств пород. По основному параметру - открытой пористости - выполнено 355 определений, в том числе по сульфатно-карбонатной пачке - 100, по «пластовым известнякам» 50, по «массивным известнякам» - 205 определений. Помимо открытой пористости были определены: проницаемость - по 252 образцам, остаточная водонасыщенность - по 207, объемная и минералогическая плотности - по 710, карбонатность - по 710 образцам, по электрическим параметрам выполнены 621 определений.

Продуктивные пропластки сульфатно-карбонатной толщи в основном характеризуются коллекторами трещинного и трещинно-кавернозного типов с прослоями порово-кавернозных.

Пластовые известняки представлены каверно-поровыми коллекторами с прослоями трещинно-кавернозных и порово-кавернозных, обладающих различной крепостью и плотностью. Массивные известняки - каверно-поровыми и поровыми коллекторами.

Сульфатно-карбонатная пачка. Всего по (СКП) исследовано 100 образцов кернового материала, в том числе по проницаемым образцам - 18. На основе проведённых исследований в интервале отбора керна можно сказать, что она сложена послойным переходом известняков светло-серых, крепких, плотных и трещиноватых с включением по трещинам черного углисто-битумного вещества к ангидритам серовато-белым, белым с неравномерным содержанием известковистого вещества по трещинам, очень крепким и плотным. Ниже они переходят в известняки светло-серые, пористые, а местами - в трещиноватые, кавернозные, крепкие и средней крепости. В некоторых образцах отмечается содержание белого минерала (возможно ангидрита или кальцита).

В целом открытая пористость по 18 проницаемым образцам, принятым для расчёта среднего значения открытой пористости, варьирует от 5,5 % до 13,9 %, в том числе по 10 образцам (55,6 %) - от 5,5 % до 10,0 % и по 8 (44,4 %) - от 10 % до 13,9 %. Среднее значение пористости составляет 9,3 %.

Значение газопроницаемости изменяется от 0,03 до 69,4 мД и в среднем значение её составляет 18,6 мД. Предел изменения остаточной водонасыщенности варьирует от 30,4 до 70,6 % и в среднем составляет 51 %. Карбонатность - 88,6 % (таблица 2.2).

Пластовые известняки (ПИ) - исследовано 50 образцов керна, в том числе 8 проницаемых. На основе проведённых исследований керна можно сказать, что данная толща представлена переслаиванием светло-серых, серых известняков местами зернистых, глинистых со светло-серыми более пористыми и кавернозными известняками (органогенно-обломочными). В некоторых образцах наблюдаются трещины, залеченные углисто-битумным веществом. Породы в верхней части пачки крепкие, плотные, в нижней - средней крепости и плотности.

Величина пористости изменяется от 7,2 % до 21,8 %. Из 27 проанализированных образцов, принятых для расчёта среднего значения открытой пористости, по 3 (11,1 %) пористость варьирует от 7,2 % до 10 %, по 24 (88,9 %) - от 10 % до 21,8 %. Среднее значение пористости по проницаемым образцам составляет 15,2 %. Предел изменений значения газопроницаемости от 8,4 до 69,3 мД и в среднем составляет 31,1 мД. Предел изменения остаточной водонасыщенности от 33,2 до 68,3 % и в среднем составляет 45 %. Карбонатность - 97,8 % (таблица 2.2).

Массивные известняки (МИ). Исследовано 205 образцов. Согласно данным по керну, они в основном представлены органогенно-обломочными известняками светло-серыми, пористыми (значение пористости варьирует в пределах от 7,2 до 22,3 %), кавернозно-поровыми, неравномерно сцементированными, а местами и хрупкими, редко с включениями прозрачно-белого минерала и углисто-битумного вещества, чередующихся с известняками

Таблица 2.2 -- Результаты исследования керна

XV1

XV 1

XV2

(Сульфатно-

карбонатная пачка)

(Пластовые известняки)

(Массивные известняки)

Пористость %

Количество определений*

18

27

173

Предел изменений

5,5-13,9

7,2-21,8

7,1-22,3

Среднее значение

9,3

15,2

15,7

Проницаемость,

мД

Количество определений*

18

8

101

Предел изменений

0,03-69,4

8,4-69,3

0,13-399,9

Среднее значение

18,6

31,1

61,2

Остаточная водонасыщенность, %

Количество определений*

14

14

129

Предел изменений

30,4-70,6

33,2-66,8

11-75,1

Среднее значение

51,0

45,0

44,9

Карбонатность, %

Количество определений*

18

49

200

Среднее значение

88,6

97,8

96,7

Примечание: - при расчете средних значений во внимание принимались данные по проницаемым пластам.

Светло-серыми, менее пористыми (со значением пористости от 2,9 до 9,9 %), крепкими и плотными.

Количество образцов керна со значением пористости в пределах от 7,1 % до 10 % составляет 9 ед. (5,2 % от количества образцов использованных при расчёте среднего значения коэффициента открытой пористости), а в пределах от 10 % до 22,3 % - 164 ед. (94,8 % от того же количества образцов по данной пачке). Среднее значение пористости по проницаемым образцам 15,7 %. Предел изменений значения газопроницаемости от 0,13 до 399,9 мД и в среднем составляет 61,2 мД. Коэффициент остаточной водонасыщенности изменяется от

11 до 75,1 % и в среднем составляет - 44,9 %. Карбонатность -96,7 %, (таблица 2.2).

2.3 Газоносность

Газоносность месторождения Самантепе установлена в 1964 г. и приурочена к карбонатным отложениям верхней юры. При испытании скважины 2 в интервале 2339-2706 (открытый ствол) 20.11.1964 г. был получен промышленный приток газа дебитом 591 тыс.м3/сутки (на 28 мм штуцере).

Из 22 пробуренных ранее скважин 19 расположены внутри контура газоносности с забоями ниже поверхности ГВК на 31-191 м.

Опробование произведено в 21 скважине в 92 интервалах, из них в 26 интервалах получены притоки газа, в 5 пластовая вода и в 61 притока не получено. В том числе в пределах Узбекской части в 7 скважинах из 29 опробованных интервалов в 4 получены притоки газа, в 2 - вода, в 24 интервалах притока не получено. Опробование скважин осложнялось высокой агрессивностью газа, вследствие чего, в некоторых случаях определение дебита газа производилось на 1-2 режимах.

Вследствие низких дебитов газа в некоторых случаях результаты исследования скважин обработке не поддаются [1]. Коэффициенты фильтрационных сопротивлений удалось определить только по 10 интервалам (скважины 2, 3, 4, 5, 7, 8, 11, 12).

Основные результаты исследования газовых интервалов приведены в таблице 2.3, а сведения о результатах опробования и материалы исследования на режимах - в таблице А1.

После приостановления добычи газа в 1993 году в 2005 году на площади месторождения Самантепе, расположенной на территории Республики Узбекистан, было возобновлено эксплуатационное бурение. На дату подсчета запасов [4] в приграничной зоне были пробурены 4 скважины (71, 72, 73, 74) общим метражом 10152 м. По всем подсчётным объектам эти скважины находятся в пределах газонасыщенного разреза.

В скважине 71 перфорировано 6 объектов, из них 1 - в массивных известняках и 5 - в пластовых, в интервале 2480-2427 м получен газ. В скважине 74 вскрыт перфорацией один объект в массивных известняках - в интервале 2450- 2466 м - получен газ.

В скважине 72 опробовано 2 объекта в массивных известняках в интервалах 2480-2472 м и 2466-2451 м. Получены промышленные притоки газа до 281,1 тыс.м3/сутки. В скважине 73 опробовано 5 объектов, из них в 3 в интервалах 2492- 2483 м, 2457-2447 м (массивные известняки) и 2418-2392 м (пластовые известняки) получены промышленные притоки газа через штуцер 10 мм дебитом от 173,3 тыс.м3 до 293,7 тыс.м3 в сутки. В массивных известняках из интервала 2515-2510 м (минус 2314-2309 м) - слабый приток воды дебитом 0,44 м3 в сутки и из интервала 2348-2338 м (сульфатно-карбонатная пачка) - слабый газ. Пластовое давление, замеренное глубинным манометром «Kuster» № 25640-1000 кг/см2, на глубине 2440 м (интервал минус 2457-2442 м) составило 254,8 кг/см2, пластовая температура - +81°С. Расчетное пластовое давление на глубине 2392 м (интервал 2418-2392 м) - 253,6 кг/см2.

В скважинах 73, 72 05.10.2006 г. были выполнены исследования на приток газа. В скважине 73 исследован интервал 2457-2338 м (сульфатно-карбонатная пачка, пластовые и массивные известняки). При этом дебит газа через 10 мм штуцер составил 272,1 тыс.м3/сутки, пластовое давление - 251,1 кг/см2. Скважина 72 эксплуатируется в интервале 2480-2451 м (массивные известняки). При этом,

Таблица 2.3 -- Результаты газогидродинамических исследования газонасыщенных интервалов при опробовании скважин месторождения Самантепе на территории Республики Узбекистан

№№ сква-жин

Интервал опробова-ния

Максимальный дебит газа, тыс.м3/сутки

Диаметр штуцера, мм

Устьевое давление, кг/см

Деп-рессия, кг/см2

Коэффициенты фильтр, сопротивлений

Абсолютно свободный дебит, тыс.

м /сутки

а

в

7

2510-2506

339

20

63

143

73,0

0,373

365

8

2505-2499

512

20

96

54

37

0,025

1145

11

2469-2463

212

22

72

185

152

0,557

255

72

2480-2451

683

18

-

45

18

0,02

1408

73

2492-2483

211

10

140

66

25

0,55

309

73

2457-2442

443

14

176

42

18

0,06

900

73

2418-2392

183

12

86

144

16

1,065

238

73

2348-2338

575

18

 ...

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены