Рациональная система промышленной разработки нижневизейского продуктивного горизонта газоконденсатного месторождения Амангельды - Дипломная работа

2.1 Подготовка геолого-промысловой основы для проектирования разработки 2.2 Анализ текущего состояния опытно-промышленной эксплуатации и эффективности применения методов повышения газоотдачи 2.3 Обоснование выделения эксплуатационных объектов и выбор расчетных вариантов разработки 2.4 Обоснование выбора рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования. 2.6 Разработка рекомендации по управлению скважинами с МКД.месторождение пластовый флюид скважинаРазрез верхней части нижнесреднего девона, условно относимый к фундаменту, вскрыт скважинами 1 и 102 и представлен грубообломочными и пестроцветными, крупнозернистыми, очень крепкими кварц-полевошпатовыми песчаниками (скважина 102) и сильно уплотненными, частично рассланцованными, трещиноватыми аргиллитами. Максимальная вскрытая толщина составляет 557 м в скважине 102. Толщина отложений составляет 214 м в скважине 1 и 232 м в скважине 102. Отложения представлены турнейским, визейским и серпуховским ярусами. Нижний подъярус представлен сероцветными песчаниками и аргиллитами, с пропластками углей и обильным включением обуглившихся растительных остатков, которые вверх по разрезу сменяются аргиллитами с прослоями известняка.Пачка А имеет почти повсеместное распространение, в районе скважин 13 и 18 коллекторы замещаются глинистыми породами. Общая толщина пачки составляет, в среднем, 9,8м, изменяясь от 0,8 до 17,6м. Коэффициент расчлененности составляет 2,6; коэффициент песчанистости - 0,50. Суммарная эффективная газонасыщенная толщина колеблется от 0,8 м до 8,2 м, составляя в среднем 4,3м. Пачка Б отделяется от вышележащей пачки А глинистым разделом, толщина которого изменяется от 4 до 20м.На площади Амангельды промышленные притоки газа получены из песчано-глинистых отложений подсоленосной толщи перми (Р1), карбонатно-терригенных отложений серпуховского (С1s) и песчаников нижневизейского (С1v1) и турнейского (С1t) ярусов нижнего карбона. Коллекторы подсоленосных отложений перми представлены песчаниками средне-и мелкозернистыми, полимиктовыми, алевритистыми с прослоями алевролитов и аргиллитов, сцементированные в различной степени сульфатно-железисто-глинистым цементом. Как установлено в (21), по исследованиям кернов и данным опробования в подсоленосной толще пермских отложений развиты коллекторы порового и порово-трещинного типов. Коллекторы нижневизейских отложений нижнего карбона по данным анализа кернов представлены песчаниками полевошпат-кварцевыми, с преобладанием кварца.Используемый комплекс методов ГИС при оценке запасов [1, 2] отличался, в силу состояния технической оснащенности скважинной аппаратурой, от комплекса исследований новых эксплуатационных скважин. Структура комплекса ГИС в эксплуатационных скважинах изменилась: методы АК, ГГК-П, многозондовые ИК выполняются во всех скважинах, произошли и качественные изменения самих исследований. Применяемый с 2001г. в скважинах месторождения Амангельды комплекс ГИС соответствует обязательному комплексу исследований в открытом стволе для решения геологических и технических задач в эксплуатационных скважинах [12]. Комплекс позволяет изучать электрические, радиоактивные, плотностные, акустические свойства пород, слагающих разрезы скважин, а также геометрию стволов скважин. По достижению проектной глубины эксплуатационных скважин в отложениях нижневизейского и турнейского ярусов выполнен обязательный современный комплекс детальных геофизических исследований, включающий методы: ПС - каротаж потенциалов самопроизвольной поляризации;Потенциальное содержание стабильного конденсата (С5 В) с учетом результатов 2005-2006 гг., выполненные лабораторией "КАЗНИГРИ" путем рекомбинации устьевых проб флюидов, в среднем составило - 71.1 г/м3, что входит в диапазон значений использованных при "Подсчете запасов (1996 г.)" [2] - 67.9-112.9 г/м3, коэффициент сверхсжимаемости - 0.79, плотность при 20°С - 0.8589 кг/м3, вязкость пластового газа - 0.0120 МПА·с. Компонентный состав пластового газа, газа сепарации и сырого конденсата получен по результатам газоконденсатных исследований скважин 101, 103, 104, 110, 115 и представлен в таблице 1.5 . В среднем состав пластового газа содержит метана 78.80 % мол., этана - 9.48 % мол., С3 в - 5.90 % мол., азота - 5.68 % мол., углекислого газа 0.13 % мол. Сопутствующих компонентов в среднем содержится: этана - 9.50 % мол., С3 в - 4.57 % мол., азота - 5.82 %мол., углекислого газа - 0.13 % мол. Компонентный состав сырого конденсата в среднем содержит метана 8.93 % мол., этана - 8.47 %мол., пропана - 8.65 % мол., бутанов - 9.35 % мол., С5 в - 63.99 % мол.Месторождение Амангельды находится в пределах Мойынкумского района Жамбылской области Республики Казахстан, в 180 км к северу от города Тараз. Географически оно расположено в юго-западной части песков Мойынкум, которые в рассматриваемом районе занимают междуречье Шу и Таласа, с юго-запада к ним примыкает предгорная равнина Малого Каратау, являющегося ветвью Большого Каратау. В рамках "Проект

Содержание

Введение

1. Геологическая часть

1.1 Геолого-физическая характеристика месторождения

1.2 Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных пластов и их неоднородности

1.3 Характеристика продуктивного горизонтов по данным ГИС

1.4 Комплекс методов ГИС, техника и методика проведения исследований

1.5 Свойства и состав газа, конденсата и воды