Газоконденсатная характеристика залежи реферат

Обновлено: 06.07.2024

Разработанные до настоящего времени методы и действующие инструкции по исследованию на газоконденсатность не позволяют получить качественную информацию при следующих условиях.

Определении газоконденсатной характеристики на месторождениях с низкими коллекторскими свойствами, обусловливающими значительные депрессии на пласт, длительные периоды стабилизации давления и дебита и ухудшенные услоння выноса жидкости с забоя.

Использовании существующего на промыслах наземного оборудования в комплексе с малой термостатируемой сепарационной установкой.

Определении газоконденсатной характеристики при наличии в продукции скважины ингибиторов коррозии и гидратообраэования.

Необходимости сокращения продолжительности исследования на газоконденсатность с целью охраны окружающей среды и рационального использования природных ресурсов, а также средств на исследовательские работы.

Все методы исследования па газоконденсатность приемлемы для сравнительно высокодебитных скважин с быстрой стабилизацией давления и дебита. Принципиальная разница этих методов состоит в количестве разделяемой на фазы газоконденсатной смеси при промысловых исследованиях на газоконденсатность.

Наиболее часто используемая методика ВПИИГаза требует разделения на фазы всего потока в промышленных сепараторах после одно-, двухдневной продувки скважины, что позволяет стабилизировать вынос жидкости с забоя и избежать неравномерности распределения фаз по сечению трубы, влияющей на качество получаемых результатов при частичном отборе газа из скважины. Отсутствие более эффективных и точных методов вынуждает использовать данную методику, несмотря на ее трудоемкость и громоздкость применяемой при этом аппаратуры.

Поэтому поиски других способов исследования на газоконденсатность в основном были направлены на разработку методов, требующих более облегченных конструкций исследовательской аппаратуры. Вопросы, связанные с потерями конденсата в призабойной зоне, исследования тощих газоконденсатных систем, низко-продуктивных пластов с длительной стабилизацией, наличием ингибиторов и др. остались нерешенными и в настоящее время. Причина — отсутствие строгой связи при поисках новых методов исследования на газоконденсатность со смежными областями, такими, как подземная газогидродинамика, трубная гидравлика двухфазных смесей с фазовыми превращениями и изучением газоконденсатных систем. В основу всех методов исследования на газоконденсатность положено неравномерное распределение фаз по сечению трубы.

Один из методов допускает, что неравномерность распределения фаз по сечению можно исключить, если перед местом отбора небольшой части потока установить смеситель. Тогда после смесителя, обеспечивающего однородность потока, нет необходимости разделения на фазы всего потока в промышленном сепараторе и для исследования на газокондснсатность на малой термостатируемой установке

ва эмалей, являются недефицитные и недорогие материалы — кварцевый песок, полевой шпат и бура — 80 —85% по весу.

Метод оплавлений эмалей, основанный на использовании энергии электромагнитного поля высокой, повышенной или промышленной частоты, позволяет эмалировать трубы и крупногабаритные изделия в заводских условиях без применения печей. Эмалирование труб ведется на станках-автоматах, где обеспечивается постоянная температура оплавления эмали, что является решающим фактором для получения эмалевой пленки высокой химической стойкости и полной сплошности.

Испытания стеклоэмалевых покрытий труб на химическую стойкость и механическую прочность и промышленное внедрение индукционного способа эмалирования на ряде заводов, а также положительные результаты по укладке на газопроводах дают основание применять стекло эмалевые покрытия для защиты труб от коррозии и на сероводородсодержащих месторождениях.

Специальные замковые соединения позволяют применять эмалированные НКТ со стандартной резьбой.

Коррозионно-абразивный износ оборудования [8]

Добываемый и транспортируемый газ содержит механические примеси: частицы песка, барита, гематита, глины и продукты коррозии, которые могут вызывать абразивное изнашивание деталей наземного и подземного оборудования. Детали фонтанной арматуры, поворотные участки наземных трубопроводов, обвязка аппаратов сепарационной установки подвергаются интенсивному разрушению вследствие ударного и ударно-скользящего воздействия на поверхность металла твердых частиц, часто находящихся в жидкости.

Особенно интенсивному изнашиванию подвергаются фланцевые, резьбовые и сварные соединения, запорная арматура и уплотняющие элементы в виде колец разных типоразмеров. Нарушение плотности запорного элемента вследствие попадания в места сопряжения механических примесей в конечном итоге приводит к выходу из строя всей задвижки. Присутствие в газовом потоке даже незначительного количества абразивных частиц способствует увеличению скорости процесса коррозионного изнашивания. Например, износ клинкета одной из задвижек составил 15 —20 мм.

Газоабразивному изнашиванию подвергаются технологические линии газосборных пунктов и элементы технологического оборудования газораспределительного блока.

При снижении пластового давления в процессе разработки залежи часть горного давления передается "скелету" пласта и вызывает его деформацию. При этом каналы пор и трещины уменьшаются. Вследствие этого происходит снижение прочности пород, слагающих пласт, вплоть до разрушения призабойной зоны пласта и выноса механических примесей из забоя скважин.

Основная причина выноса механических примесей — разрушение газоносного пласта при повышенных депрессиях на пласт и высоких дебитах, особенно в случае коллекторов, представленных слабосцементированными породами. Это приводит к образованию песчаных пробок на забое и в стволе скважины, интенсивному изнашиванию НКТ, в первую очередь в местах резьбовых соединений, а в последующем к обрыву или смятию колонны. На вынос примесей из забоя скважин оказывают влияние высокие депрессии при освоении и эксплуатации, применение при ремонтных работах в качестве промывочной жидкости воды, не обработанной специальными химическими реагентами. Появление в продукции скважины пластовой воды приводит к резкому снижению прочности слабосцементированных коллекторов и даже превращению их в рыхлые коллекторы, образованию пробок или выносу песка из скважины, что приводит в свою очередь к газоабразивному износу оборудования.

Максимально допустимый рабочий дебит скважин, устанавливаемый в зависимости от устойчивости пород-коллекторов, исключающий разрушение пласта, уменьшается в процессе разработки месторождений. Приводимые в литературе ограниченные нормы выноса песка, не приводящие к разрушению пласта, на практике приводят к таким серьезным последствиям, что не могут быть рекомендованы для применения. Кроме того, в процессе эксплуатации прочность практически всех коллекторов снижается и наряду с подвижкой вышележащих пород приводит к деформациям или сломам колонн и НКТ. Наличие песка в струе нормально работающей скважины должно быть полностью исключено. Разрушение призабойной зоны не происходит при энергосберегающих дебитах. В частности, данные эксплуатации месторождения Медвежье показали, что значения депрессий, при которых происходит вынос породы, колеблются от 0,41 до

Исследования разрушения пласта и выноса породы, проведенные на скв. 203 при дебите 210 6 м 3 /сут и депрессии на пласт 1,2 —1,5 МПа, показали интенсивный вынос песка, что

В предыдущих разделах мы рассмотрели свойства углево­дородных смесей и элементы теории их фазовых превращений. При выборе метода разработки и эксплуатации газоконденсатной залежи, установлении технологических схем и режима ра­боты промысловых установок необходимо знать количественные характеристики углеводородных смесей и изменение их в за­висимости от давления и температуры. Для этого проводится комплекс исследований свойств пластовой углеводородной сме­си, в результате которого устанавливается газоконденсатная характеристика залежи. Определяются следующие параметры.

1. Состав пластового газа и содержание в нем конденсата.

2. Давление начала конденсации углеводородов в пласте и давление максимальной конденсации.

3. Фазовое состояние газоконденсатной системы в пласто­вых условиях.

4. Изотермы конденсации пластового газа.

5. Количество и состав конденсата, выделяющегося из 1 м 3 газа при различных давлениях и температурах.

6. Потери конденсата (углеводороды, остающиеся в пласте) при разработке залежи без поддержания давления в зависи­мости от степени падения пластового давления и за весь срок эксплуатации месторождения.

7. Количество конденсата (и его состав), извлекаемого из газа по мере падения давления в залежи в процессе ее эксплуа­тации.

Кроме того, исследуются также фазовые превращения и свойства газоконденсатных смесей в условиях скважин, газо­сепараторов и газопроводов.

Процессы фазовых превращений углеводородной смеси ис­следуют в лабораторных установках. При этом соблюдают, термодинамическое подобие тем процессам, которые проис­ходят в пласте. Для чего в комплект лабораторной уста­новки включают не менее двух сосудов высокого давления. В первом — камере pVT проводят изотермическое (при пла­стовой температуре) снижение давления от начального пла­стового до атмосферного. Так моделируют фазовые превраще­ния в пласте при разработке залежи на истощение.

Соблюдение только термодинамического подобия, т. е. ра­венства параметров р и t в пласте и сепараторе их значениям в лабораторных условиях, позволяет получать приближенные исходные данные для перспективного планирования добычи и изменения-состава добываемых газа и конденсата. В современ­ных лабораторных исследованиях не соблюдаются условия га­зогидродинамического подобия процессов фильтрации газокон­денсатной смеси в пласте, не учитываются влияние пористой среды на фазовые превращения и отклонение реальных про­цессов фазовых переходов от условий равновесия, а в сепара­торе не соблюдается газодинамическое подобие промысловым процессам подготовки газа к транспорту. Эти отличия различ­ных процессов на месторождении от условий лабораторных ис­следований обусловили использование лабораторных результа­тов при расчетах разработки в основном по уравнениям материального баланса.

Сопоставление лабораторных и фактических данных по де­вяти месторождениям Краснодарского края показало, что до­быча конденсата по отдельным месторождениям на 30—40 % ниже рассчитанной по лабораторным данным. Несмотря на это, лабораторные исследования являются основным методом прогнозирования фазовых превращений при разработке и эксплуатации газоконденсатных месторождений, так как анали­тические методы их прогнозирования менее надежны.

Исследование, газоконденсатных смесей проводится на ус­тановке (рис. IV. 16), одним из основных узлов которой явля­ется камера pVT 3, корпус которой состоит из двух цилиндров: верхнего — газового 2 и нижнего — жидкостного 9. Простран­ства со стороны штоков цилиндров связаны обводной трубкой 6, уменьшающей осевые усилия на поршни и обеспечивающей синхронное их перемещение при механическом воздействии на поршень 8 жидкостного цилиндра 9. Привод поршня 8 осуще­ствляется от синхронного двигателя через редуктор и безлюфтовую передачу винт — гайка 10.

Объем жидкой фазы определяется по счетчику указателя объема 11. Сельсин-приемник счетчика дистанционно связан с сельсином-датчиком привода и соединен со счетчиком конической передачи, рассчитанной так, что измерение полного объема в кубических сантиметрах проводится в тот момент, когда уровень жидкой фазы находится в середине смотрового стекла.

Отсчет объема газовой фазы производится по счетчику ука­зателя объема 24. Сельсин-датчик счетчика закреплен на валу двигателя, имеющего контактное устройство, которое включает двигатель при перемещении штока поршня 4 газового цилиндра. Сельсин-приемник соединен со счетчиком газа через цилиндри­ческую передачу, рассчитанную таким образом, что отсчет про­водится также в единицах объема (кубических сантиметрах). В газовом цилиндре проба перемешивается электромагнитной мешалкой 5, ось которой является сердечником электромаг­нита 1.


Р ис. IV.16. Схема установки УФР-2 для исследования газоконденсатных смесей

Раздел фаз исследуемой пробы фиксируется визуально на зеркале, отражающем проходящий через смотровое окно бомбы равновесия луч света от осветителя.

Термостатирование камеры pVT осуществляется электрона­гревателями 16, 17, 18. Для нагрева этой камеры предназначен нагреватель 17; нагреватель 18 служит для стабилизации тем­пературы в исследуемой пробе; нагреватель 16 предусмотрен для того, чтобы не, выпадал конденсат при отборе пробы через шток цилиндра газовой фазы и не было оттока, с его помощью температура по всему пути движения газа поддерживается равной температуре внутри бомбы или на 1—2 О С выше.

Температура в бомбе равновесия регулируется потенцио­метром 12 с помощью трех термопар, расположенных у спира­лей нагревателей. Давление в гидросистеме и рабочей камере бомбы создается масляным насосом 33 и гидропрессом 32 с ме­ханическим приводом. Ресивер 20 установлен в системе для сглаживания пульсаций при работе масляного насоса.

Вторая функция гидропресса — автоматическое поддержание заданного давления, для этого он снабжен обводной линией 31. При закрытой обводной линии пресс создает давление до 80,0 МПа, при открытой — до 160,0 МПа. Включение гидропресса и режим регулирования проводится поршневым разде­лителем 25, снабженным электрическим индикатором.

Регулирование ведется по заданному давлению с помощью манометров 26—29. Давление в системе контролируется по ма­нометру 14, а защита от превышения давления — электромаг­нитным манометром 15.

Для определения выхода конденсата из газа по мере сниже­ния давления при различных режимах сепарации в установке предусмотрен сепаратор, в нижней части которого вмонтировано смотровое окно 7 с осветителем и измерительный плунжер 19 для определения объема выделившегося конденсата. Давление в сепараторе (до 20,0 МПа) регулируется манометром 22, а ко­личество отобранного из системы газа — счетчиком.

Рабочая жидкость подается в систему из напорного бака 30 через гидропресс и масляный насос. Заполнение камеры 3 га­зом и повышение давления проводится поршневым контейне­ром 13.

Установка снабжена специальным термостатируемым пикно­метром высокого давления 23 для отбора пробы паровой фазы при различных режимах работы. Узлы установки жестко закреплены на стенде таким образом, что на месте эксплуатации установку легко смонтировать в защитной кабине, причем щит с управляющими и показывающими приборами может быть одной из ее стенок. Блок позволяет автоматически управ­лять установкой в соответствии с технологическими требова­ниями.

Содержание
Введение…………..……………….…………. …………………….… 3
1. Физико – химические свойства конденсата. ………………. …. 5
2. Химический состав конденсата. ……………………………. … 7
3. Изучение физико – химической характеристики конденсата.……. 9
Заключение. ……………….………. 11
Список литературы………. ……………………………. ……. ….. 12


Введение
Конденсатом называют углеводородную смесь (С5 H12 + С6 H14 + высш.), находящуюся в газоконденсатной залежи в газообразном состоянии и выпадающую в виде жидкости при снижении пластового давления до давления начала конденсации и ниже его в процессе разработки залежи.
Большое значение имеет такая характеристика газа конденсатных залежей, как давление начала конденсации. Если при разработке газоконденсатной залежи в ней не поддерживать давление, то оно с течением времени будет снижаться и может достигнуть величины меньше давления начала конденсации. В этот момент в пласте начнет выделяться конденсат, что не только приведет к потерям ценных УВ в недрах, но и отразится на подсчете запасов и показателях проектов разработки, поскольку изменится объем пустотного пространства пласта, состав и свойства газа.
Важной характеристикой газа газоконденсатных залежей является величина конденсатно-газового фактора, показывающая количество сырого конденсата в см3, приходящегося на 1 м3 отсепарированного газа.
Количественное соотношение фаз в продукции газоконденсатных месторождений оценивается газоконденсатным фактором – величиной обратной конденсатно-газовому фактору, показывающей отношение количества добытого (м3) газа (в нормальных атмосферных условиях) к количеству полученного конденсата (м3), улавливаемого в сепараторах. Величина газоконденсатного фактора изменяется для разных месторождений от 1500 до 25000 м3/м3.
Под сырым конденсатом подразумевают при стандартных условиях жидкие углеводороды (С5 H12 + высш.) с растворенными в них газообразными компонентами (метаном, этаном, бутаном, пропаном, сероводородом и др.)
Стабильный конденсат состоит только из жидких углеводородов – пентана и высших (С5 H12 + высш.). Его получают из сырого конденсата путем дегазации последнего. Температура выкипания основных компонентов конденсата находится в пределах 40 ÷ 200° С. Молекулярная масса – 90-160. Плотность стабильного конденсата в стандартных условиях изменяется от 0,6 до 0,82 г/см3 и находится в прямой зависимости от компонентного углеводородного состава.
По количеству конденсата газы газоконденсатных месторождений делятся на газы с низким содержанием конденсата (до 150 см3/м3), средним (150-300 см3/м3), высоким (300-600 см3/м3) и очень высоким (более 600 см3/м3).
1. Физико – химические свойства конденсата
Конденсат представляет собой легкую бесцветную или слабоокрашенную углеводородную жидкость, плотность которой не превышает 760 – 780 кг/м3. Конденсат включает в себя большое количество тяжелых углеводородов, в которых выделяют бензиновые, легроиновые, керосиновые и возможно более тяжелые масляные фракции.
Конденсат содержит углеводороды гомологического ряда метана с общей формулой CnH2n+2. Такие компоненты, как пропан С3Н8, пропилен С3Н6, изобутан i=C4H10, нормальный бутан n=C4H10, бутилены С4Н8 при нормальных условиях находятся в газообразном состоянии. При повышенных давлениях в пластовых условиях это жидкости. Изопентан i=C5H12, нормальный пентан n=C5H12, гексан и более тяжелые углеводороды при нормальных условиях находятся и жидком состоянии и входят в состав бензиновой фракции.
Различают насыщенный (содержащий растворенный газ) и стабильный конденсат. Его плотность можно рассчитать графоаналитических методом, а также методом с использованием приведенных и других параметров.
Плотность (в г/см3) стабильного конденсата, содержащего компоненты С5 + высшие (условное обозначение С5 + в), можно определить, например, по следующим выражениям:
ρс5+в=1,03Мк/(44,23+Мк) (1)
ρс5+в=1,91n-1,96 (2)
lgМc5+в=1,94+0,002Ткип+lg⁡(2,15-n) (3)
Где, Мк - молекулярная масса конденсата;
n – коэффициент преломления;
Ткип - температура кипения.
Коэффициент термического расширения конденсата обычно изменяется от 0,75 до 0,85 1/оС, коэффициент сжимаемости конденсата составляет примерно 2 1/ГПа.
Расчет плотности насыщенного конденсата более сложен. Многочисленные методы вычисления этого параметра приведены во многих опубликованных работах.
Коэффициент динамической вязкости стабильного конденсата (в мПа∙с) зависит от давления и температуры и для 30 оС

Нет нужной работы в каталоге?


Сделайте индивидуальный заказ на нашем сервисе. Там эксперты помогают с учебой без посредников Разместите задание – сайт бесплатно отправит его исполнителя, и они предложат цены.

Цены ниже, чем в агентствах и у конкурентов

Вы работаете с экспертами напрямую. Поэтому стоимость работ приятно вас удивит

Бесплатные доработки и консультации

Исполнитель внесет нужные правки в работу по вашему требованию без доплат. Корректировки в максимально короткие сроки

Если работа вас не устроит – мы вернем 100% суммы заказа

Техподдержка 7 дней в неделю

Наши менеджеры всегда на связи и оперативно решат любую проблему

Строгий отбор экспертов

computer

Требуются доработки?
Они включены в стоимость работы


Работы выполняют эксперты в своём деле. Они ценят свою репутацию, поэтому результат выполненной работы гарантирован


Территориально Астраханский регион расположен в зоне сочленения Восточно-Европейской платформы и Скифско-Туранской плиты — в юго-западной части Прикаспийской впадины, которая является надпорядковой структурой [1].

Площадь Прикаспийской впадины составляет около 500 тыс. км 2 . Мощность осадочного чехла достигает 22 км. По поверхности докембрийского фундамента Прикаспийская впадина имеет форму овала, вытянутого в субширотном направлении с размерами 1000×600 км.

Характерной чертой строения фундамента является широкое развитие дизъюнктивных нарушений, разбивших фундамент на систему блоков и предопределивших резко расчлененный рельеф его поверхности [5].

Астраханский свод, приуроченный к выступу кристаллического докембрийского фундамента, является крупной структурой юго-запада Прикаспия. Он имеет форму сегмента, обращенного выпуклой стороной в центр Прикаспийской впадины.

В соответствии с современными представлениями о геологическом строении верхней части земной коры Астраханского свода Прикаспийской впадины выделяют пять структурно-формационных этажей:

– докембрийский (архей-раннепротерозойский) гетерогенный кристаллический фундамент;

– докембрийско-раннепалеозойский (позднерифейско-раннекембрийский) вулканогенно-терригенный и вулканогенно-карбонатный комплекс фундамента;

– раннепозднепалеозойский (кембрийско-позднекаменноугольный) ортоплатформенный чехол;

– позднепалеозойский (раннеперско-позднетриасовый) сульфатно-галогенный и компенсирующий его терригенный комплекс;

– мезокайнозойский (юрско-четвертичный) покровный осадочный чехол.

Астраханское газоконденсатное месторождение находится в пределах Аксарайского вала, занимающего центральную часть Астраханского свода, который входит во внешнюю зону Прикаспийской впадины. Размеры месторождения 73×50 км, этаж газоносности около 300 метров (табл. 1).

Характеристика залежи

Залежь

Тип залежи

Рамеры (длина, ширина), км.

Средняя глубина залегания кровли, м

Высота залежи, м.

общие

в том числе газовой части

общая

в том числе газовая

Продуктивными являются органогенные карбонатные отложения башкирского яруса, залегающие на глубинах от 3740 м до 4130 м. Залежь контролируется изогипсой -4200 м [2]. Начальное пластовое давление на плоскости приведения — 3972 м составляет 60,8 МПа, пластовая температура 107ºС.

В настоящее время представление о геологическом строении Астраханского ГКМ неоднозначно, хотя в основе утвержденного проектного документа разработки [3] лежит гипотеза о пликативном строении продуктивной залежи. Значительное количество фактов (распределение продуктивности скважин, закономерности их обводнения, распределение пластовых давлений и т. д.) подтверждает наличие высокой анизотропии продуктивного пласта.

Роль основной покрышки выполняет толща глинисто-кремнисто-карбонатных пород ассельско-артинского возраста, общая толщина которой изменяется от 50 до 170 м.

Отложения башкирского яруса С2b, вмещающие продуктивную залежь, представлены толщами известняков различного генезиса краснополянского, северо-кельтменского и прикамского горизонтов [5] (рис. 1).

Общая мощность башкирских отложений колеблется от 115 до 319 м и зависит от величины эрозионного среза. На поверхность эрозии чаще всего выведены отложения прикамского горизонта. Иногда эрозионный срез достигает северо-кельтменского горизонта и составляет величину порядка 100–150 м.

В общем, внутренне строение продуктивной башкирской толщи характеризуется пластовым распространением пористых, слабо пористых и, в меньшей степени, плотных разностей карбонатных пород с тонкими прослоями аргиллитов. Установлено относительное повышение роли и увеличение толщин пластов уплотненных известняков и прослоев аргиллитов в нижней, краснополянской части продуктивного резервуара месторождения. Вся толща пород пронизана макро- и микротрещинами.


Рис. 1. Геологический разрез АГКМ

По составу, структурным и текстурным признакам среди карбонатных пород среднего и нижнего карбона на АГКМ выделены пять литогенетических типов:

I — известняки органогенные биоморфные и биоморфно-детритовые, биостромные, криноидно-водорослевые и водорослевые, кораллово-водорослевые.

Образуют прослои и линзы (0,2–1 м) и участками биостромные тела толщиной до 5–8 м. Составляют до 10 % объема башкирского яруса.

II — известняки органогенно-детритовые фораминиферово-криноидно-водорослевые и поликомпонентно-водорослевые. Являются доминирующим типом пород и составляют около 50 %.

III — известняки органогенно-обломочные и обломочные, органогенно-оолитовые, различного состава — известняковые песчаники и гравелиты, образуют прослои, линзы и пласты мощностью до 3–5 м. Составит до 30 % объема отложений.

IV — известняки шламово-микрозернистые, микрозернисто-сгустковые, глинизированные. Эти породы образуют прослои (0,1–0,8 м) среди органогенных типов в отложениях прикамского, северокельтменского горизонтов и более частые и мощные пласты (2–3 м) в краснополянской части разреза. Среднее содержание в отложениях яруса 5–7 % его объема.

V — доломиты типа замещения органогенных известняков, перекристаллизованные до крупнозернистых структур. Развиты локально на некоторых участках правобережной части месторождения.

Органогенные компоненты составляют 95÷100 % объема I литотипа, 70÷90 — ll, 60÷90 — lll и от 20÷70 % объема IV литотипа. Они представлены фрагментами багряных, зеленых водорослей, криноидей, фораминиферами, обломками раковин брахиопод, пелеципод, кораллов, редко губок, мшанок, строматопороидей. Преобладает окатанный и полуокатанный материал размером 0,3–0,8 мм. Хемогенная составляющая пород представлена пелитоморфно-микрозернистым первичным кальцитом в II,IV литотипах и преимущественно разнозернистым вторичным кальцитом в органогенно-обломочной (III) разности.

Текстуры пород I и V типов массивные, пятнистые, неяснослоистые; II и III — линзовидно-слоистые, неяснослоистые; IV — слоистые, тонкослоистые.

По материалам изучения керна и ГИС при подсчете запасов в 1988 году, по глубине отложения башкирского яруса были разделены на 20 пачек, прослеживаемых по всему месторождению и за его пределами.

Верхнебашкирский подъярус представлен пачкой 0, прикамский горизонт — пачками 1–7, северо-кельтменский — 8–12 и краснополянский — 13–19. Наиболее выдержанными по площади являются пачки 3 и 6 прикамского, 8, 9 и 10 северокельтменского горизонтов. С этими пачками связаны основные запасы флюидов на месторождении. В основании прикамского и северокельтменского горизонтов залегают пачки 7 и 12, представленные преимущественно уплотненными известняками с прослоями аргиллитов. Вследствие неравномерного, линзовидного характера распространения глинистых слойков, низких значений давления прорыва, а также интенсивной трещиноватости пород эти пачки не препятствуют газо- и гидродинамическим связям внутри продуктивного резервуара и экранами не являются.

Пустотное пространство карбонатных пород башкирского яруса представлено порами, фильтрующими каналами, трещинами и кавернами. Трещинная и каверновая емкости имеют подчиненное значение, основную и значительную долю в продуктивном разрезе составляет поровый тип коллектора. Однако по данным анализа керна и исследований скважин установлены относительно невысокие фильтрационные свойства матрицы карбонатных пород. Средневзвешенная по эффективной газонасыщенной толщине пористость на АГКМ изменяется от 3,0–6,0 до 14 % и выше. Причем участки с наиболее высокой пористостью (более 12 %) имеют локальное распространение и занимают около 3 % всей площади в склоновых и присводовых частях поднятия. Около 80 % разреза представлено коллекторами средней емкости, с пористостью от 8 до 12 %. Наличие достаточно высоких дебитов эксплуатационных скважин при сравнительно низкопористом разрезе свидетельствует о существенной роли трещиноватости в обеспечении проницаемости разреза.

В отношении характера насыщения разрез продуктивной залежи АГКМ подразделяется на газоносную зону (с максимальным газонасыщением коллектора); переходную зону толщиной 30–40 м, и водоносную зону.

Тип башкирской залежи АГКМ определяется как пластово-массивный со сложным характером распределения по площади и разрезу коллекторов порово-трещинного и порового типов, суммарная доля которых в разрезе составляет 62 %. Продуктивная толща характеризуется пластово-линзовидным распределением пористых и плотных разностей преимущественно карбонатных пород. Характерной чертой строения газопродуктивной толщи АГКМ является неоднородность фильтрационно-ёмкостных свойств (ФЕС) слагающих её пород и, как следствие, — колебание общей высоты эффективных газонасыщенных интервалов.

Особенностью башкирской залежи АГКМ является резкое (до 50 м даже в рядом расположенных скважинах) и неравномерное колебание поверхности газоводяного контакта. Глубина ГВК, который условно отбивается на отметках с газонасыщенностью вод менее 50 %, фиксируется на отметках от -4022 до -4098 м и в целом по месторождению снижается в юго-западном направлении (в среднем принимается на отметке -4070 м). Изменение положения ГВК для разных участков связывается с коллекторскими свойствами пород, капиллярными силами в тонкопоровом коллекторе, уменьшением порового и трещинного пространства в результате уплотнения пород под действием геостатической нагрузки и тектонических напряжений. В разрезе отмечается развитие зон (интервалов), расположенных ниже поверхности ГВК, газонасыщенность вод которых составляет более 50 %, и наоборот, — интервалов, расположенных выше поверхности ГВК, но с газонасыщенностью менее 50 %. Высота таких интервалов чаще варьирует в пределах первых метров, но в ряде случаев может достигать тридцати метров.

В целом подсолевой этаж характеризуется весьма напряжённым гидродинамическим режимом с аномально высоким давлением флюидов (коэффициент аномальности в своде башкирской залежи — 1,58, в рапоносных горизонтах перекрывающих толщ перми — до 2,2). Гидродинамика водонапорной системы подсолевых отложений определяется элизионным режимом, для которого характерны аномально высокие пластовые давления, превышающие гидростатическое на 50 %.

Подошвенные воды башкирской залежи АГКМ — это минерализованные хлоридно-кальциевые воды, их основные компоненты натрий и хлор. Минерализация в пластовых условиях составляет 60–110 г/дм3.

Особенностью состава добываемого газа на АГКМ является высокое содержание кислых компонентов (сероводорода и углекислого газа), которое в среднем равно: Н2S = 25,70 % мол., СО2 = 12,90 % мол. При этом содержание метана СН4 составляет 52,70 % мол., а средневзвешенное потенциальное содержание углеводородов С5+в в пластовом газе составляет 261 грамм на 1 м 3 газа сепарации, 242 грамма на 1 м3 “сухого” газа и 232 грамма на 1 м 3 пластового газа.

На основании приведенного анализа всего комплекса имеющихся данных можно выделить основные черты геологической модели Астраханского месторождения:

– значительная трещиноватость пород и отсутствие в разрезе выдержанных по площади глинистых пластов обусловливают массивный характер залежи. Резервуар Астраханского месторождения представляет собой гидродинамически единое проницаемое тело, в котором в виде изолированных линз залегают пласты неколлекторы;

– продуктивная толща экранируется сверху нижнепермской покрышкой;

– в строении башкирского резервуара принимает участие мощная толща генетически однородных пористых и проницаемых карбонатных отложений. Пористость пород-коллекторов изменяется от 3 до 18 %, проницаемость — от 0,001 до 1,0×10–15 м 2 ;

– ГВК является наклонным, при подсчете запасов принят на глубине -4073, зеркало воды на отметке -4100 м;

– залежь характеризуется наличием АВПД — на плоскость приведения -3972 м значение начального пластового давления составляет 60,8 МПа, средняя пластовая температура 107 ºС;

– пластовый газ содержит кислые компоненты в высоких концентрациях (около 27,5 % сероводорода и 12,9 % углекислоты).

Основные термины (генерируются автоматически): III, Прикаспийская впадина, башкирская залежь, башкирский ярус, Астраханский свод, пластовый газ, порода, прикамский горизонт, продуктивная залежь, Астраханское месторождение.

Похожие статьи

Перспективы поисков нефти и газа в пермо-триасовых.

В дальнейшем в этих отложениях были выявлены серии месторождений нефти и газа Карагиинской седловине, Сегендыкской впадине.

Газовые залежи (месторождения Суфайя, Бутма) выявлены в карбонатных породах верхнего триаса (свита Куррачине) и.

Характеристика Приобского нефтяного месторождения

– глубина залегания продуктивных пластов 2400–2600 м; пластовая температура 88–90°С

комплекс, месторождение, залежь, нефтегазоносная область, нефтеносность.

Ключевые слова: месторождение, нефтеносность, свод, нефтегазоносный район, доюрские образования.

Характеристика Имилорского нефтяного месторождения

Практически все продуктивные горизонты месторождения широко распространены на всех месторождениях области.

Ключевые слова: нефтегазоносный район (НГР), свод, залежь, нефтегазоносный комплекс, коллектор, пласт.

Тип башкирской залежи АГКМ определяется как.

Особенности геологического строения продуктивной залежи. Высота залежи, м. общие. в том числе газовой части. Тип башкирской залежи АГКМ определяется как пластово-массивный со

К газоконденсатным относятся залежи природного газа XI, Х1-а, XII и XIII горизонтов.

Особенности геологического строения палеозойской и мезозойской.

Серпуховский ярус (C1s) на месторождении представлен тарусским, стешевским и протвинским горизонтами.

В башкирском ярусе (C2b) выделяются нижний и верхний надгоризонты.

Физико-литологические характеристики основных продуктивных.

Характеристика Приуральской нефтегазоносной области.

По типу залежи пластовые сводовые, газовая — с элементами тектонического

Мощность осадочного чехла достигает 22 км. По поверхности докембрийского фундамента Прикаспийская впадина имеет форму овала.

Особенности геологического строения продуктивной залежи.

Нефтеносность Сургутского нефтегазоносного района

Сургутский нефтегазоносный район приурочен к одноименному своду и включает прилегающие к нему части прогибов, впадин.

Данная свита представлена залежами пластов горизонтов БС102, БС103 и БС11. Породы коллекторы представлены морскими терригенными.

Гидрогеология Приобского нефтяного месторождения ХМАО

Ключевые слова: месторождение, нефтегазоносная область, залежь, нефтеносность, комплекс. Приобское месторождение характеризуется сложным строением продуктивных горизонтов как по площади, так и по разрезу. Изучение особенностей поведения пластовых вод на.

Анализ состояния разработки XIII горизонта месторождения Газли

Отличительными особенностями месторождения являются небольшие глубины залегания продуктивных пластов, высокая продуктивность отдельных коллекторов, отсутствие в газе

К газоконденсатным относятся залежи природного газа XI, Х1-а, XII и XIII горизонтов.

Читайте также: