Геологическое строение и гидрогеологическая характеристика месторождения. Определение параметров газоконденсатной смеси и запасов газа. Расчет устьевого давления "средней" скважины по годам. Прогнозирование основных показателей разработки зоны УКПГ-8.
Краткое сожержание материала:

Размещено на

Содержание

Введение

1. Геолого-геофизическая характеристика месторождения

1.1 Геологическое строение

1.2. Гидрогеологическая характеристика месторождения

2. Определение параметров газоконденсатной смеси УКПГ-8

3. Расчет параметров «средней» скважины УКПГ-8

4. Анализ основных показателей разработки зоны УКПГ-8

4.1 Определение запасов газа

5. Расчет устьевого давления «средней» скважины по годам

6. Анализ основных показателей разработки зоны УКПГ-8

7. Прогнозирование основных показателей разработки зоны УКПГ-8

Список использованных источников

Введение

Разработка любого месторождения природных углеводородов ведется согласно проектным документам, которые составляются для каждой стадии разработки месторождения. Исходная информация, используемая при прогнозировании изменения основных показателей, объективно не может быть полностью достоверной. В связи с этим необходимо вести постоянный анализ основных показателей разработки, что означает сравнение проектных и фактических данных в течение заданного периода времени.

Анализ позволяет выявить причины несоответствия проектных и фактических основных показателей и учесть их при корректировании проектных документов.

В курсовом проекте дана краткая геологическая характеристика месторождения, особенности геологического строения зоны, емкостные и фильтрационные свойства залежи дренируемой скважинами, подключенными к УКПГ-8, выполнен анализ основных показателей разработки до 2010 года, рассчитаны запасы газа зоны УКПГ-8 методом падения пластового давления по фактическим данным разработки. Определены параметры «средней» скважины, которые использовались в прогнозных расчетах основных показателей до 2020 года.

1. Геолого-геофизическая характеристика месторождения

1.1 Геологическое строение

Оренбургский вал, с которым связано ОНГКМ, имеет достаточно сложное строение в связи с проявлением в его пределах тектонических и седиментационных структуро-формирующих факторов. Простираясь с запада на восток, структура имеет протяженность более 100 км и ширину от 10 до20 км.

Структура Оренбургского месторождения изучена по более чем 1000 скважинам.

По кровле артинской карбонатной толщи структура выделяется в виде единого поднятия (типа брахиантиклинали) и оконтуривается изогипсами минус 1600, 1650 и 1700 м. Наиболее высокие отметки (минус 1230-1240 м) в пределах поднятия приурочены к его сводовой части (район скв.18-д, 106, и др.). На севере структуры, где поднятие контролируется крутым крылом (10-15), отметки достигают минус 1800-1840м в западной части поднятия (скв.5, 84, 98) и почти минус 1900 м - в восточной (скв. Г-10).

На южном крыле, характеризующемся погружением не более чем на 1,5-2, наиболее глубокие абсолютные отметки равны минус 1760 на западе (скв.82), минус 1780 м - в центре (скв.43) и минус 1825 м - на востоке (скв.179). Из-за различной крутизны крыльев поднятие приобретает форму явно асимметричной структуры.

В пределах поднятия выделяются три купола - Западный, Центральный и Восточный.

Западный купол, выделяющийся как обособленное поднятие с размерами 20х6 км и амплитудой 120 м по кровле III объекта, по кровле артинской карбонатной толщи отмечается в виде обширной периклинали (25х12 км). Амплитуда в районе Западного купола (относительно северного и южного погружений) достигает 300 м.

Центральный купол, выделяющийся в виде самостоятельного поднятия (40х13 км, амплитуда 280 м) по III объекту, по артинской карбонатной толще образует наиболее крупную (50х18 км) и наиболее приподнятую часть Оренбургского поднятия. В своде купола, являющегося одновременно и сводом всего поднятия, отметки равны минус 1230-1240 м. Амплитуда купола достигает почти 500 м. На востоке (район скв. 618, 621) Центральный купол отделяется от Восточного неглубоким прогибом (с погружением до минус 1580-1590 м).

Восточный купол в своде имеет абсолютные отметки минус 1460 -1470 м, что ниже относительно свода Центрального купола более чем на 200 м. Свод купола вырисовывается по изогипсе минус 1650 м в виде поднятия, имеющего почти изометрическую вершину (изогипса минус 1550 м), и протяженную (на восток) периклиналь. Размеры свода 16х6 км. С юга к своду примыкает сравнительно широкое (3-4 км) моноклинальное крыло, а с востока - обширная (14х8 км) террасообразная площадка.

Разрез основной газоконденсатной залежи слагают породы нижней перми в объеме от артинского до ассельского яруса и каменноугольные отложения в объеме верхнего и среднего отделов. Сложен разрез известняками органогенными, в значительной степени измененными, перекристаллизованными, доломитизированными и сульфатизированными, участками трещиноватыми.

Продуктивные пласты и объекты.

По разрезу от нижнепермских до среднекаменноугольных отложений включительно в пределах месторождения выделено и изучено более 10 продуктивных (содержащих газ, нефть) пластов.

Исторически сложилось, что для разбивки залежи по разрезу используются термины «первый», «второй» и «третий объект». Многие исследователи до настоящего времени используют эту терминологию. В этом случае следует иметь ввиду, что первый объект - это часть разреза, включающая породы артинского и сакмарского ярусов, второй объект - включает нижнюю часть сакмарского яруса, ассельские и частично верхнекаменноугольные отложения, третий объект - включает отложения верхнего и частично среднего карбона.

В «Проекте доразработки ОНГКМ», выполненном в 1996 г. было показано, что основную залежь с позиций разработки можно рассматривать как состоящую из двух объектов: первый объект включает артинско-сакмарские отложения - собственно выделенный геологический объект, и второй объект - нижнюю часть сакмарских отложений, ассельские и верхне- и среднекаменноугольные отложения, т.е. включает в себя второй и третий геологические объекты. Условно выделенные геологами второй и третий объекты представляют собой единый объект разработки - второй.

В настоящем документе для преемственности исследований используются термины «второй и третий объект разработки» в понимании геологических объектов.

Ниже приводится описание трех условно выделенных геологических объектов и пластов, составляющих основную газоконденсатную залежь.

I геологический объект

Первый объект выделен и прослежен в пределах Западного и Центрального куполов. Он включает породы артинского и сакмарского ярусов. На востоке I объекту отвечает одновозрастная толща пород, более дробно расчлененная (с точки зрения наличия пластов-коллекторов и пластов-перемычек).

В литологическом отношении объект представлен известняками, в верхней части участками значительно сульфатизированными и доломитизированными. Общие толщины пласта, закономерно увеличиваясь по направлению с запада на восток, изменяются от 60-70 до 100-150 м.

ГНК первого объкта принят на абсолютной отметке минус 1720 м. Контакт нефть - вода - на отметке минус 1750 м.

При принятых контактах размеры первого объекта достигают: более 70 км по длине, 10-12 км по ширине в западной части и почти 20 км - в центральной.

Отложения литологически экранированы (на востоке, на участке прогиба между центральным и восточным куполами).

Газонасыщенные толщины достигают:

- поровый коллектор - 30-40 м;

- трещинно-поровый коллектор - 10-20 м на западе и 20-60 м в центральной части;

- трещинный коллектор - на западе 5-10 м, в центральной части: 30-50 м.

Нефтенасыщенные толщины -- 4-10 м и в единичных случаях до 18 м. Объем газонасыщенных пород 35,2 млрд. м³ (60% объема залежи), нефтенасыщенных -- 0,39 млрд. м³ (0,7%).

На средний подсчетный уровень начальное пластовое давление равно 19,5 МПа, пластовая температура составляет 29,34С.

Как показали результаты доразведки, нефтяные оторочки I и II объектов в центральной части месторождения изначально имели мозаичное распространение, промышленной ценности не имеют.

Объект состоит из целой серии проницаемых пропластков, разделенных плотными и уплотненными разностями.

Проницаемые пропластки (коллекторы) подразделены в зависимости от их фильтрационно-емкостных свойств на: поровые, трещинно-поровые и трещинные.

Пропластки-коллекторы порового типа в разрезе преобладают. Как правило, количество их достигает более 20, нередко и более 30-40, а также, в единичных случаях (Центральный купол, скв.307), более 60. Однако имеются скважины, где количество пропластков в пределах объекта менее 10 (Западный купол - скв.15043; Центральный - скв.8007 и др.).

Толщины отдельных пропластков колеблются в достаточно широких пределах: от 0,4-0,6 м до нескольких метров. В единичных случаях толщины пропластков достигают более 10 м (например, по скв. 219 на Центральном куполе).

Суммарная эффективная толщина пропластков изменяется также достаточно широко: иногда менее 10 м, а иногда более 40 м. В целом определилось, что наибольшие толщины свойственны сводовым участкам куполов, а наименьшие - крыльевым.