Характеристика газоконденсатно-нефтеного месторождения Жанажол
Курсовой проект - Геодезия и Геология
Другие курсовые по предмету Геодезия и Геология
?ить и при необходимости пересчитать параметры, которые усредняются при подсчете запасов объемным методом. К этим параметрам относятся: пористость, газоводонасыщенность, толщина газонефтеносных пластов, давление, температура, состав газа, положение ГВК по площади (газонефтяного контакта при наличии оторочки), а также параметры двухфазной зоны.
На месторождениях, введенных в разработку, кроме объемного метода используют и метод падения пластового давления, за теоретическую основу которого принято уравнение материального баланса. Этот метод позволяет оценить текущие извлекаемые запасы газа на момент его применения в зоне, вовлеченной в разработку, и, в первую очередь, из высокопроницаемых пропластков. Вовлечение в разработку низкопроницаемых пропластков по этой методике учитывается в неявной форме. Поэтому по методу падения пластового давления определяются запасы, когда неизвестно, из каких пропластков эти запасы, с какими фильтрационными и емкостными параметрами и когда включились или включатся в разработку эти пропластки. Определяемые методом падения пластового давления запасы в целом зависят от:
геометрии (размеров) дренируемой зоны;
фильтрационных и емкостных параметров пропластков;
параметра анизотропии;
запасов упругих сил водоносного бассейна;
темпа отбора газа из месторождения;
размещения и числа скважин и др.
Рисунок 3.1 - Структура извлекаемых запасов разрабатываемых месторождений в % в 2003 г.
При подсчете запасов газа методом падения пластового давления усредняется практически только один параметр - пластовое давление по площади и при значительной толщине залежи - и по толщине. Очень существенно влияют на запасы газа по этому методу вторжение воды в залежь (не на начальной стадии разработки), перетоки газа и ввод новых скважин или группы скважин в разработку в зоне, уже вовлеченной в разработку.
Метод в одинаковой степени применим для отдельных скважин, кустов, УКПГ, но с одновременным по всем скважинам, кустам и УКПГ измерением давления и отбором газа с последующим суммированием полученных удельных запасов газа по залежи.
Отмеченные выше недостатки методов подсчета запасов могут быть устранены принципиально новым подходом к оценке запасов газа, каким является использование геолого-математических моделей месторождений или их фрагментов массивного и пластового типов, учитывающих как емкостные, так и фильтрационные свойства каждого пропластка многослойного неоднородного пласта.
Заключение
Газоконденсатнонефтяное месторождение Жанажол. Находится в Мугоджарском районе Актюбинской области, в 240 км к югу от г. Актюбинска. Поднятие выявлено сейсморазведочными работами в 1960 г. Поисковое бурение начато в 1961 г. Первый промышленный приток нефти был получен в скв. 4 в 1978 г. из карбонатных отложений среднего карбона. Продуктивной толще был присвоен индекс КТ-1. Разведочные работы по этой толще проводились с 1978, по 1984 г. В 1981 г; при бурении разведочной скв.23 установлена продуктивность нижней карбонатной толщи (КТ-Н).
Стратиграфически продуктивная толща отнесена к каширскому горизонту московского яруса среднего карбона и верхней части нижнего карбона. Продуктивные толщи КТ-1 и КТ-П разделены терригенно-карбонатными осадками толщиной от 216 до 417 м.
Месторождение приурочено к брахиантиклинальной складке субмеридионального простирания с углами падения крыльев от 4 до 12.
Складка осложнена двумя сводами - северным и южным, и тектоническими нарушениями, одно из которых проходит по западному крылу, а два других - через центральную часть поднятия.
Структура разделена на три блока - южный, центральный и северный. Амплитуда нарушения в пределах западного крыла 100- -150 м, в центральной части складки - 40-50 м. Размеры структуры в пределах замкнутых изогипс -3350 и -3550 м 29x8 км. Амплитуда южного купола 200 м, северного - 400 м. Выявленные залежи относятся к массивно-пластовым сводовым с элементами тектонического экранирования.
Продуктивная толща КТ-П сложена известняками с маломощными прослоями доломитов. В ее пределах выделены продуктивные пачки Г и Д.
Коллекторы поровые с открытой пористостью 9,5- -12,6 %, проницаемостью 0,061-0,395 мкм, коэффициентами нефтенасыщенности 0,82-0,89, коэффициентами газонасыщенности 0,78-0,83. Нефтенасыщенная толщина 7,7-54 м, газонасыщенная 29,1-52,5 м. Высота залежей 50-350 м. Начальные пластовые давление и температура в пачках Г и Д составляют соответственно 37,5-39,6 МПа и 77-81С. Дебиты нефти от 2,5 до 116 м3/сут в пачке Д и от 2 до 281 м3/сут в пачке Г. Дебиты газа достигают 219 тыс.м3/сут.
Нефть легкая, плотностью 809-827 кг/м , маловязкая, сернистая (0,7-1,11%), парафинистая (4,9-7,1 %). Содержание силикагелевых смол 4,23-6,8%, асфальтенов 0,43- -1,78 %. Выход светлых фракций до 300С составляет 50,7 %.
Газонасыщенность пластовой нефти находится в пределах 168,2 -1319,5 м3/м3.
Газ, растворенный в нефти пачек Г и Д, тяжелый, этансодержащий. Характерно высокое содержание тяжелых УВ - - 33,75-35,57 %, метан составляет 48,7 %. Отмечается повышенная концентрация сероводорода (до 5,97 %), в небольших количествах присутствуют азот, углекислый газ, гелий.
Газ газовых шапок тяжелый, этансодержащий, доля тяжелых УВ в нем достигает 18,5 %, содержание метана 73,24 %, сероводорода 2,94 %, азота до 1,93%.
Содержание стабильного конденсата в газе 614 г/м3. Плотность его 770 кг/м3. В составе конденсата присутствуют, %: парафин до 3,6, сера 0,41 и силикагелевые смолы 0,55. Выход фракций до 300С достигает 74,6 %. 11о уг