Проект разработки газового месторождения Амангельды

Сведения о месторождении Амангельды: структура и геологический разрез, газоносность. Система разработки месторождения. Подсчет запасов газа и конденсата. Оценка и эксплуатация скважин. Технико-экономические показатели разработки газоносного месторождения.
Краткое сожержание материала:

Размещено на

Размещено на

Проект разработки газового месторождения Амангельды

Введение

месторождение газоносный геологический

Очистка и переработка природного газа Амангельдинского месторождения позволит решить вопрос снабжения дешевым природным газом потребителей данного региона и топливным газом собственных установок по подготовке газа к транспортированию. Создание установки очистки и переработки природного газа природного газа приведет к созданию собственной инфраструктуры переработки газа и конденсата, а это в свою очередь, увеличит количество рабочих мест в этом районе.

В перспективе при увеличении объемов добычи газа и конденсата в последние годы создание очистных и перерабатывающих мощностей снимет угрозу экологических катастроф при транспортировании углеводородов, так как природный газ и конденсат Амангельдинского месторождения содержат повышенное количество токсичных компонентов.

Наиболее актуальной инженерно-экологической проблемой для нефтегазовых производств является оптимизация и комплексная автоматизация всех технологических процессов и операций по экологическим факторам.

В данной работе сделан проект разработки Амангельдинского месторождения.

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

Месторождения Амангельды находится в пределах Мойынкумского района Жамбылской области Республики Казахстан, в 170 км к северу от города Тараз (рис.1).

Географически оно расположено в юго-запада части песков Мойынкум, которые в рассматриваемом районе занимают междуречье Шу и Таласа, с юго-запада к ним примыкает предгорная равнина Малого Каратау, ветвью Большого Каратау.

В орографическом отношении район представлен бугристыми песками Мойынкум с относительным превышением (бугристых) песчаных гряд северо-западного направления до 20м.

Граница песков на юге и юго-востоке имеет северо-западное простирание, вдоль неё протекает река Талас, в припойменной части которой расположены усадьбы пункты отгонного животноводства. Абсолютные отметки рельефа местности в районе месторождения +350 - +360 м увеличиваются в районе г. Тараз до +600 м. Местность на всём протяжении равнинная вздымающаяся к югу, в сторону Тянь-Шаня. Источником водоснабжения непосредственно на площади месторождении являются колодцы и артезианские скважины, уровень в которых находятся на глубине 10-20 м от устья. Водоносные горизонты палеогена залегают на глубине 60-220 м, содержат воду с минерализацией 3-5 г/л. Дебиты воды высокие (до 45 м³/сут).

Водоснабжение бурение обеспечивалось за счёт водяных скважин. Глина для бурового раствора скважин подвозилась, в основном, с глинокарьера Кенес расположенного в 75 км к югу от месторождения. Строительный материал - гравии, песок в избытке имеется в русле реки Талас, протекающей в 75 км на юго-западе. Бутовы камень разрабатывается в 120 км на севере с. Уланбель.

Размещено на

Размещено на

Масштаб 1 : 1500000

Рисунок 1 - Обзорная карта месторождения Амангельды

Непосредственно через площадь Амангельды проходит с юго-востока (от Жамбылской ГРЭС) на северо-запад высоковольтная линия электропередачи районного значения. Населения в районе Амангельды довольно редкое. Ближайший населённый пункт - село Уюк находится в 70 км к югу реки Талас.

Основное занятие у населения - животноводство, особенно овцеводства - каракулеводства. Через месторождения Амангельды проходит шоссейная дорога, которая соединяет областной центр г .Тараз с сёлами Акколь, Уюк, Уланбель.

Топливная база в районе месторождения отсутствует. Местное население и промышленные предприятия в качестве используют, в основном, привозной каменный уголь, саксаул. Климат района резко-континентальный с сухим жарким летом (до + 40 °С) и холодной (до - 30 °С ) малоснежной зимой, продолжительность отопительного сезона 178 суток (с 15 октября по 15 апреля

1.2 Стратиграфия

В пределах структуры Амангельды вскрыты отложения верхнего девона, карбона, перми, которые с угловым несогласием перекрыты мезо-кайнозойскими породами, толщиной до 400 м.

Девонская система - Д

Отложения девона вскрыты только в скважине 1, где ниже-средний девон, толщиной 160 м, представлен конгломератами и сильно уплотненными аргиллитами. Верхний девон сложен песчаниками и гравелитами с тонкими прослоями аргиллитов и конгломератов толщиной до 220 метров.

Разрез 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.

Каменноугольная система С

Отложения нижнего карбона в турнейском ярусе представлены переслаиванием песчаников и аргиллитов. Визейский ярус литологический подразделяются на нижнее- и средне-верхний подъярусы. Нижневизейский подъярус, к которому приурочена газоконденсатная залежь, сложен в нижней части аргиллитами, глинистыми песчаниками с прослоями углей (аргиллиты являются газоупором снизу для газоконденсатной залежи), а в верхней - переслаиванием песчаников и аргиллитов с пропластками известняка. Толщина до 80 м. Средне-верхний подъярус представлен в основном известняками, доломитами и мергелями аргиллитов и алевролитов. Толщина изменяется то 240 до 320 м. Серпуховский ярус сложен известняками, доломитами, в верхней части ангидритизированными аргиллитами с пропластками известняка. Толщина нижнего карбона до 800 м. Отложения среднего и верхнего карбона представлены в основании пестроцветными аргиллитами, алевролитами с прослоями песчаников, на них залегает толща красноцветных песчаников алевролитов и аргиллитов. Толщина более 700 м.

Пермская система Р

Пермские отложения расчленяются на подсоленосую, соленосную, и надсоленосую толщи. Подсоленосная толща представлена в основании аргиллитами, выше - переслаиванием песчаников, аргиллитов, часто с сульфатизированными включениями ангидрита. Толщина изменяется от 270 до 410 м. Соленосная толща представлена переслаиванием красноцветных сульфатизированных терригенных пород с прослоями галита толщиной до 500 м. Надсоленосная толща верхней Перми представлена в основании песчаниками, в остальной части - глинистыми алевролитами с прослоями песчаника. Толщина отложения изменяется от 170 до 450 м.

Мезозой - кайнозойская система Mz - Kz

Мезо-кайнозойские отложения представлены переслаиванием песков, глин и алевролитов. Толщина в пределах структуры изменяется то 178 в своде до 346 м на крыльях.

1.3 Тектоника

Месторождение Амангельды приурочено к одноименной структуре расположенной в восточной части Миштинского прогиба Мойнынкумской впадины Шу-Сарысуйской депрессии.

М 1: 300000

Рисунок 2.2. Геологический разрез месторождения Амангельды

Структура Амангельды представляет приразломную брахиантиклиналь северо-восточного простирания. Разлом, ограничивающий структуру с юго-востока, фиксируется сейсморазведкой как зона потери корреляции отложений от опорных горизонтов, что было подтверждено бурением скважин 10 и 14, которые оказались за пределами структуры Амангельды. Скважина 3 при сопоставлении разреза с соседними скважинами 11 и 18 хорошо коррелируется и абсолютная отметка кровли пласта - коллектора находятся ниже на 53 м (-1840.2м), чем в скважине 18 (-1787 м), то есть её положение согласуется со структурными построениями рядом расположенных скважин. При опробовании в этой скважине получен слабы приток газа, что также противоречит принадлежности вскрытых платов в скважине 3 к залежи нижневизейского продуктивного горизонта Амангельды. Размеры структуры по замкнутой изогипсе минус 1960 м составляют 14.2Ч6.4 км, амплитуда поднятия 260 м.

М 1: 500000

Рисунок 2.1. Структурная карта месторождения Амангельды

Поисково-разведочными скважинами выявлена газоносность турнейских, нижневизейских, серпуховских и пермских отложений.

Турнейские отложения испытаны в шести поисково-разведочных скважинах. Приток газа дебитом до 3 тыс.м3/сут, получен только в скважине 6. Во всех остальных скважинах притоков не получили или получили слабый приток пластовой воды. Так как промышленных притоков газа не получено и площадь залежи незначительна, запасы газа по турнейским отложениям не подсчитывались.

В серпуховских отложениях коллекторы распространены только в сводовой части структуры, на крыльях они замещаются глинистыми известняками и сульфатами. Горизонт испытан в 5 поисково-разведочных скважинах. Промышленный приток газа получен только в скважине 1, после соляно-кислотной обработки дебит газа составил 17.3 тыс.м3/сут. В 2-х скважинах получили незначительные притоки газа (до 3 тыс.м3/сут) даже после кислотной обработки, в одной притока не получили, в одной получили приток фильтрата бурового раствора. В эксплуатационных скважинах серпуховские отложения испытаны в двух скважинах в процессе бурения, притоков не получили. Учитывая небольшие размеры...