Проектування та експлуатацСЦя СемиренкСЦвського газоконденсатного родовища
Дипломная работа - Разное
Другие дипломы по предмету Разное
Вµнно-захСЦдному крилу, досягаСФ 125 м, тодСЦ як в вСЦдкладах верхньоi частини пСЦд'ярусу (лСЦтопачки В-18, В-20), ця амплСЦтуда не перевищуСФ 50 м. З глибиною також збСЦльшуСФться СЦ розмСЦр СемиренькСЦвськоi брахСЦантиклСЦналСЦ, менше за рахунок видовження по простяганню, бСЦльше внаслСЦдок розширення пСЦвнСЦчно-захСЦдноi периклСЦналСЦ складки та звуження СЦ зменшення прогину, вСЦдокремлюючого пСЦвденно-захСЦдне крило вСЦд КуйбишСЦвськоi та Кавердинськоi структур. НайбСЦльш помСЦтно це простежуСФться в порСЦвняннСЦ структурних побудов по вСЦдбиваючих горизонтах Vв22-2 (лСЦтопачки В-19-20) та Vв22-1 (лСЦтопачка В-18). РозмСЦри складки по простяганню та вхрест в межах замкненоi СЦзогСЦпси -5500 м складають 6,75 км х 2,5 км, в той час як на вСЦдображенСЦй складцСЦ по горизонту Vв22-1 в межах замкненоi СЦзогСЦпси -5275 м, вони складають вСЦдповСЦдно 7,4x3,4 км.
СпСЦвставлення одержаних даних сейсморозвСЦдки та гравСЦметрСЦi свСЦдчать про можливий розвиток в ядрСЦ складки неоднорСЦдних порСЦд СЦ вСЦдсутнСЦсть значних товщ соленосних вСЦдкладСЦв. На це вказують зафСЦксованСЦ в межах СемиренькСЦвськоi складки мало СЦнтенсивнСЦ локальнСЦ максимуми гравСЦтацСЦйного поля. Тому й потенцСЦйним фактором формування СемиренкСЦвськоi складки мабуть не слСЦд вважати соляний тектогенез, а пов'язувати ii розвиток СЦз штамповою природою на початку та з можливим зминанням осадових порСЦд при завершеннСЦ росту.
Промислова характеристика родовища
Поблизу вСЦд СемиренкСЦвського родовища розташованСЦ такСЦ вСЦдомСЦ родовища, як СолохСЦвське, Зах.СолохСЦвське, Кавердинське, Комишнянське газоконденсатнСЦ та РадченкСЦвське нафтогазове. Характерною рисою для району СФ СЦ рСЦзноманСЦтнСЦсть типСЦв покладСЦв вуглеводнСЦв - пластовСЦ, масивно-пластовСЦ, склепСЦннСЦ, лСЦтологСЦчно, стратиграфСЦчно СЦ тектонСЦчно обмеженСЦ.
ВиявленСЦ в межах СемиренькСЦвського родовища поклади в бСЦльшостСЦ своiй по морфогенетичних ознаках резервуарСЦв склепСЦннСЦ, пластового класу, лСЦтологСЦчно екранованСЦ.
Найвищим по розрСЦзу газонасиченим пластом на родовищСЦ СФ пласт В-16б2, приурочений до середньоi частини горизонту В-16.
Пласт В-16б2 за ГДС газонасичений в св. 1, 2, 4, 9, 51. Випробуваний в св. 1, 2 (в експл. колонСЦ) СЦ в св. 4 (випробувачем пластСЦв). В св. 1 газонасичений пласт, що залягаСФ в СЦнтервалСЦ 5064,6-5075 м з пористСЦстю 14,5-18 % (за ГДС) перфорацСЦСФю не розкритий. Сумарна ефективна товщина - 7,8 м, газонасиченСЦсть 91 % .
В свердловинСЦ 2 продуктивний пласт В-16б2 складений одним прошарком пСЦсковика ефективною товщиною 8,2 м.
При випробуваннСЦ пласта отримано промисловий приплив газоконденсатноi сумСЦшСЦ з СЦнтервалу 5035-5046 м (разом з нижнСЦм об'СФктом, де колектор за ГДС не видСЦляСФться). За матерСЦалами термодебСЦтометрСЦi працюючим являСФться СЦнтервал 5035-5046 м, початковий дебСЦт газоконденсату на штуцерСЦ 10 мм становив 324,6 тис. м3/добу, дебСЦт конденсату 52,2 м3/добу при газоконденсатному факторСЦ 160,8 см3/ см3. Початковий пластовий тиск на глибинСЦ 5040,5 м склав 53,52 МПа.
В св. 4 продуктивний пласт В-16б2 складений прошарками газонасичених пСЦсковикСЦв з сумарною ефективною товщиною 9,8 м. В процесСЦ бурСЦння випробувачем пластСЦв на трубах в СЦнтервалСЦ 5058-5121 м був отриманий приплив газу - 7,8 тис. м3/добу.
В св. 9 пласт складений газонасиченим пСЦсковиком з сумарною ефективною товщиною 14,4 м, пористСЦсть - 7,5-14 %, газонасиченСЦсть 68-90 %.
В св. 51, за даними ГДС, сумарно ефективна газонасичена товщина горизонту В-16б2 становить 9,4 м, пористСЦсть 7-9,5 %.
В св. 3 пласт В-16б2 водонасичений СЦ представлений пСЦсковиком ефективною товщиною 1,8 м, пористСЦсть 8 %.
Як свСЦдчать матерСЦали комплексу ГДС в св. 3 вСЦдмСЦчаСФться наявнСЦсть водонасичених колекторСЦв в пСЦдошвСЦ пачки В-16б2. Поклад горизонту В-16б2 обмежуСФться УГВК, прийнятим на абс.вСЦдм. - 4916,4 м, що вСЦдповСЦдаСФ пСЦдошвСЦ
газонасиченого пласта в св. 4. РозмСЦр покладу 2,2 х 4,7 км .
Результати ДПР покладу В-16б2 (свердловина 2) дають змогу частину запасСЦв в межах площСЦ, обмеженоi колом радСЦусом 500 м, проведеним навколо вибою свердловини 2 (блок РЖ), за ступенем геологСЦчного вивчення вСЦднести до розвСЦданих, за промисловим значенням - до балансових (категорСЦя С1, код 111). Запаси покладу в межах продуктивноi площСЦ, обмеженоi лСЦнСЦСФю НВВП (нижня вСЦдмСЦтка встановленоi продуктивностСЦ), проведеною по пСЦдошвСЦ газонасиченого випробуваного пласта в св. 2, що вСЦдповСЦдаСФ абсолютнСЦй вСЦдмСЦтцСЦ мСЦнус 4887,5 м та умовною лСЦнСЦСФю, проведеною на вСЦдстанСЦ 1000 м вСЦд св. 2 на пСЦвнСЦчному заходСЦ та пСЦвденному сходСЦ, за винятком блоку РЖ, (блок II) вСЦднесено до попередньо розвСЦданих, балансових (категорСЦя С2, код 122). Запаси решти покладу у межах УГВК (блок III) вСЦднесенСЦ також до попередньо розвСЦданих, апробованих (категорСЦя С2, код 122).
Горизонт В-16в (пласти В-16в3, В-16в4) залягаСФ на 20-25 м нижче пласта В-16б2, складений перешаруванням ущСЦльнених пСЦсковикСЦв з аргСЦлСЦтами. Лише в районСЦ св. 9 видСЦляються два пласти В-16в3 та В-16В4, пористСЦсть яких 9,5 та 7,5%, ефективна товщина - 5 м та 4,8 м, вСЦдповСЦдно . При випробуваннСЦ даних пластСЦв разом в СЦнтервалСЦ 5168-5145 м було отримано приплив газоконденсатноi сумСЦшСЦ. Qг = 4 тис. м3/добу, Qв = 4 м3/добу, Qк = 4 м3/добу. При проведеннСЦ ТДМ встановлено, що СЦнтервали 5156,5-5157,5 м та 5142-5147 м працюють газом, а СЦнтервали 5198-5201 м, 5216-5225 м та 5158-5165 м - водою. УГВК пласта В-16в4 проводиться по пСЦдошвСЦ випробуваного пласта на глибинСЦ 5168 м (абс. вСЦдм. мСЦнус 5002,5 м), що вСЦдповСЦдаСФ нижнСЦм отворам перфорацСЦi, так як вода в СЦнтервал пласта 5158-5165 м поступаСФ поза колоною з нижнього водоносного пласта В-17а2 . Для пласта В-16в3 УГВК проведено по пСЦдошвСЦ працюючого СЦнтервалу на глибинСЦ 5151 м (абс. вСЦдм. мСЦнус 4985,5 м). РозмСЦри покладСЦв: В-16в3 - 1,75 1,0 км, В-16в4 2,0 1,25 км. Запаси покладСЦв пластСЦв В-16в3 та В-16в4 за
Copyright © 2008-2014 studsell.com рубрикатор по предметам рубрикатор по типам работ пользовательское соглашение