Характеристика газоконденсатно-нефтеного месторождения Жанажол
Курсовой проект - Геодезия и Геология
Другие курсовые по предмету Геодезия и Геология
леводородному составу конденсат имеет парафиновую основу. Общее содержание парафиново-нафтеновых УВ превышает 86 %. Дебит конденсата в пачке Г северного купола составляет 13,4 м7сут на 5-м м штуцере.
Подземные воды продуктивной толщи KT-II хлоридно-кальциевого типа с минерализацией 68,4-85,5 г/л. Помимо микроэлементов бора и брома в водах присутствуют значительные концентрации лития и стронция.
Верхняя продуктивная толща КТ-1 сложена органогенно-обломочными известняками, доломитами и их переходнёыми разностями. Встречаются редкие прослои глин. Толща включает четыре продуктивных пачки: А, Б, В и В г Первые три пачки развиты по всей площади структуры, пачка В/ ограничена распространением в сводовой части северного купола (блок 111),
Строение и характер насыщения продуктивных пачек в целом по толще КТ-1 позволяют объединить их в единую массивно-пластовую залежь с едиными ГНК (-2560 м) и ВПК (-2663:2650 м). Коллекторы толщи КТ-1 поровокаверновые пористостью 11-14 % и проницаемостью 0,080-0,170 мкм . Высота нефтяной части залежи достигает 100 м, газоконденсатной 200 м. Покрышкой являются глинистые породы нижней перми и галогенная толща кунгура.
Эффективная толщина коллекторов в продуктивных пачках варьирует в пределах 7,4-38 м, нефтенасыщенная - 7,4-18 м, газонасыщенная - 11-26 м. Коэффициент нефтенасыщенности 0,80-0,87, коэффициент газонасыщенности 0,79-0,82.
Качественная характеристика и физические свойства нефтей продуктивной толщи КТ-1 близки. Они легкие (833-836 кг/м1), сернистые (0,4-0,9 %), парафинистые (3,95 %), содержание смол и асфальтенов 4,6-5,6 %. Выход фракций до 200 С достигает 32 %, до 300 0 С - около 55 %. По групповому составу нефти метаново-нафтеновые. Ароматические УВ имеют подчиненное значение.
Газонасыщенность пластовой нефти не превышает 263,3 м /м . Начальное пластовое давление изменяется в пределах 28,7 (пачка А) - 29,64 МПа (пач-ки В, Вг), пластовая температура 57-62 С. Добиты нефти от 13,47 до 148 m3/сут, газа - от 93 до 148 тыс.м3/сут.
Газ, растворенный в нефти и газоконденсатной части залежи, по составу легкий и тяжелый, этансодержащий; доля тяжелых УВ в нем изменяется от 8,5 до 19,6 %, метана - от 68,2 до 87,3 %. Содержание сероводорода 2,04-3,49 %, азота 1,02-2,19 %, углекислого газа 0,57- 1,08%, присутствует гелий в количестве 0,01-0,014%.
Содержание стабильного конденсата в газе 283 г/м . Плотность его 711-746 кг/м , содержание в нем серы 0,64%. В групповом составе содержится до 70 % метановых, 20 % нафтеновых и 10% ароматических У В. Дебит конденсата 34-162 м3/сут.
Пластовые воды толщи КТ-1 хлоридно-калыдиевого типа, плотностью 1,067-1,091 г/см и минерализацией 93,5-133,7 г/л.
Режим работы залежей нижней карбонатной толщи водонапорный и упруговодонапорный, верхней карбонатной толщи - сочетание водонапорного и газового.
Месторождение находится в разработке.
Список используемой литературы
- В.Я. Горфинкель. Экономика предприятия. Учебник. М."ЮНИТИ" 96Г
- "Панорама", 17 июля 1998 года, № 28 (294)
- "Пресс-релиз" Нефтегазовая вертикаль. N1 2000г
- "Жидкое золото манит нас" Марат НУРГОЖИН Казахстанская правда, 1998 г
- "Нефтяной Клондайк на грани социального взрыва" Н.ФОМИН, ЦАБ Центральноазиатский бюллетень, 1999 г, №7
- "Панорама", 7 августа 1998 года, № 30
- Абдулин А. А., Геология Казахстана, А. Наука, 1981
- Абдулин А. А., Месторождения нефти и газа Казахстана, М. Недра, 1993