Днепровское месторождение и его нефтегазоносность (Западно-Кубанский прогиб)

Тип:
Добавлен:

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«КУБАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

(ФГБОУ ВПО «КубГУ»)

Кафедра региональной и морской геологии

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА

(МАГИСТЕРСКАЯ ДИССЕРТАЦИЯ)

Днепровское месторождение и его нефтегазоносность (Западно-Кубанский прогиб)

Работу выполнил

Е.П.Борисов

Научный руководитель

доц., канд. геол.-минерал. наук,

доцент Л.П.Соловьева

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

.ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ДНЕПРОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

.1 Литолого-стратиграфическая

.2 Гидрогеологическая

.3 Геофизическая

.4 Тектоническая

.НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ И РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

.1 Продуктивные пласты

.2 Состав и свойства пластовых флюидов

.3 Этапы проектирования и разработки месторождения

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАНЫХ ИСТОЧНИКОВ

РЕФЕРАТ

месторождение нефтегазоносность пласт флюид

Борисов Е. П. выпускная квалификационная работа (магистерская диссертация) 62 л.текста, 16 табл., 12 рис., 16 источников, 1 прил.

ГАЗ, СКВАЖИНА, ЛОВУШКА, ПОДНЯТИЕ, СЕЙСМИЧЕСКИЙ ГОРИЗОНТ, КОЛЛЕКТОР, ПЕРСПЕКТИВЫ, МЕСТОРОЖДЕНИЕ.

В работе рассмотрены общие сведения о районе Днепровского месторождения. Описана геолого-геофизическая характеристика месторождения. История и методы разведки и разработки. Произведен анализ геологической информации, существующей на данный момент. Изучены коллекторские свойства продуктивных пластов месторождения и сделаны выводы о перспективах нефтеносности.

ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

АКЦ-акустическая цементометрия

АКШ(ФКД)широкополосный акустический каротаж с записью фазокорреляционных диаграмм

БК-боковой каротаж

БКЗ-боковое каротажное зондирование

БМК-боковой микрокаротаж

ВГФ-водогазовый фактор

ВИКИЗ-метод высокочастотных индукционных каротажных изопараметрических зондирований

ГВК-газоводяной контакт

ГГДИ-газогидродинамические исследования

ГЖС-газожидкостная смесь

ГИС-геофизические исследования скважин

ГК-гамма-каротаж

ГКМ-газоконденсатное месторождение

ГПУ-газопромысловое управление

ИК-индукционный каротаж

НГК-нейтронный гамма - каротаж

НДС-налог на добавленную стоимость

НКТ-насосно-компрессорные трубы

ВВЕДЕНИЕ

Одним из перспективных направлений по приросту промышленных запасов газа в Краснодарском крае, являются понт-меотические отложения Тимашевской ступени. Залежи газа в этих отложениях связаны с бескорневыми складками уплотнения во II-VI песчаных горизонтах. Залежи обычно небольших размеров с запасами газа 100-800 млн. м3. В связи с относительно простой методикой выявления и небольшой (500-1100м) глубиной их залегания, разработка таких залежей. несмотря на небольшие запасы газа в них, рентабельна.

Основные перспективы понт-меотических отложений связаны с западной частью Тимашевской ступени, где газоносность их установлена на пяти площадях. Восточная часть Тимашевской ступени в связи с Фациальным изменением понт-меотических отложений и опреснением пластовых вод в них, по этим отложениям малоперспективна или бесперспективна.

Перспективы газоносности связываются практически только с отложениями понт-меотиса, однако на отдельных транзитных структурах, которые могут быть выявлены в пределах слабоизученной части Тимашевской ступени в зоне Приазовских плавней, отдельные поисковые скважины на понт-меотис целесообразно углубить до полного вскрытия осадочного чехла с целью одновременного изучения перспектив газоносности нижележащих отложений миоцена, олигоцена, эоцена и нижнего мела. Поэтому за нижнюю границу для горного отвода на Прим-Ахтарском участке принята подошва нижнего мела, залегающая в пределах участка на глубинах от 1800 до 3800 м.

Днепровское газовое месторождение расположено в Тимашевском районе Краснодарского края, в 7 км западнее ст. Днепровской. В непосредственной близости от Днепровского расположены Роговское и Гривенское месторождения.

Целью работы является оценка перспектив нефтегазоносности Днепровского месторождения.

В процессе достижения цели решались следующие задачи:

анализ всей геологической информации по Днепровскому месторождению.

анализ коллекторских свойств продуктивных пластов по петрофизическим данным.

В основу работы легли геологические, инженерные и экономические расчеты, выполненные при помощи геологической и гидродинамической информации, В основу работы легла имеющаяся на сегодняшний день геолого-геофизическая и промысловая информация, результаты геологической интерпретации, результаты интерпретации ГИС в скважинах, результаты специальных исследований керна, пластовой жидкости, гидродинамических исследований в скважинах.

Ближайшие населенные пункты - станицы Днепровская, Калининская, Роговская.

Вблизи месторождения проходит железнодорожная магистраль, которая через станцию Тимашевскую и узловую станцию Крымская связана с г. Краснодаром.

Основной водной артерией является приток реки Кубань - река Протока. Река судоходная на всем протяжении. Гидросеть района представлена каналами, плавнями, лиманами, протоками, ериками.

Основной культурой земледелия являются зерновые.

Климат района - умеренно континентальный, с мягкой зимой и жарким летом.

Обзорная схема района месторождения представлена на рисунке 1.

Днепровское месторождение введено в опытно-промышленную эксплуатацию (ОПЭ) в конце 1999 года.

Рисунок 1 - Обзорная карта района месторождения

.1 Литолого-стратиграфическая

Днепровское месторождение расположено в центральной части Тимашевской ступени.

Стратиграфическое расчленение вскрытого разреза проведено по материалам бурения скважин на самом Днепровском месторождении с привлечением данных бурения по соседним площадям (Роговская, Тимашевская и др.)[1].

Сводный литолого-стратиграфический разрез приведен в приложении П.1.

Четвертичная система (Q)

Эоплейстоценовый отдел

Голоценовый ярус. Отложения яруса представлены аллювиально-лиманными и дельтовыми образованиями, состоящими из суглинков, желто-бурых глин с включением карбонатных стяжений толщиной до 15 - 20 м, ниже которых залегают пески с тонкими глинистыми прослоями.

Апшеронский ярус. В верхней части Азово-Кубанской свиты выделяется толща, имеющая апшеронский возраст. Это доказано результатами анализов керна, отобранных в скважине № 1 Тимашевской. В образцах керна найдены остракоды и моллюски.

Отложения сложены переслаиванием пачек песков и глин. Глины зеленовато-серые с карбонатными включениями. В подошве залегают желтые разнозернистые пески, местами с включением гальки. В разрезах Днепровской площади толщины апшерона не превышают 60 м.

Неогеновая система (N)

Плиоценовый отдел (N2)

Плиоценовые отложения входят в состав континентальной надпонтической серии, именуемой Азово-Кубанской свитой и распространенной в пределах платформенной части Западного Предкавказья. В нижней части свиты выделен киммерийский ярус, его перекрывает акчагыльский (куяльник) ярус (Nак).

На платформенной части Западного Предкавказья морские отложения акчагыла неизвестны. Здесь распространены лиманные отложения с куяльницкой фауной остракод и моллюсков.

Породы представлены чередованием пачек песков и глин толщиной от 5 до 20 м. Прослои песков мелко- и тонкозернистые, кварцевые, с карбонатными стяжениями, включением дресвы и лигнита.

Глины темно-серые и желто-бурые, песчанистые, местами известковистые. Толщина яруса на Днепровском месторождении составляет 410 - 430 м.

Породы киммерийского яруса представлены мощными пачками песков (от 20 до 50 м) серых, кварцевых, преимущественно мелкозернистых, неизвестковистых. В подошве нижней песчаной пачки преобладают разнозернистые пески, местами встречается конгломерат. Встречаются прослои алевролитов серых, крупнозернистых, слюдистых, а также пласты глин темно-серых, песчано-алевритовых. Толщина киммерийского яруса достигает 120 - 150 м.

Понтические отложения на Днепровском месторождении с размывом залегают на меотических.

Отложения понтического яруса в пределах рассматриваемой площади можно подразделить на три части - верхнюю, среднюю и нижнюю. Верхняя и нижняя части разреза представлены преимущественно глинами с прослоями алевролитов. Глины светло-серые, голубоватые, алевритистые, известковистые, плотные, слюдистые. Алевролиты серые, глинистые, слюдистые.

Общие толщины каждой из частей разреза от 40 до 50 м.

В средней части разреза выделяется песчано-алевролитовая пачка, отождествляемая со II горизонтом. Пачка сложена песками, песчаниками и алевролитами. Пески и песчаники светло-серые, желтоватые, мелкозернистые, кварцевые, слюдистые, слабоизвестковистые, глинистые. Алевролиты серые, слюдистые, глинистые. Толщина II горизонта понта по данным скважин № 1, 2, 3 не более 20 м[2].

Суммарная толщина понтических отложений в пределах площади изменяется от 110 до 130 м.

Миоценовый отдел (N1)

Меотические отложения сложены песками, песчаниками с подчиненными прослоями глин, алевролитов, мергелей и известняков-ракушечников. Залегают они с небольшим размывом на верхнесарматских отложениях.

В верхней части разреза выделяется IV горизонт толщиной 50 м (скважина № 1). Слагают его пески, песчаники светло-серые, мелкозернистые, алевритистые, кварцево-глауконитовые, слабо сцементированные, неизвестковистые.

Встречаются прослои алевролитов серых, слабоглинистых, слабо известковистых и прослои глин темно-серых, плотных и песчано-алевритовых, неизвестковистых и слабо известковистых.

Перекрывают песчаники IV горизонта с размывом глины темно-серые, неизвестковистые, содержащие смешанную микрофауну понта и меотиса (скважина № 1).

Разрез нижней части меотических отложений Днепровского месторождения представлен мощной толщей (более 110 м в скважине № 1) песков и песчаников. Данная толща является V горизонтом. Сложен он песками и песчаниками светло-серыми, мелкозернистыми, кварцево-глауконитовыми, слюдистыми, слабо сцементированными. Среди них встречаются тонкие прослойки глин темно-серых, песчанистых и глин аргиллитоподобных, серых, крепких, неизвестковистых с включениями гальки (скважина № 3).горизонт перекрывается пачкой глин с редкими прослоями алевролитов. Глины зеленовато-серые, слоистые, неизвестковистые. Алевролиты серые, глинистые, неизвестковистые.

Вскрытая толщина меотиса на площади более 150 м.

На Днепровском месторождении газоносность связана с V и IV горизонтами меотиса.

.2 Гидрогеологическая

Газоносный бассейн, занимающий территорию западной части Западно-Кубанского прогиба и Тимашевской ступени, в гидрогеологическом отношении изучен крайне неравномерно.

На Днепровском месторождении притоков пластовой воды при опробовании скважин не было получено.

В гидрогеологическом отношении разрез осадочной толщи, вскрытый бурением на Днепровском месторождении, можно разделить на три водоносных комплекса, принципиально отличных друг от друга:

нерасчлененный плиоцен (киммерийский - куяльницкий ярусы);

нижнеплиоценовый (понтический ярус);

верхнемиоценовый (сарматский - меотический ярусы).

Область питания расположена в районах выходов понтического и меотического ярусов на дневную поверхность в районах предгорной части Большого Кавказа. Границы области разгрузки не установлены.

Сведения о водонапорном комплексе меотических отложений на Днепровском месторождении приведены в таблице 2.1.

Антропогеновые отложения на Днепровском месторождении толщиной 50 - 60 м относятся к зоне свободного водообмена, промываются атмосферными осадками и поверхностными водами и не выделяются в отдельный водоносный комплекс.

Водоносный комплекс нерасчлененного плиоцена, куда входят киммерийский и куяльницкий ярусы (более чем 500-метровая песчано-глинистая толща), которая является основным артезианским бассейном, снабжающим пресной водой почти всю равнинную территорию Краснодарского края.

В литологическом отношении куяльницкий ярус представлен чередованием песчаных и глинистых пород примерно в одинаковом объеме. В киммерийском ярусе преобладают песчаные разности.

Весь разрез нерасчлененного плиоцена насыщен пресными водами. Коллекторские свойства песчаных отложений - хорошие. Регионально выдержанные водоупоры отсутствуют и сообщаемость между отдельными пластами-коллекторами хорошая, что обуславливает установление зоны свободного водообмена по всему разрезу.

Общая минерализация вод изменяется в небольших пределах - от 0,6 до 3,0 г/л. Тип воды - гидрокарбонатно-натриевый, жесткость - 0,25 - 0,28 Боме, щелочность - 8 - 9 рН. Отмечается присутствие метана, сероводорода в небольших количествах. Дебиты воды, замеренные в скважинах, изменяются в пределах 100 - 200 м3/сут.

В водоносный комплекс верхнего миоцена входят меотический и сарматский ярусы. На Днепровском месторождении пластовые воды этих ярусов не изучены. Однако на соседнем с ним Роговском месторождении в скважине № 2 в IV меотическом горизонте выполнены гидрогеологические исследования в интервале перфорации 715 - 718 м. После двухступенчатого снижения уровня методом аэризации на 370 м от устья из скважины получена пластовая вода с расчетным дебитом 48 м3/сут.

Таблица 1.1 - Сведения о водонапорном бассейне меотических отложений

П а р а м е т р ыЕдиницыСреднееизмерениязначение123Площадь бассейнакм223000Толщина пласта в бассейнем87Открытая пористость коллекторов%34Проницаемость пласта10-15 м21308Газонасыщенность пластовых вод в бассейнем3/м30,330Начальное пластовое давление на ГВКкгс/см279Температура°С38Объемный коэффициент пластовых воддоли ед.0,56Вязкость пластовых водМПа ´ с-Общая минерализация пластовых водг/л37,9Плотность пластовых водг/см31,025

.3 Геофизическая

Промыслово-геофизические исследования на Днепровском месторождении проводились с целью получения полной информации об изучаемом разрезе. Параметры промывочной жидкости: удельный вес = 1,16 - 1,23 г/см3, вязкость - 30 - 45 сек, водоотдача - 10 - 15 см3 за 30 мин, удельное сопротивление раствора при температуре пласта (33 - 40 °С) - 0,5 - 3,2 Ом×м[4].

Комплекс геофизических исследований представлен следующими видами каротажа:

стандартный каротаж - градиент - (А2М0,5n) и потенциал- (N11М0,5А) зондами в масштабе глубин 1:500, сопротивлений - 2,5 Ом×м/см, ПС - 12,5 мВ/см. Диаграммы использовались для корреляции и геологических построений;

боковое каротажное зондирование (БКЗ) проводилось пятью последовательными градиент-зондами (L = 0,45; 1,05; 2,25; 4,25; 8,5 м) и одним обращенным градиент-зондом (L = 2,25 м) в масштабе глубин 1:200, сопротивлений - 1 Ом×м/см.

Данные БКЗ использовались для определения удельного сопротивления неизменной части пласта и зоны проникновения, а также с целью уточнения сопротивления глинистого раствора;

кавернометрия и профилеметрия (ДСК + ДСП) проводились в масштабе глубин 1:500 и 1:200 скважинным прибором СКПД-3. Масштаб записи кривых - 2 см/см. Данные использовались для определения диаметра скважины, выделения коллекторов, определения эффективных толщин;

микрозондирование (МК) выполнено аппаратурой АГАТ в масштабе глубин 1:200, кривых 1 Ом×м/см. Диаграммы использовались для выделения коллекторов и определения эффективных толщин;

боковой микрокаротаж (БМК) выполнен прибором АГАТ в масштабе глубин 1:200, сопротивлений - 1 Ом×м/см совместно с записью диаграмм микрокаверномера (ДСБМК). Данные БМК использовались для детального расчленения разреза, определения эффективных толщин;

боковой каротаж выполнен приборами АГАТ и К-3 в масштабе глубин 1:200, сопротивлений - логарифмический и использовался для определения сопротивлений пласта;

индукционный каротаж проводился в масштабе глубин 1:200, сопротивлений 20 или 50 (мСим/м)/сек приборами АИК-М и АИК-5. По данным каротажа определялось сопротивление пластов;

акустический каротаж проводился аппаратурой СПАК-6 и АК-1. Масштаб глубин 1:200, кривой DТ - 50 мк/м. Каротаж использовался для определения пористости пород;

гамма-каротаж (ГК) выполнен в масштабе глубин 1:500 и 1:200, кривой 1 мкР/час на 1 см приборами СРК и ДРСТ-3;

Данные ГК применялись при выделении пластов, определении глинистости пластов, уточнении литологии;

нейтронный гамма-каротаж (НГК) проводился в масштабе глубин 1:200, кривой ННГ - 0,1 усл.ед/см аппаратурой СРК.

Данные НГК использовались для уточнения положения ГВК;

нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ННК-Т) выполнен в трех скважинах (№ 1, 2, 3) скважинным прибором СР. Данные ННК-Т применялись для выделения газонасыщенных коллекторов, уточнения ГВК, оценки пористости коллекторов;

гамма-гамма каротаж (ГГКП) проведен также в трех скважинах (№ 1, 2, 3) аппаратурой РКС. По данным ГГКП проводилось литологическое расчленение разреза, выделялись газонасыщенные и плотные участки разреза, определялась пористость коллекторов.

Кроме перечисленного, проведены инклинометрия прибором КИТ во всех скважинах по всему стволу через 20 м и резистивиметрия в скважинах № 2, 3, 11 прибором К-3.

Весь комплекс ГИС выполнен Северо-Кавказской промыслово-геофизической экспедицией.

Анализ объема и качества выполненных работ показал, что качество материалов ГИС хорошее, редко - удовлетворительное.

На Днепровском газовом месторождении газодинамические исследования скважин на стационарных режимах фильтрации проводились в период с 1995 по 2011 годы. В ходе проведенных исследований выполнялись глубинные замеры пластовых и забойных параметров при различных режимах работы скважин, определение дебитов газа, расчет фильтрационных коэффициентов для составления уравнения притока газа к забою скважин.

Результаты газогидродинамических исследований скважин Днепровского месторождения представлены в таблицах 1.2-1.7 .

За анализируемый период (2007 - 2011 годы) специалистами филиала ООО «Газпром добыча Краснодар» - ИТЦ для уточнения фильтрационно-емкостных характеристик призабойных зон пластов, депрессий и дебитов на различных режимах работы были проведены газодинамические исследования скважин № 1 и 3, разрабатывающих I и III поднятия соответственно. Также, для контроля разработки месторождения и определения режима разработки залежи (построения зависимости приведенного пластового давления от накопленной добычи) выполнялись ежегодные глубинные замеры пластовых параметров. поднятие

Первые исследования были проведены еще до начала опытно-промышленной эксплуатации.

В январе 1995 года в ходе первого испытания в интервале перфорации 759,0 - 762,4 м при создании депрессии на пласт 0,07 МПа получен максимальный дебит газа 34,50 тыс. м3/сут. Пластовое давление в середине интервала перфорации составило 7,50 МПа, пластовая температура - 37,0 °С. В пределах создаваемых депрессий признаки выноса породы отсутствовали.

Уравнение притока газа к забою скважины имеет вид:

Рпл2 - Рз2 = 0,0452Q + 0,00078Q2

Проницаемость призабойной зоны пласта, рассчитанная по коэффициенту А, составила 117×10-15 м2.

В феврале 2011 года в скважине были проведены исследования на стационарных режимах фильтрации через штуцера 3,0; 3,5; 4,0 мм прямым и обратным ходом. При депрессиях 0,03 - 0,05 МПа дебиты газа составили 11,00 - 19,43 тыс. м3/сут., при этом выноса породы и жидкости не наблюдалось. На статике средний удельный вес смеси по стволу скважины составил 0,054 г/см3, что при данных термобарических условиях соответствует пластовому газу.

Таблица 1.2 - Результаты опробования и исследования скважины № 1

№ скв.ПластИнтер. перф., мДата исслед.ДебитДавление, МПаКГФ, г/м3Содержание в продукции скв.Депрессия, МПагаза, тыс.м3/сутконд., м3/сутРустРплРзабРзатводы, г/м3тв. частиц, г/м312345678910111213141I поднятие, IV меотис762,4-759,0Янв.1995--6,887,5034,50-6,537,430,0727,38-6,567,460,0420,33-6,577,480,0214,89-6,717,490,01

Абсолютно Свободный дебит газа, тыс.м3/сутМаксимальный дебит газа, тыс.м3/сутТемпература, оСКоэффициенты фильтрационного сопротивленияПроницаемость, мкм2Примечаниепо методу установившихся отборовпо КВДТплТустАВС15161718192021222324241,1034,537,010,00,04520,00078-0,117-Выноса воды или песка не отмечено

Таблица 1.3 - Результаты опробования и исследования скважины № 1

№ скв.ПластИнтер. перф., мДата исслед.ДебитДавление, МПаКГФ, г/м3Содержание в продукции скв.Депрессия, МПагаза, тыс.м3/сутконд., м3/сутРустРплРзабРзатводы, г/м3тв. частиц, г/м312345678910111213141I поднятие, IV меотис762,4-759,0Февр.117,127,507,1811,007,017,477,150,0314,916,997,467,140,0419,436,977,457,130,0515,027,047,467,560,0411,077,057,477,150,03

Абсолютно Свободный дебит газа, тыс.м3/сутМаксимальный дебит газа, тыс.м3/сутТемпература, оСКоэффициенты Фильтрационного сопротивленияПроницаемость, мкм2Примечаниепо методу устано- вившихся отборовпо КВДТплТустАВС15161718192021222324300,5919,4335,200,03680,00050,305-

Величина пластового давления, замеренного на глубине 750,0 м и пересчитанного на середину интервала перфорации, составила 7,50 МПа. При существующей накопленной добычи газа значение пластового давления стремится к величине начального, что говорит о разработке залежи при жестком упруговодонапорном режиме.

Уравнение притока газа к забою скважины имеет вид:

Рпл2 - Рз2 = 0,0368Q + 0,0005Q2

Проницаемость призабойной зоны пласта, рассчитанная по коэффициенту А, составила 305,0∙10-15 м2.

Увеличение проницаемости по сравнению с первоначальными исследованиями связано с очищением призабойной зоны от остатков бурового раствора в процессе эксплуатации скважины.

Технологический режим работы скважины на штуцере диаметром

,0 мм при дебите газа 19,43 тыс. м3/сут и создаваемой при этом депрессии на пласт ∆Р=0,05 МПа следует считать оптимальным.поднятие Скважина № 2 исследовалась на стационарных режимах фильтрации в ноябре 1996 года. При создании дерепрессий на пласт от 0,01 до 0,21 МП дебит газа изменялся от 5,54 до 48,07 тыс. м3/сут соответственно. Выноса жидкости и признаков разрушения призабойной зоны в пределах создаваемых депрессий замечено не было. Величина пластового давления, замеренного на глубине 720,0 м, составило 7,48 МПа, пластовая температура - 37,0 °С. Уравнение притока газа к забою скважины имеет вид:

Рпл2 - Рз2 = 0,021Q + 0,00098Q2

Проницаемость призабойной зоны пласта, рассчитанная по коэффициенту А, составила 349,0×10-15 м2.

Таблица 1.4 - Результаты опробования и исследования скважины № 2

№ скв.ПластИнтер. перф., мДата исслед.ДебитДавление, МПаКГФ, г/м3Содержание в продукции скв.Депрессия, МПагаза, тыс.м3/сутконд., м3/сутРустРплРзабРзатводы, г/м3тв. частиц, г/м312345678910111213142II поднятие, IV меотис 731,5 731,9ноя.19967,097,485,546,557,190,018,36,587,190,0121,276,727,150,0535,36,777,080,1248,076,736,990,2137,896,867,060,1424,876,927,140,0614,96,987,170,03

Абсолютно свободный дебит газа, тыс.м3/сутМаксимальный дебит газа, тыс.м3/сутТемпература, оСКоэффициенты Фильтрационного сопротивленияПроницаемость, мкм2Примечаниепо методу устано- вившихся отборовпо КВДТплТустАВС15161718192021222324219,5148,0737,012,00,0210,000980,349-Выноса воды или песка не отмеченоIII поднятие

Первичные исследования скважины № 3 было проведены до ее ввода в опытно-промышленную эксплуатацию в декабре 1996 года. Максимальный дебит газа, полученный при создании депрессии 0,17 МПа, равнялся 109,5 тыс. м3/сут. Коэффициенты фильтрационных сопротивлений составили соответственно: А = 0,0064 МПа2/(тыс. м3/сут.), В = 0,0002 МПа2/(тыс. м3/сут.)2. Пластовое давление, замеренное на глубине 805,0 м, составило 8,17 МПа. По коэффициенту А была определена проницаемость призабойной зоны пласта, оказавшаяся равной 911,0×10-15 м2.

В марте 2011 года после выполнения капитального ремонта были проведены исследования на стационарных режимах фильтрации через диафрагменный измеритель критического течения газа, смонтированного на факельной линии, на штуцерах 3,5; 4,0; 4,5 прямым ходом.

Перед проведением замеров было проведено шаблонирование насосно-компрессорных труб грузом диаметром 32 мм до глубины 790,0 м. При движении груза происходило постоянное изменение натяжения проволоки, что может быть связано с загрязнением ствола НКТ.

Для отбора глубинной пробы жидкости была спущена желонка, за 2 спуска извлекли 700 мл жидкости с песком. Проба была передана представителям ГП-1 Каневского ГПУ для проведения химического анализа.

На статике замер давления и температуры был проведен по интервалам: на буфере, на глубинах 300, 600, 700 и 790,0 м.

Удельный вес ГЖС в интервале 700,0-790,0 равен 1,026 г/см3. Согласно предыдущим проектным документам жидкость с таким удельным весом может соответствовать пластовой воде на Днепровской площади.

Уровень жидкости в скважине на статике находится на глубине

,0 м. Пластовое давление, замеренное на глубине 790,0 м и пересчитанное на середину интервала перфорации, составило 8,24 МПа, пластовая температура - 33,0 °С.

Таблица 1.5 - Результаты опробования и исследования скважины № 3

№ скв.ПластИнтер. перф., мДата исслед.ДебитДавление, МПаКГФ, г/м3Содержание в продукции скв.Депрессия, МПагаза, тыс.м3/сутконд., м3/сутРустРплРзабРзатводы, г/м3тв. частиц, г/м312345678910111213143II поднятие, V меотис 817,0-824,0Дек. 19967,678,1741,437,418,140,03109,57,288,000,1796,017,368,040,1363,697,598,110,06

Абсолютно Свободный дебит газа, тыс.м3/сутМаксимальный дебит газа, тыс.м3/сутТемпература, оСКоэффициенты Фильтрационного сопротивленияПроницаемость, мкм2Примечаниепо методу устано- вившихся отборовпо КВДТплТустАВС15161718192021222324561,89109,5040,0-5,00,00640,00020,911

Таблица 1.6 - Результаты опробования и исследования скважины № 3

№ скв.ПластИнтер. перф., мДата исслед.ДебитДавление, МПаКГФ, г/м3Содержание в продукции скв.Депрессия, МПагаза, тыс.м3/сутконд., м3/сутРустРплРзабРзатводы, г/м3тв. частиц, г/м312345678910111213143II поднятие, V меотис 817,0-824,0Апр. 2011--8,175,687,984,125,678,623,435,679,963,155,67

Абсолютно Свободный дебит газа, тыс.м3/сутМаксимальный дебит газа, тыс.м3/сутТемпература, оСКоэффициенты фильтрационного сопротивленияПроницаемость, мкм2Примечаниепо методу устано- вившихся отборовпо КВДТплТустАВ1516171819202122239,9633,016,0-----

Таблица 1.7 - Результаты опробования и исследования скважины № 11

№ скв.ПластИнтер. перф., мДата исслед.ДебитДавление, МПаКГФ, г/м3Содержание в продукции скв.Депрессия, МПагаза, тыс.м3/сутконд., м3/сутРустРплРзабРзатводы, г/м3тв. частиц, г/м3123456789101112131411II поднятие, V меотис 822,0-822,5Мар. 20018,005,127,657,980,1911,567,637,950,2220,467,637,890,2831,687,567,780,39

Абсолютно свободный дебит газа, тыс.м3/сутМаксимальный дебит газа, тыс.м3/сутТемпература, оСКоэффициенты ильтрационного сопротивленияПроницаемость, мкм2Примечаниепо методу устано- вившихся отборовпо КВДТплТустАВС15161718192021222324169,9131,8637,011,40,0530,0020,261

При изъятии рабочего штуцера в штуцерной коробке обнаружен песок и частицы серого цвета. Присовокупив этот факт к тому, что при отборе глубинной пробы жидкости наблюдалось затрудненное движение желонки и, в пробе содержался песок, можно сделать вывод о возможном разрушении призабойной зоны и выносе частиц горной породы. Поэтому, во избежание создания аварийной ситуации при работе на режимах в атмосферу, было принято решение поднять глубинный манометр в лубрикатор для фиксации буферного давления.

Начальные устьевые давления на статике составили: Рбуф= 6,73 МПа, Рзатр = 5,68 МПа. Такая разница между буферным и затрубным давлениями при пластовом давлении, равном 8,17 МПа, говорит о возможном наличии жидкости как в насосно-компрессорных трубах, так и в затрубном пространстве.

Наличие столба жидкости в затрубном пространстве, противопесочного фильтра в интервале перфорации не позволяет рассчитать значения забойных давлений на режимах без глубинного замера, поэтому значения депрессий, коэффициентов фильтрационных сопротивлений, проницаемости призабойной зоны не определялись.

При исследованиях на режимах дебит варьировался от 7,98 до 9,96 тыс. м3/сут, при этом на штуцерах 4,0 и 4,5 мм наблюдался вынос пачек жидкости.

Наличие песка в штуцерной коробке и глубинной пробе жидкости после работы скважины на штуцере Ø=5,0 мм в коллектор указывает о возможном разрушении призабойной зоны. Для предотвращения образования песчаной пробки на забое, возможности подтягивания конуса воды рекомендуется снижение депрессии на пласт за счет уменьшения диаметра рабочего штуцера до 4,0 мм. При этом для удаления жидкости с забоя с целью установления стабильного режима работы скважины рекомендуется применение поверхностно-активных веществ.

Скважина № 11 исследовалась на стационарных режимах фильтрации в марте 2001 года на четырех режимах прямого хода. Максимальный дебит газа, полученный при создании депрессии 0,39 МПа, равен 31,68 тыс. м3/сут.

Уравнение притока газа к забою скважины имеет вид:

Рпл2 - Рз2 = 0,053Q + 0,002Q2

Проницаемость призабойной зоны пласта, рассчитанная по коэффициенту А, составила 261,0∙10-15 м2. Величина пластового давления составила 8,00 МПа, пластовая температура - 37,0 °С.

Выноса воды или продуктов разрушения призабойной зоны пласта не отмечено.

1.4 Тектоническая

В пределах Тимашевской ступени по данным бурения и сейсмических исследований выделяются два структурных этажа: верхний, сложенный породами антропоген-нижнемелового (аптского) возраста и нижний, представленный сильно, дислоцированными (углы падения до 90°) породами триас-нижне-средне-юрского возраста, который в пределах Скифской плиты, по-существу, является промежуточным (между осадочным чехлом и палеозойским фундаментом) комплексом.

На юге Тимашевской ступени и в пределах северного борта Западно- Кубанского прогиба между нижним и верхним этажами развиты отложения верхней юры, которые отделяясь несогласиями как от ниже, так и вышележащих отложений, представляют, по-существу, самостоятельный структурный этаж.

Отложения верхнего структурного этажа обшей толщиной от 2300м на севере участка до 4630 и на юге моноклинально погружаются под углом 1-2° в юго-западном направлении в сторону Западно-Кубанского прогиба.

Моноклинальное залегание понтмеотических отложений, с которыми в настоящее время связываются основные перспективы газоносности Тимашевской ступени, осложнено бескорневыми складками уплотнения (некомпенсированного осадконакопления), которые обычно развиты в кровле II, III песчаных горизонтов понта и IV, V, VI горизонтов меотиса. Образование таких складок связывается (И.П. Жабрев, 1956 г.) с резкими изменениями толщин песчаных горизонтов и неравномерным уплотнением песков и глин. Такие бескорневые складки уплотнения в этих отложениях широко развиты так же в пределах Западно-Кубанского прогиба, с которыми, как и на Тимашевской ступени, связаны ловушки структурного типа[4].

В настоящее время в пределах Тимашевской ступени сейсмическими исследованиями выявлено в отложениях понта и меотиса более 20 складок уплотнения, значительная часть которых разбурена. Размеры складок от первых сотен метров до 6x2 км, амплитуда 10-15 м. Форма небольших складок обычно куполовидная, крупных - бранхиантиклинальная.

Основная часть складок связана с подводными палеоруслами по которым, вероятнее всего, происходил основной снос терригенного материала с севера. В последующем при быстром заполнении их, происходило неравномерное накопление глин и песков.

На участках максимального развития песков при последующем неравномерном уплотнении осадков, образовывались бескорневые складки.

С целью поисков залежей газа в меотисе в 1996 году на II поднятии, расположенном в 1,5 км севернее I поднятия (скважина № 1), была пробурена скважина № 2, подтвердившая газоносность меотического горизонта.

В этом же году юго-западнее I поднятия с целью уточнения модели ловушек в IV и V горизонтах меотиса и оценки их перспективности пробурена скважина № 3, выявившая залежь газа в V меотическом горизонте

(III поднятие).

В 1997 году на III поднятии была пробурена эксплуатационная скважина № 11, которая не внесла существенных изменений в геологическое строение и размеры залежи III поднятия, при опробовании которой в интервале перфорации 822,5-825 получен приток газа.

Структурные карты представлены на рисунках 1.1-1.2поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку, простирающуюся с севера на юг. Размеры залежи I поднятия (по контуру ГВК минус 747,0 м) равны 3,25 ´ 1,25 км. Высота залежи - более 8 м.

По материалам ГИС в скважине № 1 газоводяной контакт отбивается на отметке минус 747,2 м (глубина 764,4 м). Ниже залегает глинистый пропласток и далее с глубины 764,4 м выделяется водонасыщенный пласт.

Таким образом, для подсчета запасов газа ГВК принят на отметке минус 747,0 м. По типу залежь I поднятия является массивной.

Скважиной № 2, заложенной в сводовой части II поднятия, коллекторы IV меотического горизонта вскрыты в интервале 731,4-786,4 м (абсолютные отметки минус 714, 0-минус 769,0 м) при забое 800 м.поднятие представляет собой небольшую брахиантиклинальную складку. Размеры залежи по контуру ГВК минус 719 м составляют 1,3 ´ 0,6 км, высота залежи - более 5 м.

По данным ГИС газоводяной контакт в скважине № 2 расположен на глубине 736,2 м (абсолютная отметка минус 718,8 м). Для подсчета запасов газа по залежи II поднятия ГВК принят на отметке минус 719,0 м. По типу залежь массивная.

Залежь III поднятия связана со складкой уплотнения в V горизонте меотиса. Она вскрыта скважинами № 3 и 11. Обе скважины пробурены в сводовой части поднятия. Размеры залежи в пределах ГВК (минус 809,0 м) равны 1,9 ´ 1,5 км, высота более 10 м. В скважине № 3 по данным ГИС коллекторы V горизонта меотиса вскрыты в интервале глубин 815,8 - 846 м (минус 798,9-минус 829 м). Верхняя часть пачки по данным ГИС в интервале 815,8 - 826 м (минус 798,-минус 809,1 м) газонасыщена. При

Рисунок 1.2 - Структурная карта по кровле продуктивных пластов-коллекторов V горизонта меотических отложений

Рис 1.3 - геологический профиль по линии 1.1.

Рис 1.4 - Геологический разрез по профилю II - II

Рис 1.5 - Геологический разрез по профилю III-III

Рис 1.6 - Геологический разрез по профилю IV-IV

опробовании из интервала 817 - 819 м (минус 800,1-минус 802,1 м) получен безводный приток газа дебитом 42,3 тыс.м3/сут на штуцере диаметром 4 мм.

По данным ГИС газоводяной контакт в скважине № 3 вскрыт на отметке минус 809,1 м. Данная отметка ГВК для залежи III поднятия подтверждается и по результатам бурения и комплекса ГИС в скважине № 11, где ГВК выделяется однозначно на отметке минус 809,0 м.

Для подсчета запасов газа по залежи III поднятия положение контура ГВК принято на отметке минус 809 м. По типу залежь массивная.

Таким образом, на Днепровском месторождении по результатам опробования скважин и геофизическим исследованиям выделяются три газовые залежи на I, II и III поднятиях. Залежи газа I и II поднятий - в IV горизонте меотических отложений, залежь газа III поднятия - в V горизонте меотиса.

Геологические разрезы представлены на рисунках 1.3-1.6

Принятые положения ГВК по продуктивным пластам-коллекторам меотиса приведены в таблице 1.8.

Таблица 1.8 - Абсолютные отметки начального ГВК

№ скважинОтметки ГВК, мпо геофизическим даннымпо опробованию скважинпринятые для построений12341-747,2-745,2-747,02-718,8-716,6-719,03-809,1-807,1-809,011-809,0-808,0-809,0

2.НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ И РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

.1 Продуктивные пласты

Коллекторские свойства продуктивного комплекса меотических отложений, изучались по данным лабораторных исследований образцов керна, материалам гидродинамических исследований и данным интерпретации комплекса ГИС.

Коэффициент открытой пористости (Кп) продуктивных пластов меотических отложений определялся лабораторными методами на образцах керна, отобранного в скважинах, а также по данным геофизических исследований.поднятие. В скважине № 1 Днепровского месторождения керн из продуктивной части IV горизонта меотиса не отбирался. Из водонасыщенной части разреза керн отобран из интервала 780 - 786 м (вынос 6 м) и представлен песчаником слабо сцементированным, мелкозернистым. Коэффициент пористости по керну изменяется от 0,279 до 0,319 (5 определений) при среднеарифметическом значении 0,305

Коэффициенты открытой пористости по поднятиям принятые для подсчета запасов определялись по ГИС, так как эта информация являлась наиболее достоверной.

По результатам интерпретации материалов ГИС (метод АК) по скважине № 1 Кп колеблется в пределах от 0,21 до 0,34 при среднем значении 0,25 (7 определений).

Таким образом, для подсчета запасов газа залежи I поднятия (скважина № 1) принимается величина пористости, рассчитанная по данным акустического каротажа равная 0,25.

Проницаемость в скважине № 1 определялась по керну и газогидродинамическим исследованиям.

Значения проницаемости определенные по керну колеблются от 7,33 до 147×10-15 м2 (3 определения). По газогидродинамическим исследованиям скважины № 1 проницаемость пласта, рассчитанная по значению коэффициента «А», равна 117×10-15 м2.

Коэффициент газонасыщенности коллекторов в скважине № 1

(I поднятие) изменяется от 0,62 до 0,88 при средневзвешенном значении 0,7

(7 определений), которое и принято при подсчете запасов газа для залежи поднятия.поднятие. В скважине № 2 коллекторы IV горизонта меотиса залегают в интервале 731,4 - 786,4 м при газонасыщенной части 731,4 -

,2 м. Керн отобран в интервале 730 - 737 м (вынос 4,5 м). Коэффициент открытой пористости по керну изменяется от 0,338 до 0,368 при среднеарифметическом значении 0,35 (9 определений). Кп определялся на двух образцах с разной глинистостью: для I образца Кгл = 8,5 %, для

II образца Кгл = 15,3 %. Коэффициент пористости для обоих образцов равен 0,35. Это дает основание предположить, что Кп, определенный по данным анализов керна, соответствует рыхлым разностям в исследуемых образцах, а не всему коллектору. В связи с этим Кп для подсчета запасов газа в скважине № 2 определялся по ГИС.

По акустическому методу в скважине № 2 Кп изменяется от 0,308 до 0,330 при средневзвешенном значении 0,32. По ННК в газонасыщенных коллекторах Кп изменяется от 0,3 до 0,34 при средневзвешенном значении также 0,32. Данное значение и принимается для проектирования.

В скважине № 2 проницаемость определена только по керну и изменяется от 526 до 1386×10-15 м2 (2 определения).

Коэффициент газонасыщенности (К)г по данным ГИС изменяется от 0,83 до 0,94.поднятие. Залежь III поднятия вскрыта скважинами № 3 и 11. Керн в скважине № 3 отбирался в интервалах 815 - 823 м (вынос 0,5 м) и 823 - 830 м (вынос 3,5 м). Коэффициент пористости газонасыщенной части изменяется от 0,311 до 0,379 при среднеарифметическом значении 0,334 из 21 определения.

По данным ГИС (АК и ННК) коэффициент пористости изменяется от 0,282 до 0,326 при средневзвешенном значении 0,32.

В скважине № 11 Кп в газонасыщенных коллекторах определялся только по данным АК и изменяется от 0,26 до 0,324.

Для подсчета запасов газа залежи III поднятия и проектирования разработки принято среднеарифметическое значение Кп (скважины № 3 и 11), равное 0,32 по данным ГИС.

Проницаемость в скважине № 3 определялась по керну, ее значения изменяются от 1561 до 3549×10-15 м2 (10 определений).

Коэффициент газонасыщенности (Кг) изменяется от 0,57 до 0,95 (скважина № 3) и от 0,56 до 0,8 (скважина № 11) Для проектирования принято средневзвешенное значение коэффициента газонасыщенности (Кг) по скважине № 3, равное 0,92.

Породы продуктивных пластов меотиса Днепровского месторождения сложены песчано-алевролитовыми фракциями с прослоями глин и алевролитов.

Показатели неоднородности пластов - коэффициенты песчанистости и расчлененности - определялись по скважинам № 1, 2, 3.

Коэффициент песчанистости представляет собой отношение эффективной толщины к общей толщине пачки, а коэффициент расчлененности - это отношение числа проницаемых прослоев пластов, суммированных по всем скважинам, к общему числу пробуренных скважин.

Статистические характеристики показателей неоднородности пластов приведены в таблице 2.1.

Выделение коллекторов и определение их эффективных толщин проводилось по комплексу промыслово-геофизических исследований с учетом керновых данных.

Коллекторы меотического горизонта на Днепровском месторождении представлены песчаниками и алевролитами слабо и среднесцементированными. Эффективная емкость коллектора обусловлена гранулярной пористостью межзернового типа.

Таблица 2.1 - Статистические характеристики неоднородности пластов

Количество скважин, используемых для определенияКоэффициент песчанистости, (Кп)Коэффициент расчлененностиСреднее значениеКоэффициент вариацииСреднее значениеКоэффициент вариации1234530,3239,59,339,4

Данные об интервалах залегания коллекторов, общих, эффективных и газонасыщенных толщинах приведены в таблице 2.2.

Состав и свойства пластовых флюидов

В скважинах № 1, 2, 3, пробуренных на Днепровском месторождении, из продуктивных интервалов отобраны пробы газа для анализов. В скважинах № 1 и 2 пробы газа отобраны из IV горизонта меотиса, в скважине № 3 - из V горизонта меотиса.

Результаты анализов газа представлены в таблице 2.3.

В IV горизонте меотиса газ по содержанию углеводородных компонентов является метановым с содержанием последнего от 98,05 до 99,51 % объемных. В газе также отмечено незначительное содержание этана - до 0,15 % объемных, пропана - до 0,17 % объемных, СО2 - до 0,17 % объемных и N2 - до 1,95 % объемных. Плотность газа изменяется в пределах от 0,6738 до 0,6782 кг/м3 по составу. Теплотворная способность газа - низшая и варьирует в пределах от 7824 до 7998 ккал/м3.

В V горизонте меотиса газ по составу - метановый. Содержание в нем метана составляет 99,49 % объемных, этана и пропана 0,15 и 0,17 % объемных соответственно, СО2-0,19 % объемных. Плотность газа равна

0,6735 кг/м3. Низшая теплотворная способность газа - составляет 7783 ккал/м3.

Таблица 2.2 - Интервалы залегания коллекторов IV и V горизонтов меотических отложений, эффективные и газонасыщенные толщины

№ скважиныАльтитуда + удлинение, мГори- зонтИнтервал залега- ния коллектора, мТолщина, мОбщаяЭффективнаяЭффективная газонасыщен-наяАбсолютная отметка, м117,13+0,093=17,2V756,4-764,4 -739,2 ¸ -747,243,88,08,0764,8-766,2 -747,6 ¸ -749,01,4-766,8-770,0 -749,6 ¸ -752,83,2-771,0-772,6 -753,8 ¸ -755,41,6-776,4-782,0 -759,2 ¸ -764,85,6-786,8-788,8 -769,6 ¸ -771,62,0-794,2-797,0 -777,0 ¸ -779,82,8-799,2-800,2 -782,0 ¸ -783,01,0-å hэф = 25,68,0217,3+0,06=17,4IV731,4-736,2 -714,0 ¸ -718,8554,84,8736,2-749,6 -718,8 ¸ -732,213,4-751,0-754,4 -733,6 ¸ -737,03,4-IV755,2-758,2 737,8 ¸ -740,83,0-764,0-767,8 -746,6 ¸ -750,43,8-777,6-778,8 -760,2 ¸ -761,41,2-784,6-786,4 -767,2 ¸ -769,01,8-å hэф = 31,44,8316,7+0,2=16,9V815,8-826,0 -798,9 ¸ -809,130,210,210,2826,0-846,0 -809,1 ¸ -829,120,0-å hэф = 30,210,21116,85+0,15 =17,0V818,0-826,0 -801 ¸ -809,0388,08,0826,0-827,8 -809,0 ¸ -810,81,8-831,2-856,0 -814,2 ¸ -839,024,8-å hэф = 34,68,0

Гори- зонт№ скв.Условия отбора пробИнтервал опробования Абс. отметка, мПластовое давление Критическое давление, кгс/см2Пластовая темпера- тура, К Критическая температура, КПлотность абсолютная, кг/м3 ОтносительнаяСодержание компонентов, %Термобарическая способность низшая, Ккал/м3Мета- наЭта- наПропа-- наУгле- кислого газаАзота12345678910111213IV меотис1При исследовании скважины на Æшт=5 мм759 - 762,4 -741,9¸-745,376,52 46,99310 191,23- 0,563099,510,150,170,17-7998IV меотис2При исследовании скважины на Æшт=7 мм734 - 731,5 -716,7¸-714,276,34 46,71310 189,29- 0,56398,05---1,957824V меотис3При исследовании скважины на Æшт=7 мм817 - 824 -800,3¸-807,383,35 46,99313 191,25- 0,558999,490,150,170,19-7783Таблица 2.3 - Характеристика свободного газа

Тип воды - хлоридно-кальциевый с общей минерализацией 37,86 г/л. Коэффициент метаморфизации - 0,94. Содержание микроэлементов: аммония - 110 мг/л, йода - 35,78 мг/л, брома - 95,79 мг/л, закисного железа - 25,15 мг/л. Характеристика пластовой воды меотического горизонта представлена в таблице 2.4.

Таблица 2.4 - Характеристика пластовой воды меотического горизонта

НаименованиеЕдиницызначениеизмерения134Газосодержанием3/м30,330Состав водорастворенного газа% об.-Объемный коэффициентдоли ед.0,56ВязкостьМПа×с-Общая минерализацияг/л37,86Плотностьг/см31,025Содержание ионов:мг/лCl-мг/л22334SO4--мг/л443НСО3-мг/л512Са++мг/л517Мg++мг/л226Na+ + К+мг/л13733

2.2 Этапы проектирования и разработки месторождения

До 2006 года проектирование и авторское сопровождение разработки Днепровского месторождения осуществлялось ОАО «СевКавНИПИгаз».

год - Проект разработки Днепровского газового месторождения с максимальным отбором 38,1 млн м3 при эксплуатации четырех скважин на период 2002 - 2025 годы, на начальные запасы 467 млн м3 газа. (Протокол заседания Комиссии газовой промышленности по разработке месторождений и использованию недр № 4-р/03 от 18.03.2003 г.)

С 2006 год проектирование и авторское сопровождение разработки Днепровского месторождения осуществляется филиалом ООО «Газпром добыча Краснодар» - ИТЦ.

- Коррективы к проекту разработки Днепровского газового месторождения с максимальным годовым отбором газа 12,86 млн м3, при эксплуатации двумя скважинами на период с 2006 - 2031 годы, на начальные запасы 467 млн м3. (Протокол заседания Комиссии газовой промышленности по разработке месторождений и использованию недр № 12-р/2007 от 01.03.2007 г).

Днепровское месторождение введено в опытно-промышленную эксплуатацию в декабре 1999 г. Месторождение включает в себя три залежи газа, приуроченные к обособленным поднятиям, газовые залежи I, II, III поднятий, приуроченные к кровле меотических отложений.

На месторождении пробурено 4 скважины - № 1, 2, 3, 11. На 01.01.2012 скважины № 1, 3 действующие. Скважина № 2 будет использоваться для закачки промстоков. Скважина № 11 - в ожидании ликвидации.

По состоянию на 01.01.2012 из месторождения отобрано 240,0 млн м3 газа, что составило 51,4 % от балансовых запасов.

Динамика изменения основных технологических показателей разработки месторождения в целом приведена в таблице 2.5 и на рисунках 2.1-2.2.

Таблица 2.5 - Технологические показатели разработки Годы и периоды Годовая добыча газа, млн м3Добыча газа с начала разработки, млн м3Газоотдача от начальных запасов, %Фонд добывающих скважинСредний дебит газа скважины, тыс.м3/сут123456Месторождение в целом19991,01,00,2132,0200050,051,010,9434,2200146,097,020,8431,5200229,0126,027,0419,8200322,0148,031,7415,1200420,0168,036,0413,7200513,0182,039,048,9200611,0193,041,347,5200710,0202,043,339,120089,0211,045,2212,320098,5219,547,0211,620109,5229,049,0213,0201111,0240,051,4216,4

Карта разработки месторождения приведена на рисунке 4.3 и графическом приложении П.5.

Режим разработки залежей - активный водонапорный, фактическая зависимость заметно отклоняется от линии газового режима для

утвержденных запасов. Отбор газа из месторождения сопровождается, практически, полным замещением его пластовой водой, что в значительной степени компенсирует падение пластового давления.

Газовая залежь I поднятия разрабатывается с 1999 года скважиной № 1. За всю историю разработки дебит изменялся от 22,4 до 27,0 тыс. м3/сут. Скважина работает стабильно. В настоящее время скважина работает с дебитом 25,7 тыс.м3/сут.

Отбор газа из залежи I поднятия по состоянию на 01.01.2012 -

млн м3, что составило 56,7 % от балансовых запасов поднятия. Остаточные балансовые запасы газа составили 80,0 млн м3. Динамика изменения основных технологических показателей приведена в таблице 3.7

На рисунке 3.3 представлена зависимость приведенного пластового давления от накопленного отбора газа. Динамика изменения давления свидетельствует о хорошей гидродинамической связи водо- и газонасыщенной зон пласта. Отбор газа из месторождения сопровождается, практически, полным замещением его пластовой водой, что в значительной степени компенсирует падение пластового давления.

Разработка залежи осуществляется в условиях активного проявления водонапорного режима. По залежи I поднятия пластовое давление снизилось на 0,05 МПа и составило 7,45 МПа. Небольшой снижение пластового давления объясняется тем, что поддержание пластового давления в результате вторжения пластовых вод превышает его снижение за счет отбора газа.

В скважине № 1 пласт в интервале 756,4 - 764,4 м газонасыщен, пласт перфорирован в интервале 759 - 762,4 (минус 741,8 - минус 745,2) м. Начальное положение ГВК принято на абсолютной отметке минус 747,0 м [5]. Расстояние от начального ГВК до нижних дыр перфорации равно 1,8 м.

За анализируемый период геофизических исследований по определению степени и характера насыщения пород в скважине не проводилось. Поэтому, о продвижении ГВК и состоянии обводнения залежи можно судить только по фактическим данным эксплуатации скважин. Скважина работает без признаков скорого обводнения.

Обводнение залежи происходит по мере подъема контакта подошвенных вод. Коэффициент остаточной объемной газонасыщенности (aост) в обводненной зоне пласта рассчитанный по формуле А.И.Ширковского для жесткого водонапорного режима, составил 0,24. По уравнению материального баланса газовой залежи, разрабатываемой в условиях проявления водонапорного режима, был проведен оценочный расчет по изменению текущего порового объема залежи. По структурной карте газовой залежи построена зависимость объема порового пространства газонасыщенной части залежи и площади контакта «газ-вода» от высоты подъема воды в залежь. Зависимость остаточного порового объема от уровня подъема ГВК представлена на рисунке 3.4. Для газовой залежи I поднятия начальный поровый объем (Wнач) составляет 3,3×106 м3, величина текущего порового объема (Wтек), рассчитанного по уравнению материального баланса,

составляет » 0,72×106 м3, соответственно текущее положение газо-водяного контакта теоретически соответствует отметке минус 745 м.

Газовая залежь II поднятия эксплуатировалось скважиной № 2 с декабря 1999 года до конца 2006 года. Скважина остановлена по причине обводнения. Из залежи II поднятия отобрано 12 млн м3 газа, что составило 30,7 % от начальных запасов поднятия. Остаточные балансовые запасы газа составили 27,0 млн м3. Динамика изменения основных технологических показателей разработки приведена в таблице 3.8.

Получение низкой газоотдачи объясняется тем, что запасы газа, определенные объемным методом, завышены. Залежь закончена разработкой. Скважина № 2 будет использоваться для закачки промстоков.

Залежь III поднятия эксплуатировалась с февраля 2000 года скважинами № 3, 11. Из залежи III поднятия на 01.07.2011 отобрано 122,5 млн м3 газа, что составило 50,2 % от начальных запасов поднятия. Остаточные балансовые запасы газа составили 120,5 млн м3.

Таблица 2.7 - Технологические показатели разработки I поднятияГоды и периоды Годовая добыча газа, млн м3Добыча газа с начала разработки, млн м3Газоотдача от начальных запасов, %Фонд добывающих скважинСредний дебит газа скважины, тыс.м3/сут123456I поднятие200010,010,05,41,027,420019,019,010,31,024,620028,027,014,61,021,920038,035,018,91,021,920048,043,023,21,021,920059,052,028,11,024,620069,061,033,01,024,620079,070,037,81,024,620088,078,042,21,021,920098,086,046,51,021,920109,095,051,41,026,5201110,0105,056,81,025,7

Таблица 2.8 - Технологические показатели разработки II поднятияГоды и периоды Годовая добыча газа, млн м3Добыча газа с начала разработки, млн м3Газоотдача от начальных запасов, %Фонд добывающих скважинСредний дебит газа скважины, тыс.м3/сут123456II поднятие19991,01,02,61,032,020004,05,012,81,011,020012,07,017,91,05,520021,08,020,51,02,720031,09,023,11,02,720041,010,025,61,02,720051,011,028,21,02,720061,012,030,71,02,7

Таблица 2.9 - Технологические показатели разработки III поднятия Годы и периоды Годовая добыча газа, млн м3Добыча газа с начала разработки, млн м3Газоотдача от начальных запасов, %Фонд добывающих скважинСредний дебит газа скважины, тыс.м3/сутIII поднятие200036,036,014,82,049,3200135,071,029,22,047,9200220,091,037,42,027,4200313,0104,042,82,017,8200411,0115,047,32,015,120053,0118,048,62,04,120061,0119,049,02,01,420071,0120,049,42,01,420081,0121,049,81,02,720090,5121,550,01,01,420100,5122,050,21,01,420111,0123,050,61,07,2

Максимальные годовые отборы газа приходятся на первые годы эксплуатации зале

Copyright © 2018 WorldReferat.ru All rights reserved.