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:

В результате изучено глубинное строение площади по кровле нижних ангидритов верхней юры. Узбекская часть месторождения представляет собой переклинальную часть крупной Самантепинской брахиантиклинальной складки субширотного простирания с размерами по замкнутым изогипсам: минус 2220 м (Зуев С.Н., Бажан А.В., 2004 год) 16,2x7,5 км, высоту 60 м, отделяющуюся от Хаузакского месторождения 40 м синклинальным прогибом; минус 2240 м (Алибаев У.А. - 2006 год) - 19,5x7,5 км, высоту - 120 м, с прогибом между Самантепинской и Хаузакской структурами - 40 м [4].

2.5 Физико-химическая характеристика газа и конденсата

Исследования на конденсатность проводились институтом ВНИИГАЗ на скважинах 7, 14. Полные материалы этих исследований в отчетах по подсчету запасов 1970 и 2002 гг. отсутствуют [1, 2]. По их результатам содержание конденсата в пластовом газе принято 18 г/м3, коэффициент конденсатоизвлечения -0,9 [1].

В пределах Узбекской части месторождения исследования на газоконденсатность выполнены также в 2006 г. на двух объектах скважины 73, в интервалах 2492-2483 м, 2457-2442 м. Исследования в интервале 2492-2483 м проводились на передвижных сепараторах ЛПГ-1М, в интервале 2457-2442 м - на СЦВ-5. Условия проведения исследований и результаты замеров количества стабильного конденсата представлены в таблице 2.4. Полученные данные позволяют констатировать, что по указанным объектам максимальный выход стабильного конденсата составил соответственно 6,22 см 3/м3 и 10,14 см 3/м3.

Таблица 2.4 - Результаты промысловых исследований на газоконденсатность скв. 73 месторождения Самантепе (горизонт XV-P)

Устье скважины

Диаметр шайбы на прувере, мм

Дебит газа, тыс.

м3 /сут.

РсЕП.,

МПа

tсен,

°С

Выход стабильного конденсата,

см3/м3

Выход воды, см3/м3

Коэффициент усадки

Ргол.

МПа

Рзатр,

МПа

диаметр штуцера, мм

Интервал перфорации 2492-2483 (первая ступень сепарации ЛПГ-1М

16,26

16,57

8

20

142,9

6*

+21

6,22

5,71

0,88

17,32

17,75

6

20

108,7

6

+18

4,41

0,44

0,86

13,83

14,51

10

20

192,1

6

+24

4,75

5,75

0,89

Интервал перфорации 2457-2442 (первая ступень сепа

рации СЦВ-5

17,33

18,59

12

28

366,5

6

+34

6,42

1,96

0,89

18,51

19,29

10

28

265,2

6*

+30

8,32

2,17

0,88

19,53

19,88

8

28

179,8

6

+26

10,14

2,26

0,86

*Режим сепарации, при котором отобраны пробы нестабильного конденсата и газа сепарации

Удельный вес воды - 1э05,

В подсчете запасов углеводородного сырья на месторождении Самантепе в 1970 году [1] потенциальное содержание конденсата было принято равным 18 г/м3. Полученные в 2006 году значения содержания жидких углеводородов в пластовой смеси по двум объектам скважины 73 - 10,9 г/м3 и 14,1 г/м3 ниже принятого ранее [1], что вполне закономерно, так как в течение шести лет месторождение находилось в опытно промышленной разработке. Если даже учесть, что пластовое давление за период разработки снизилось от 273,4 кг/см2 до 253,4 кг/см2, все равно конденсатосодержание пластового газа 10,9 г/м3, (скв. 73, интервал 2492-2483) представляется заниженным. Подтверждением этому являются полученные дебиты конденсата при испытании скважины 73, где в интервале 2457-2442 м при работе через 8 мм штуцер дебит составил 5,5 м3/сут. Тогда как в разведочных скважинах 7, 8, 11 он не превышал 1,8 м3/сут. В связи с этим, в 2006 г. для подсчета запасов конденсата в Узбекской части месторождения, по результатам исследования скважины 73 принято потенциальное содержание конденсата в пластовом газе - 14,1 г/м3 [4].

Потенциальные содержания этана, пропана и бутанов в граммах на 1м3 пластового газа рассчитывались согласно RH 39.0.0-03.

Конденсат месторождения Самантепе тяжелый - удельный вес - 0,8294 г/см3. Содержание серы 0,44 %. Групповой углеводородный состав (для фракций до 200 С): ароматических - 45,6 %, нафтеновых - 8,7 % и метановых - 45,7 %. Содержание высококипящей фракции (300° С и более) - 35 %.

Конденсат месторождения Самантепе по своим физико-химическим свойствам близок к легким нефтям.

Состав пластового газа

Лабораторные исследования проб отсепарированного газа и сырого конденсата, отобранных в процессе промысловых исследований, позволили получить состав пластового газа (таблица 2.5), и произвести расчеты потенциального содержания стабильного конденсата, приходящегося на 1 м3

Таблица 2.5 - Состав пластового газа и потенциальное содержание в нем стабильного конденсата по результатам газоконденсатных исследований скв. 73 месторождения Самантепе

Вид газа

Молярная доля компонента, %

Потенциаль-ное

содержание конденсата, г/м3

СН4

С2Н6

СзН8

изо- С4Н10

Н- С4Н10

ИЗО-С5 Н12

н-С5 Н12

Сб Ни

С7 н16

H2S

со2

сухой газ

пласт, газ

горизонт XV2, интервал 2492-2483 м

сепарации

90,47

1,00

0,36

0,08

0,08

0,05

0,03

0,04

0,04

0,48

3,06

4,31

дегазации

47,51

19,17

7,52

1,71

2,18

1Д

0,56

0,63

0,34

1,55

9,41

8,32

дебутанизации

1,25

44,46

28,32

7,02

11,65

3,04 ^

2,42

1,09

0,24

0,33

не опр.

0,18

пластовый

90,39

1,01

0,36

0,08

0,08

0,05

0,03

0,04

0,13

0,48

3,06

4,31

10,9

10,9

горизонт XV2, интервал 2457-2442 м

сепарации

89,62

2,13

0,39

0,11

0,13

0,07

0,04

0,05

0,03

0,48

3,02

3,93

дегазации

67,16

7,49

3,77

0,90

1,35

0,61

0,35

0,4 0

0,17

0,55

9,73

7,52

дебутанизации

1,20

47,45

25,00

6,93

10,85

3,54

2,84

1,18

0,27

0,55

не обн.

0,19

пластовый

89,53

2,13

0,39

0,11

0,13

0,07

0,04

0,05

0,12

0,48

3,02

3,93

14,1

14,1

отсепарированного пластового и сухого газа. При этом среднее потенциальное содержание конденсата составило 14,1 г/м3.

Изотерма пластовой конденсации для состава газа месторождения Самантепе, приведенного в таблице 2.5 (интервал 2457-2442 м), приведена на рисунке 2.7.

Для подсчета балансовых и извлекаемых запасов полезных компонентов газа по Узбекской части месторождения Самантепе приняты следующие содержания на 1 м3 сухого газа:

этана - 19,68 г/м3

пропана - 6,89 г/м3

бутанов - 4,86 г/м3.

Газ рассматриваемого месторождения является сероводородно-углекисло-углеводородным. Содержание метана изменяется от 85,2 до 95,75 % по объему, азота - от 0,3 до 3,3 % (среднее 0,75 %). Концентрация сероводорода изменяется от 2,19 до 3,46 % и в среднем составляет 2,92 %, углекислого газа - от 2,10 до 4,65 %, среднее 3,91 %. Суммарное содержание кислых компонентов в среднем по залежи составляет 6,83 %. Редкие компоненты: гелий - 0,007-0,013 %, аргон -0,008-0,025 %. Основные характеристики пластового газа месторождения Самантепе представлены в таблицах 2.6,2.7.

Относительный удельный вес пластового газа в среднем составляет 0,629 при колебаниях от 0,583 до 0,667. Количество серы в газе составляет 42,30 г/м3.

2.6 Гидрогеологическая характеристика месторождения

В целом по Самантепинской площади, так и её Узбекской части, гидрогеологические исследования проведены в достаточном объеме. В основном они охватывают юрские продуктивные горизонты и, частично, нижний мел и палеогеновые водоносные горизонты.

В гидрогеологическом отношении площадь Самантепе является частью обширного сложно-построенного Амударьинского бассейна.

Таблица 2.6- Физико-химическая характеристика свободных и водорастворееных газов месторождения Самантепе

№

сква жин

Интервал опробования, м

Дата отбора проб

Относит, уд,вес газа

(вычис лен,)

Содержание компонентов в % объемных

Молекулярный

вес угле

водородной части

Теплотво

рная способно

сть, ккал/м2

Орга низа ция

H2S

со2

сн4

СгН6

с3н8

С4Н10

С5Щ2

C6H14

+ выс шие

N2 + ред кие

Не

Аг

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

Свободный газ

Узбекская часть

7

2510-2506

20.04.69

0,643

0,63

7,02

89,55

1,64

0,27

0,05

0,04

0,03

0,70

-

-

16,71

7500

С

8

2505-2499

10.04.67

0,637

3,14х

4,26

89,20

1,89

0,28

0,10

0,04

0,03

0,50

-

-

16,67

7500

С

8

2505-2499

11.04.67

0,596

2,91

94,86

1,58

0,26

0,05

сл

-

0,29

-

-

7720

и

11

2469-2463

13.09.67

0,626

3,16х

4,38

91,72

4,37

0,28

0,05

сл

-

0,41

-

-

-

7440

и

73

2492-2483

03.06.06

0,765

3,06

4,31

90,39

1,01

0,36

0,08

0,05

0,04

0,48

-

-

18,39

7000

с

73

2457-2442

17.06.06

0,771

3,02

3,93

89,53

2,13

0,39

0,11

0,07

0,05

0,48

-

-

18,55

7500

с

Туркменская часть

2

2706-2339

01.03.65

0,634

3,00х

4,60

89,85

1,72

0,25

0,14

0,08

0,06

0,30

0,011

0,008

16,54

7700

с

2

2706-2339

16.03.65

0,660

9,93

88,21

1,00

0,21

0,05

-

-

0,56

-

-

-

7100

и

3

2550-2446

18.05.65

0,602

2,32х

4,65

91,00

1,97

0,13

0,05

0,02

0,01

0,50

0,011

0,005

16,45

7700

с

2550-2446

18.05.65

0,607

5,30

0,60

91,70

1,60

0,40

сл

-

-

0,40

-

-

-

7440

и

3

2410-2390

27.08.65

0,621

2,70х

2,25

92,00

1,94

0,35

0,12

0,05

0,04

0,60

0,012

-

16,56

7830

с

2410-2390

27.08.65

0,617

4,85

0,21

92,36

1,63

0,30

0,07

0,02

-

0,47

-

-

-

7560

и

3

2378-2345

29.09.65

0,610

2,19х

2,10

92,40

2,25

0,40

0,16

0,08

0,05

0,40

0,010

0,017

16,66

7970

с

3

78-2345

29.09.65

0,620

0,62

4,47

92,02

2,00

0,38

0,10

0,02

-

0,30

-

-

-

7610

и

4

2500-2494

16.12.68

0,614

3,10х

4,40

92,88

0,83

0,14

0,01

-

-

1,04

-

-

7410

и

5

2473-2467

16.04.66

0,635

3,46х

4,16

89,45

1,82

0,33

0,11

0,05

0,05

0,05

0,011

0,014

16,56

6900

с

5

2450,5-2443,5

27.04.66

0,620

2,16х

3,43

91,65

1,86

0,35

0,11

0,06

0,05

0,50

0,011

0,009

16,60

7740

с

5

2420-2414

15.07.66

0,649

6,50

90,50

2,07

0,30

0,11

0,05

0,05

0,40

0,013

0,013

16,59

7650

с

5

2391-2385

26.08.66

0,643

3,28

412

88,30

2,10

0,40

0,13

0,10

0,11

1,35

-

-

16,77

7570

с

5

2358-2352

09.07.67

0,620

1,44

3,91

91,68

2,12

0,36

0,06

сл

-

0,35

-

-

7570

и

9

2501-2495

30.03.67

0,637

3,2

4,40

89,15

1,97

0,33

0,12

0,05

0,04

0,70

0,011

0,018

16,59

7540

с

Таблица2.7-Характеристика пластового газа месторождения Самантепе

Компо

ненты

Состав в % (объемн.),

Xj

Плот ность

кг/м3

Pi

PiXi

Молекулярная масса, Mj

Miхi

Критическое давление, кг/см2 ркрi

ркрi xi

Критическая темпера тура, оК Tкрi

Tкрi хi

СН4

89,53

0,67

0,598

16,04

14,36

46,95

42,03

190,55

170,60

с2н6

2,13

1,26

0,027

30,07

0,64

49,76

1,06

305,43

6,51

С3Н8

0,39

1,87

0,007

44,09

0,17

43,33

0,17

369,82

1,44

П-С4Н10

0,11

2,52

0,003

58,12

0,06

38,71

0,04

425,16

0,47

i-C^Hio

0,13

2,49

0,003

58,12

0,08

37,19

0,05

408,13

0,53

п-С5Н12

0,07

3,22

0,002

72,15

0,05

34,35

0,02

469,65

0,33

i-C5H12

0,04

3,22

0,001

72,15

0,03

34,48

0,01

460,39

0,18

СбН]4

0,05

3,58

0,002

86,18

0,04

30,72

0,02

507,35

0,25

С7Н16+ВЫС

0,12

5,09

0,006

180,00

0,22

27,90

0,03

540,15

0,65

N2

0,48

1,17

0,006

28,02

0,13

34,65

0,17

126,26

0,61

H2S

3,02

1,43

0,043

34,08

1,03

91,85

2,77

373,60

11,28

со2

3,93

1,84

0,072

44,01

1,73

75,27

2,96

304,20

11,96

итого

100

0,771

18,545

49,34

204,804

Содержание С5+высш.- 14,1 г/м3; плотность газа при 20°С - 0,771; молекулярная масса газа - 18,545; относительная плотность - 0,640

Пластовые воды на Самантепинском месторождении получены лишь в 4-х объектах (скв. 8, 11, 14, 18) и в 3-х приконтактных газонасыщенных объектах (скв. 13,14), в т.ч. в 2-х объектах в скважинах, пробуренных на Узбекской части (скв. 8, 11). В 2005 году на территории месторождения расположенном в РУз было возобновлено эксплуатационное бурение и на дату составления отчета пробурено 4 эксплуатационных скважин (скв. 71, 72, 73, 74). Из них, в скважине 73 на глубине 2515-2510 м (ниже ГВК) в отложениях карбонатной формации верхней юры получены притоки пластовой воды, плотности 1,06 г/см3, со слабым газом не поддающийся замеру. Минерализация пластовой воды 81497,135 мг/л, хлоркальциевого типа (таблица 2.8).

Гидрохимическая характеристика. По мере углубления наблюдается увеличение плотности воды от 1,054-1,057 до 1,076 г/см (при 20 °С), что соответствует увеличению минерализации от 85 до 108 г/л. Воды хлоркальциевого типа. В солевом составе преобладает хлористый натрий. Химический состав пластовых вод приведен в таблице 2.8.

Притоки пластовой воды при переливе составляли от 0,4 м /сутки (скв. 8) до 5 м /сутки (скв. 18), при динамическом уровне 1000 м - от 7,2 м3/сутки до 55,7 м3/сутки.

Гидрогеология надсолевых отложений непосредственно на месторождении не изучалась. По соседним площадям в надсолевых отложениях происходит утяжеление пластовых вод с глубиной. Неоген-туронские воды характеризуются разнообразием типов, сеноман-юрские воды - только хлоркальциевые. В нижней зоне выделяется подзона гаурдакской рапы, отличающейся не только минерализацией (более 400 г/л), но и химическим составом (хлористого натрия не более 25 %, содержание брома в 5-50 раз выше). Отмечается закономерное увеличение с глубиной ионов кальция и концентрации брома (в гаурдакской рапе 1,636 г/л).

Пластовое давление и температура. Приведенные давления пластовых вод в подсолевых юрских и палеоцен-сенонских отложениях уменьшаются в северном направлении и, следовательно, в этом направлении происходит

Таблица 2.8 - Сведения о химическом составе и физических свойств пластовых вод месторождения Самантепе

СКВ.,

площади

Горизонт

Интервал перфора ции, м отн.отм абс.отм.

Дата отбора пробы

Плотно сть пласт, воды, при 20°С

Рн

Содержание ионов: мг/л; мг/экв-литр; % эквивалент

Соотношение, в % эквивалент, форме

Na+K

Са

Mg

С1

so4

HS03

rNa rCl

гСа rMg

rNa-rCl

rS04

rS04 r CI

rCl-rNa rMg

CI Br

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

8-Р-СТ

Верх, юра

2530-2512 2333-2315

1,057

25,140 1093 35,27

5,610 1279,9 9,4

1,820 149,2 5,02

52,480 1480,4 49,8

750 15,6 0,5

190

3,1

0,1

0,738

1,876

-

0,01

2,596

4,23

11-Р-СТ

xv2

2562-2539 2364-2341

1,059

5,2

27,090 1177,8 40,35

4,410 220 7,53

850 69,6 2,3

50,350 1420 48,6

730 15,2 0,52

380 6,2 0,2

0,829

3,16

-

0,01

3,479

4,89

xv2

2562-2539 2364-2341

1,065

5,5

29700 1291,3 40,14

5190

259

8,05

790 64,75 2,155

55610 1568,7 48,76

920 19,1 0,59

470 7,7 0,24

0,82

4,0

-

0,012

4,28

4,76

з-п-ст

Верх, юра

2560-2446 2358-2244

1,054

5,4

28470 1237,8 40,00

3600 179,6 5,30

2310 189,3 5,60

53720 1515,4 49,20

630 13,1 0,40

490 8,03 0,20

0,81

0,95

-

0,0086

1,466

5,41

73-Э-СТ

xv2

2515-2510 2314-2309

21.05. 06

1,05

4,0

25536,17 1110,2683 39,09

3206,4 160 5,63

1824 150

5,28

49573,08 1398 49,218

3,2858 0.0683 0,002

1354,2 22,2 0,78

0,79

1,07

-

0,00005

1,92

Окончание таблицы 2.8

№№ скв., альтитуды и площади

Горизонт

Интервал перфорации ,м отн.отм абс.отм.

Дата отбора пробы

Содержание микрокомпонентов, мг/л

Содержание органического вещество, мг/л

Минерали зация, мг/л

Сухой оста ток, мг/л

Тип вод

Лаборатория

NH4

J

Br

В203

Битумный углерод

Нафте новые кислоты

бензол

фенолы

1

2

3

4

19

20

21

22

23

24

25

26

27

28

29

30

8-Р-СТ

Верх, юра

2530-2512 2333-2315

75

38

350

86500 2972,5 100

ХК

СредазНИИГаз

11-Р-СТ

xv2

2562-2539 2364-2341

150

45

290

84930 2918,5 100

хк

СредазНИИГаз

xv2

2562-2539 2364-2341

161

31

329

0,001

93300 3217,2 100

ХК "1

ВНИИГаз

з-п-ст

Верх, юра

2560-2446 2358-2244

107

18

280

88750 3049,8 100

хк

СредазНИИГаз

73-Э-СТ

xv2

2515-2510 2314-2309

21.05.06

81497,135 2840,5366 100

82312

хк

ОАО "ИГИРНИГМ"

Примечание:

ХК - хлор-кальциевые типы пластовых вод; СН - сульфат-натриевые типы пластовых вод; СТ - месторождения Самантепе; СД - месторождения Северный Денгизкуль. П- скважина поисковая; Р- скважина разведочная; Э- скважина эксплуатационная.

Региональное движение пластовых вод. В отложениях сеноман-карабильской свиты изменение давления и движения вод обратное.

Отмечается изолированность вод подсолевых отложение от вод надсолевого разреза. Разница в приведенных избыточных давлениях выше в подсолевых отложениях в 2-4 раза и составляет 250-450 м.

В процессе разведки месторождения Самантепе пластовое давление было замерено в 5 скважинах (скв. 3, 8, 9, 11, 14), в 6-ти случаях глубинным манометром и в 6-ти случаях - рассчитаны по статистическому устьевому давлению. Кроме того, газогидродинамические исследования скважин на различных режимах позволили определить пластовые давления еще в 3-х скважинах (скв. 4, 5, 12). Сведения о замерах пластовых давлений приведены в таблице 2.9.

Величина расчетного пластового давления колеблется от 271,6 кг/см2 до 276,6 кг/см2. Среднее значение составляет 273,9 кг/см . Для подсчета запасов газа в 1970 г. было принято [1] среднее по инструментальным замерам давление, равное 273,4 кг/см2. Разница в 0,57 кг/см2, связывалась с точностью расчетов и недоучетом веса столба газа при замерах манометром.

После возобновления эксплуатационного бурения в 2005-2006 годах поинтервальные исследования по определению текущего пластового давления выполнены в двух скважинах (скв. 72, 73, таблица 2.9). Исходя из объема добытого газа за период 1986-1993 гг. (16,2 млрд. м ) пластовое давление в Самантепинской залежи должно было бы снизиться до 225 кг/см2 или на 48,4 кг/см2. В действительности оно снизилось только на 20 кг/см2 (таблица 2.9), что дает основание предполагать о большей величине дренируемых запасах газа, чем объем утвержденный в ГКЗ. Из таблицы 2.9 также видно, что расчетные значения пластового давления достаточно хорошо согласуются с замеренным глубинным манометром (разница не превышает 1,4 %). Исключение составляет интервал 2492-2483 м в скважине 73, по которому глубинный замер давления несколько ниже расчетного в этой же скважине по нижележащему интервалу перфорации (2457-2442 м). Здесь величина расчетного пластового давления составляет 248,9

Таблица 2.9 - Результаты замеров пластового давления на скважинах месторождения Самантепе

№

Интервал опробования,

Статистич. давление

Пластовое давление, кг/см2

СКВ.

м

кг/см2

расчетное -постатич.

замеренное

3

2550-2446

229,6

273,4

271,3

3

2410-2390

233,5

276,6

276,0

3

2378-2345

227,5

271,6

-

4

2500-2494

-

274,0

-

5

2473-2467

_

274,7

-

5

2450,5-2443,5

-

274,0

-

10

2505-2499

230,0

275,9

273,6

9

2501-2495

-

-

272,5

11

2469-2463

228,0

272,0

272,0

12

2496-2490

-

274,0

-

14

2521-2515 2452-2440

225,0

269,7

-

72

2480-2472, 2466-2451

213,14

254,83

73

2492-2483

204,6

248,97

73

2457-2442

210

254,75

73

2418-2392

208,8

253,57

73

2457-2338

221,17

251,11

кг/см2, по глубинному замеру - 254,8 кг/см2. Разница в 5,7 кг/см2 в скважине 73 между расчетным в интервале 2492-2483м и замеренным в интервале 2457-2442 м связана, по всей вероятности, с точностью расчетов и недоучетом веса столба газа. Среднее значение составляет 252,1 кг/см2.

Величина расчетного пластового давления по скважинам колеблется от 248,9 до 254,8 кг/см2 (таблица 2.9). Среднее значение составляет 252,1 кг/см2. Для подсчета запасов газа принято [4] среднее по расчету и инструментальному замеру на середину залежи равное 253,4 кг/см2.

Пластовые температуры на месторождении Самантепе замерялись всего лишь в 6-ти случаях. По результатам этих измерений для подсчета запасов газа пластовая температура была принята равной +100,2 °С [4].

Геотермический градиент равен 2,9 °С на 100 м, геотермическая ступень -34,5 м на 1 °С.

По состоянию на 11.10.2006 г в скважинах 72, 73 по результатам газогидродинамических исследований температура в пласте (интервал 2480-2451 м) интервал 2457-2338 м - в скв. 72, 73) соответственно составила - + 100,2 - + 100,1 °С, что соответствует ранее принятому [1] на глубине газо-водяного контакта. Приведенные данные показывают, что величины замеров пластовой температуры в процессе опытно-промышленной эксплуатации не претерпели заметных изменений и на середину этажа газоносности она может быть принята по прежнему + 98 °С [1].

Режим залежи. Залежь месторождения Самантепе не имеет активной гидродинамической связи с общей водонапорной системой. В связи с чем, Самантепинская залежь, как и месторождение Денгизкуль, по юрскому водоносному комплексу характеризует застойным гидродинамическим режимом. На основании этого режим разработки газоконденсатной залежи всего Самантепинского месторождения, так и его Узбекской части, будет газовым. Вместе с тем, учитывая значительный объем водонасыщенной части резервуара, следует ожидать здесь, наряду с газовым, несущественное проявление упруго-водонапорного режима.

2.7 Запасы газа, конденсата и сопутствующих компонентов

По результатам ГРР в 1970 г. были подсчитаны запасы месторождения Самантепе в целом [1], которые были утверждены ГКЗ (протокол № 6047 от 18.09.1970) по промышленной категории и составляют: газ (сырой) - 101374 млн. м3; конденсат (геол./извл.) - 1824/1642 тыс. т; сера - 4288 тыс. т.

Месторождение введено в разработку в 1986 и по 1993 гг. здесь осуществлялась добыча газа, которая была приостановлена из-за ограничения приема высокосернистого газа на Мубарекский ГПЗ. В 2006 г. добыча газа была возобновлена из вновь пробуренных скважин 72, 73. В этом же году был выполнен подсчет запасов участка залежи на территории Узбекистана [4]. При этом учитывалось, что по состоянию на 01.11.2006 г. из Узбекской части месторождения добыто 218 млн.м3 газа, 3,8 тыс.т. конденсата, 8,9 тыс.т. серы, 4,2 тыс.т. этана, 1,5 тыс.т. пропана и 1,0 тыс.т. бутанов.

Подсчет запасов газа выполнялся [4] объемным методом по формуле [6]:

Qr = S * h * Кп * Кг * (Рпл -апл - Р0 -бо) - f- з , (2.1)

здесь S -- площадь газоносности, тыс. м2; h - эффективная газонасыщенная толщина, м; Кп - коэффициент пористости; Кг - коэффициент газонасыщенности; Рпл, Р0 - начальное и конечное пластовое давление (Ро=1); бпл, б0 - поправки на отклонение реальных газов от закона Бойля-Мариотта (бо= 1); f -- температурная поправка; з - пересчетный коэффициент на сухой газ.

Выделение подсчетных объектов. В пределах Узбекской части и в целом на Самантепинском месторождении газоконденсатная залежь массивного типа, водоплавающая с размерами 21,8x7,8 км (в границах подсчета), этаж газоносности 180 м, площадь 94,93 км , глубина залегания 2325-2506 м. ГВК определён на абсолютной отметке - 2304 м.

По своим ФЕС и распределению коллекторов в разрезе продуктивная толща делится на три пачки:

- сульфатно-карбонатную (СКП), залегающую в кровельной части XV] горизонта;

- подстилающую ее пачку пластовых известняков (XV1 горизонт);

- массивных известняков, залегающих в подошвенной части (XV2 горизонт).

На Узбекской территории месторождения Самантепе СКП самостоятельно испытана в скважинах 16, 17 и 73 (12 интервалов), 11 интервалов оказались бесприточными и в только одном получен слабый приток газа (Приложение А1).

XV1 горизонт (пластовые известняки) самостоятельно испытан в скважинах 11, 15, 16, 17 и 71, 73, 74 (13 интервалов), семь интервалов сказались «сухими» и в остальных получены промышленные притоки газа до 208 тыс.м /сутки (скв. 11, Приложение А1).

XV2 горизонт (массивные известняки) испытан в скважинах №№ 7, 8, 11,

15, 16, 71, 72, 73, 74. Из 17 испытанных интервалов в 9 получены притоки газа 3

дебитом от 151 до 512 тыс. м /сутки с конденсатом 1,8 - 5,5 м /сутки, в одном слабый газ, в 2 интервалах получены притоки пластовой воды и в 5 интервалах притоков не получено (Приложение А1).

На основании вышеизложенного каждая из выделенных пачек принята [1,2, 4] за самостоятельный объект для подсчета запасов.

Площадь газоносности. По каждому подсчетному объекту площадь определялась по структурной карте в пределах-контура газоносности участка залежи, расположенного на территории Узбекистана. Площадь газоносности по каждому подсчетному объекту в пределах подсчётного поля замерялась планиметром по структурным картам и составила: для сульфатно-карбонатной пачки - 94321 тыс.м2; для пачки пластовых известняков - 61700 тыс.м2; для пачки массивных известняк- 37172 тыс.м [4].

Уточнение положения Г В К. Материалы ГИС и результаты испытания показали, что флюидоупор - это соляно-ангидритовая толща, залегающая, согласно, на ангидритовой пачке [2, 4].

Поэтому, несмотря на то, что верхняя часть карбонатных отложений (сульфатно-карбонатная пачка и пачка Пластовых известняков) носит слоистый характер, она вместе с пачкой массивных известняков (XV2) образует пластово-массивный резервуар, к которому приурочена газоконденсатная залежь массивного типа. Наиболее гипсометрически низкими газоносными объектами на дату первого подсчета запасов являлись объекты в скважинах 14 и 22. Отметки нижних фильтров этих объектов соответственно минус 2319 м и минус 2321 м. Газоводяной контакт авторами ранее проведенных подсчетов запасов газа в целом по Самантепинскому месторождению [1] и по Узбекской части месторождения [2] был принят по середине между газовым и водяным интервалами на отметке -2317 м.

Вместе с тем получение притоков пластовой воды в скважине 8 из интервала 2530-2512 м (минус 2332-2314 м), расположенной в пределах Узбекской части месторождения, дает основание предполагать, что контакт газ-вода мог быть и несколько выше принятого авторами [1, 2]. Кроме того, согласно результатам опробования эксплуатационной скважины 73, пробуренной на Узбекской части месторождения Самантепе, и интерпретации промыслово-геофизических исследований по ней контакт «газ-вода» принят [4] по подошве первого газоносного коллектора - минус 2304 м, поскольку в интервале 2515-2510 м (минус 2314-2309 м) получен приток воды, а выше в интервале 2492-2483 м (минус 2291-2282 м) промышленный приток газа дебитом 211,35 тыс.м3/сутки через 10 мм штуцер. месторождение газ самантепе разработка

Эффективные газонасыщенные толщины. Определялись по данным ГИС, как Ьэф. сложного плюс пэф. порового коллектора и принимались по скважинам для каждого подсчетного поля в пределах газонасыщенной мощности пачки, по которой производится подсчет запасов, если подошвы пачек находились выше принятой абсолютной отметки ГВК.

Для построения карт, в целях повышения их достоверности и выяснения распространения параметра hэф по площади, были использованы данные по разведочным скважинам на приграничной территории Республики Туркменистан (скв. 3, 5, 9), пробуренным ранее на Узбекской части месторождения (поисково-разведочные скважины 7, 8, 11, 15, 17) и вновь пробуренным эксплутационным скважинам 71, 72, 73, 74. Следует отметить, что по разведочным скважинам, из-за

отсутствия в распоряжении авторов подсчета запасов [2, 4], комплекса ГИС эффективные мощности были выделены лишь качественно. На основании данных по эффективным газонасыщенным толщинам по каждой скважине были построены карты эффективных газонасыщенных толщин для ангидритовой пачки (рисунок 2.8), пластовых известняков (рисунок 2.9) и массивных известняков (рисунок 2.10).

По построенным картам эффективных мощностей каждого подсчетного объекта определялась средневзвешенная по площади эффективная газонасыщенная толщина, которая составила:

сульфатно-карбонатная пачка-12,5 м;

пластовые известняки - 11,6 м;

массивные известняки - 16,9 м.

Коэффициенты открытой пористости и газонасыщенности.

Коэффициенты открытой пористости были определены только по комплексу ГИС, выполненному в скважинах 71, 72, 73, 74. В ранее пробуренных разведочных скважинах 7, 8, 11, 15, 17 и эксплуатационных 35, 36 отсутствует стандартный комплекс ГИС, необходимый для количественной оценки пористости и газонасыщенности. В связи с этим имеющиеся по ним материалы были использованы лишь для качественного выделения коллекторов. Учитывая, что керновый материал отобран лишь в скважине 73, для подсчета запасов приняты средневзвешенные значения пористости, определенные по эксплуатационным скважинам 71, 72, 73, 74, на основании проведенных промыслово-геофизических исследований:

сульфатно-карбонатная пачка - 0,063;

пластовые известняки - 0,120;

массивные известняки - 0,151.

Средневзвешенные коэффициенты газонасыщенности определены по данным ГИС, выполненным в скважинах 71, 72, 73, 74. Для подсчета запасов принято среднее значение этого параметра:

сульфатно-карбонатная пачка - 0,73;

Пластовые известняки - 0,74; массивные известняки - 0,71.

Пластовое давление. Пластовое давление, замеренное в 2006 году в скважине 73 глубинным манометром «Kuster» в интервале 2457-2442 м составило 254,75 кг/см2, а в интервале 2418-2392м - 253,57 кг/см (середина залежи минус 2410 м или минус 2208 м). Величина расчетного пластового давления колеблется от 248,97 до 254,83 кг/см . Среднее его значение составляет 252,12 кг/см2, Замеренное глубинным манометром «Kuster» - 254,75 кг/см2. Для подсчета запасов газа принято среднее по расчету и инструментальному замеру на середину газовой залежи - 253,4 кг/см [4].

Подсчет запасов конденсата выполнялся по формуле:

Qk = Qrсыр ' пк- з, (2.2)

здесь Qrсыр - запасы сырого газа; Пк - потенциальное содержание конденсата (принято 14,1 г/м3); з - коэффициент извлечения конденсата, принят -0,89 [4].

Подсчет запасов газовой серы выполнялся по формуле:

Осеры = Огсыр-Пс, (2.3)

здесь Qrсыр - запасы сырого газа; Пс - содержание серы (принято, 40,92 г/м3).

С учетом вышеперечисленных подсчетных параметров по формулам (2.1), (2.2), (2.3) были подсчитаны [4] начальные, извлекаемые и остаточные (на 01.11 2006 г.) запасы газа, конденсата, серы раздельно по подсчетным объектам участка залежи месторождения Самантепе, расположенному на территории Республики Узбекистан. Результаты расчетов запасов УВ и серы приведены в таблице 2.10.

Начальные запасы газа, конденсата, серы и сопутствующих компонентов были утверждены ГКЗ РУз (протокол № 282 от 28.12.2006 г.) по категории C1 в пределах площади газоносности, находящейся на территории Республики Узбекистан и в целом составляют:

Газ сухой, млн.м3

Конденсат, тыс.т

Сера,

ТЫСТи,

Этан, тыс.т

Пропан, тыс.т

Бутаны, тыс.т

Геологические

извлекаемые

39254

553

492

1605

772

270

190

Таблица 3.1 - Результаты газодинамических исследований скважин участка месторождения Самантепе на территории РУз

...

СКВ.

Дата иследо-вания

Интервал

Диаметр

Давление, кг/см2

Туст

+ °с

Дебит газа, тыс. м3 /сутки

Коэфф. фильтрационных и гидравлических сопротивлений

перфорации,

Горизонт

штуцера,

пластовое

забойное

А

В

И вннкт, мм

м

мм

на режимах

абс. своб.

Разведочные

20

133,0

57,5

339

7

02.08.1968

2510-2506

XV-2

12

276,3

159,3

62,5

321

365

73,0

0,373

62

6

201,8

57,5

239

20

223,4

29,0

512

16

230,4

27,0

475

12

247,8

19,0

339

8

08.04.1967

2505-2499

XV-2

8

276,6

258,3

5,0

229

1145

37,0

0,025

62

12

258,4

22,0

341

20

223,9

32,0

518

16

231,0

31,0

477

16

103,1

31,0

205

12

138,3

27,0

197

11

30.08.67

2469-2463

XV-1

8 6 8 10

272,0

198,1 227,6 201,2 159,8

32,5 20,0 27,0 13,0

146 105 137 173

230

ПО

0,942

62

Эксплуатационные

2475-2480

16

176,4

55,0

389

71

17.10.2007

2460-2464 2450-2455 2427-2432

XV

18

20 22

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