Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов, их продуктивной и энергетической характеристик. Оценка технико-экономических показателей разработки Южно-Луговского месторождения с учетом строительства подземного хранилища газа.
Аннотация к работе
В настоящее время роль подземного хранения газа значительно возросла. Постоянно происходящая реструктуризация потребления энергоресурсов в пользу газа и развитие рыночных отношений увеличивают разрыв между летним и зимним потреблением. Целью данной работы является исследование эффективности создания подземного хранилища газа на Южно-Луговского месторождения Анивского района. Общая часть 1.1 Общие сведения о месторождении Южно-Луговское месторождение относятся к Анивским газовым месторождениям, разрабатываемым в настоящий период. С юга на север, вдоль восточной границы площади месторождения Южно-Луговское проходит автотрасса Таранай-Анива-Холмск. Ближайшими к месторождению Южно-Луговское населёнными пунктами являются районный центр г. Анива и пос. Огоньки, отстоящие от контура месторождения на расстоянии, соответственно, 5 и 6 км. Орографически Южно-Луговское месторождение, за исключением западной границы площади, приурочивается к равнинной прибрежной низменности. Это плоская заболоченная, пологая, слабоволнистая поверхность с локальным развитием неглубоких (длиной 2,5 - 3 м) задернованных оврагов. Высота его на равнине не превышает одного метра, в распадках - достигает двух и более метров. Средняя скорость ветра в зимние месяцы 3,6 - 3,8 м/с, в летние месяцы 2,2 - 2,3 м/с. Верхнемеловые отложения (К2) вскрыты рядом скважин, где они представлены тёмно-серыми аргиллитами и алевролитами. Породы плохо отсортированы, характеризуются высокой открытой пористостью и низкой проницаемостью. В разрезе нижнемаруямской подсвиты выделяются ряд пластов, толщины которых составляют от 10 - 15 до 80 - 100 м. Толщина подсвиты составляет 600 - 800 м. Южно-Луговское газовое месторождение приурочено к одноименной локальной антиклинальной структуре, которая входит в состав Луговской антиклинальной зоны. В Южно-Луговском месторождении выделяются три блока: Золоторыбный, Центральный и Северный, причём Золоторыбный блок ранее выделялся как отдельное месторождение. В результате проведённых в 2000 году ОАО «Востокгеология» геологоразведочных работ (сейсморазведка 2D и поисковое бурение) было установлено, что Золоторыбное месторождение является южным тектоническим блоком Южно-Луговской структуры. Дизъюнктивное обособление блока от центральной части Южно-Луговской структуры существует только по самым нижним продуктивным пластам (снизу вверх): XIIIб, XIIIа и XIIб. При этом разрыв 6 по своему действию для XI пласта аналогичен дизъюнктиву 7, экранирующему газоносность пласта XIIа, (рис. Газонасыщенными являются: III, IV, V, VII, IX, Xa, XI, XI-2, XIIа, XIIб, XIIб-1, XIIб-2, XIIIа, XIIIб пласты, сложенные алевритопесчаными породами. Установлено две залежи этого пласта: - в Золоторыбном блоке - по данным испытания в колонне и в соответствии с материалами ГИС (С1), - в Северном блоке - по данным ГИС (С2). Размеры залежи составляют (2,4 ? 1,2) км, высота - 61 м. Площадь газоносности 1529 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 18613 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 12 до 23 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-21,8 м, средняя газонасыщенная толщина - 12,2 м. ГВК залежи пласта XIIIб в пределах Золоторыбного блока принимается на отметке -1385 м. ГВК залежи пласта XIIIa в пределах Золоторыбного блока принимается на отметке -1368 м. Наличие двух газовых залежей пласта ХIIб с разными уровнями ГВК в Центральном и Северном блоках Южно-Луговского месторождения установлено данными испытания скважин в эксплуатационной колонне, которым соответствуют материалы ГИС; это залежи с запасами категории С1. V горизонт. III горизонт. В период с 1999 по 2000 гг. на месторождении с отбором керна пробурено три скважины в Золоторыбном блоке (скважины №№ 6 Зл, 7 Зл, 8 Зл). Нижний предел для начальной газонасыщенности коллектора определить не предоставляется возможным из-за не достаточности исходного материала. 1.2.3 Физико-химические свойства и состав пластового газа, конденсата и воды В процессе разведки месторождения при испытании скважин в период с 1975 по 2004 год ОАО “Востокгеология” проводился отбор проб газа с целью получения данных о его компонентном составе и физико-химических свойствах. Величины пластовых давлений приближаются к гидростатическим, значения их изменяются от 10,91 МПа до 13,79 МПа по месторождению, пластовая температура возрастает с глубиной от 37о С до 49о С. Подземные хранилища можно разделить на следующие типы: в истощенных газовых, а также в нефтяных пластах отработанных месторождений; в пористых водоносных пластах; в специальных горных выработках (специальные шахты, камеры в отложениях каменной соли). Существует опасность как потерь газа через кровлю хранилища, каналы в цементном камне за колонной скважин, тектонические нарушения горных пород и другие возможные пути миграции газа, так и больших денежных затрат при неблагоприятных геолого-физических параметрах пласта-коллектора (небольшие коэффициенты проницаемости и пористости, рыхлость или трещиноватость коллектора, ограниченный объем воды в поровом пространстве коллектора