Характеристика газоконденсатно-нефтеного месторождения Жанажол
Курсовой проект - Геодезия и Геология
Другие курсовые по предмету Геодезия и Геология
?отяженностью 50 км.
В 1986 году началась закачка воды в пласт по различным объектам, с целью поддержания пластового давления (ППД).
С самого начала разработки месторождения использовался только один способ эксплуатации - фонтанный. Этот метод применяется до сих пор. Кроме этого метода на месторождении имеется опыт работы с механизированным способом эксплуатации, который был начат в июне 1990 года, переводом скважины № 724 с фонтанного способа эксплуатации на глубинно-насосный .
В течении 1995-1998 годов проведен комплекс мероприятий по расширению системы ППД - введены блочные кустовые насосные станции (БКНС), 28 нагнетательных, 7 водозаборных скважин.
В 1997 году начался этап сотрудничества акционерного общества „Актобемунайгаз с Китайской Национальной Нефтегазовой Корпорацией, которая приобрела 60,3 % контрольного пакета акций.
В 1999 году Синьцзяньским нефтегазовым научно-исследовательским институтом при нефтяном управлении Синьцзянь-Уйгурской Автономной Республики КНР был выполнен „Отрегулированный проект по разработке нефтегазоконденсатного месторождения Жанажол.
На данный момент месторождение находится на второй стадии разработки: доразведка, разбуривание, стабилизация добычи нефти.
3 Подсчет запасов
Достоверность используемых запасов газа предопределяет точность прогнозируемых показателей разработки. Достоверность запасов газа зависит от стадии изученности залежи. На ранней стадии изученности месторождения запасы определяют объемным методом по данным ограниченного числа разведочных скважин. В большинстве случаев по этим запасам составляют технико-экономическое обоснование (ТЭО) целесообразности разработки залежи или Технологическую схему разработки месторождения на 1-3 года. За это время бурят дополнительное число разведочных и эксплуатационных скважин, позволяющих доразведовать залежь и подготовить необходимый объем информации для проектирования разработки залежи. Однако существующие методы подсчета запасов газа, газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений даже по истечении периода опытно-промышленной эксплуатации не позволяют с нужной точностью определить извлекаемые запасы газа. К наиболее часто встречаемым факторам, влияющим на точность определения запасов газа, относятся: неоднородность залежи по разрезу и по площади; анизотропия пластов, наличие литологических экранов, положение контакта газ - вода или газ - нефть при наличии нефтяной оторочки, конфигурация контура газоносности, эффективная газонасыщенная толщина, насыщенность пористой среды газом, водой, нефтью; порог подвижности флюидов и т.д.
В принципе достаточно высокую точность оценки запасов газа существующими методами можно гарантировать только для высокопористого, однородного высокопроницаемого пласта с известными контуром газоносности и положением газоводяного (газонефтяного) контакта. Таких месторождений в мире практически нет. Поэтому из-за неточности множества параметров, используемых при подсчете запасов газа на любом газовом, газоконденсатном и газонефтяном месторождении, подсчет запасов производится неоднократно по мере накопления новых данных, указывающих на неточность принятых в проекте запасов газа.
Такие ошибки естественны (независимо от объема накопленного материала) в процессах доразведки и разработки месторождений.
Учет же параметров - фильтрационных свойств каждого пропластка (параметр анизотропии; порог подвижности газа и жидкости в каждом пропластке; фазовые проницаемости; запасы высоко- и низкопористых и высоко- и низко- проницаемых пропластков, капиллярные и гравитационные силы; темпы отбора газа из залежи; вскрытие пласта; последовательность залегания пропластков и т.д.) повысит точность определяемых запасов.
Основной недостаток объемного метода заключается в том, что при подсчете запасов газа не только не учитываются фильтрационные параметры, но и исключаются из подсчета запасов низкопористые и низкопроницаемые пропла-стки. При этом нижний предел пористости принимается без учета реальных возможностей таких пропластков участвовать в процессе истощения залежи. В настоящее время значения нижнего предела пористости и проницаемости про-пластков, которые не следует включать в подсчет запасов газа объемным методом, не регламентированы. Поэтому при подсчете запасов газа объемным методом разные территориальные геологические управления принимают разные значения нижних пределов низкопористых и низкопроницаемых пропластков. Общеизвестно, что имеются пласты с достаточно высокой пористостью, но весьма низкой проницаемостью и наоборот. Значение пористости при подсчете запасов газа объемным методом не должно быть критерием для подсчета запасов. Критерием, скорее, может быть проницаемость и ее связь с капиллярными давлениями и порогом подвижности в таких случаях для жидких и газовых фаз.
При подсчете запасов газа объемным методом не учитывается возможность подключения в разработку низкопроницаемых пропластков по мере достижения в процессе разработки предельной величины депрессии между истощенными высокопроницаемыми и не вступившими в разработку низкопроницаемыми пропластками.
Таким образом, одной из основных задач проектировщика при прогнозирования показателей разработки является детальное изучение по всем параметрам представленного подсчета запасов, для учета влияния этих параметров при проектировании. Проектировщик обязан прове?/p>