Особенности геологического строения газовых и газоконденсатных залежей

Статьи по предмету «Энергетика»
Информация о работе
  • Тема: Особенности геологического строения газовых и газоконденсатных залежей
  • Количество скачиваний: 11
  • Тип: Статьи
  • Предмет: Энергетика
  • Количество страниц: 8
  • Язык работы: Русский язык
  • Дата загрузки: 2015-05-21 05:29:28
  • Размер файла: 3479.86 кб
Помогла работа? Поделись ссылкой
Ссылка на страницу (выберите нужный вариант)
  • Особенности геологического строения газовых и газоконденсатных залежей [Электронный ресурс]. – URL: https://www.sesiya.ru/staty/energetika/1481-osobennosti-geologicheskogo-stroeniya-gazovyh-i-gazokondensatnyh-zalejey/ (дата обращения: 31.07.2021).
  • Особенности геологического строения газовых и газоконденсатных залежей // https://www.sesiya.ru/staty/energetika/1481-osobennosti-geologicheskogo-stroeniya-gazovyh-i-gazokondensatnyh-zalejey/.
Есть ненужная работа?

Добавь её на сайт, помоги студентам и школьникам выполнять работы самостоятельно

добавить работу
Обратиться за помощью в подготовке работы

Заполнение формы не обязывает Вас к заказу

Информация о документе

Документ предоставляется как есть, мы не несем ответственности, за правильность представленной в нём информации. Используя информацию для подготовки своей работы необходимо помнить, что текст работы может быть устаревшим, работа может не пройти проверку на заимствования.

Если Вы являетесь автором текста представленного на данной странице и не хотите чтобы он был размешён на нашем сайте напишите об этом перейдя по ссылке: «Правообладателям»

Можно ли скачать документ с работой

Да, скачать документ можно бесплатно, без регистрации перейдя по ссылке:

Особенности геологического строения газовых и газоконденсатных залежей на примере конкретных месторождений

На выбор систем разработки газовых и газоконденсатных залежей, на динамику годовой добычи газа и на весь процесс разработки большое влияние оказывает их геолого-промысловая характеристика.
Так, характер природного режима во многом влияет на темпы падения пластового давления при разработке и, следовательно, на характер снижения дебита скважин. В случае водонапорного режима пластовое давление снижается медленнее. Однако, при неоднородности коллекторских свойств пород по площади и разрезу, а также неравномерности дренирования залежи происходит ускоренное продвижение воды по высокопроницаемым прослоям разреза. Это может стать причиной преждевременного обводнения скважин, расположенных в пределах текущего внешнего контура газоносности.
В газовых залежах существуют условия для неравномерного продвижения воды. Это связано с тем, что предел критической проницаемости пород для газа значительно ниже, чем для нефти и воды, и поэтому повышается неоднородность пластов за счет включения в эффективный объем залежи пород, непроницаемых для нефти и воды. В результате создаются условия для неравномерного внедрения воды в газовые залежи по проницаемым пропласткам. Для снижения неравномерности обводнения необходимо выполнение большого объема работ в скважинах по изоляции (выключению из работы) обводненных интервалов.
Геологическое строение залежей оказывает влияние на решение вопроса о выделении эксплуатационных объектов, разбуриваемых самостоятельной сеткой скважин. Залежи массивного строения, представляющие собой единые гидродинамические системы и имеющие большую мощность продуктивных отложений (достигающие более 100 м) могут разрабатываться одной сеткой скважин, т. е. являются эксплуатационным объектом.
Большое влияние на выбор системы разработки, и в первую очередь на количество скважин, оказывает прочность пластов-коллекторов, т. е. устойчивость против разрушения при эксплуатации скважин. Вследствие высоких дебитов газовых скважин разрушение призабойной зоны пласта носит более интенсивный характер, чем при эксплуатации нефтяных скважин. Наиболее подвержены разрушению терригенные слабосцементированные породы, с легко разрушающимся глинистым цементом. Процесс разрушения пород особенно активизируется при обводнении скважин, поскольку вода способствует разбуханию и деформации цемента.

Рисунок 2.4. Обзорная карта месторождений севера Западной Сибири
Значительное влияние на системы разработки и обустройства газовых месторождений оказывает глубина залежей. При инфильтрационной природе пластового давления, в условиях наиболее вероятного проявления активного водонапорного режима, глубина залегания продуктивного пласта определяет величину начального давления, которое влияет на начальные дебиты скважин и динамику добычи газа из залежи.
Рассмотрим Медвежье месторождение (рис.2.4), как пример особенностей геолого-физической характеристики, влияющей на принятие проектных решений.
Для Медвежьего месторождения характерна особенность сеноманских залежей Западной Сибири: уникальными размерами залежи, что предопределило поэтапный ввод в разработку отдельных участков залежи.
Это, в свою очередь, приводит к возникновению внутрипластовых перетоков газа между зонами отбора газовых промыслов. В процессе разработки месторождения возникают также проблемы, связанные с необходимостью бурения оптимального количества дополнительных добывающих скважин, рациональным размещением их по площади и определением обоснованного срока ввода их в эксплуатацию.
Следует отметить, что для рассматриваемых месторождений характерны единая гидродинамическая система, тонкослоистое строение резервуара, большие высоты залежей, высокие коллекторские свойства, не большие глубины залегания, обширные площади газоносности, начальные пластовые давления, близкие к гидростатическим. Аналогов таких месторождений в мировой практике добычи газа не существует.
Медвежье месторождение открыто в 1967 г. поисковой скважиной №2 на Ныдинском поднятии. При ее испытании из сеноманских отложений получен фонтан газа дебитом порядка 2000—2500 тыс. м3/сут. В том же году поисковой скважиной № 1, пробуренной на соседнем Медвежьем поднятии, при опробовании сеноманских отложений получен фонтан газа дебитом 793,3 тыс. м3/сут при штуцере диаметром 22,32 мм. Позже в процессе даль¬нейших геологоразведочных работ на этих площадях выявилась единая для Медвежьего и Ныдинского поднятий уникальная сеноманская залежь с общим ГВК, плоскость которого имеет наклон в северном направлении (рис. 2.5). Резервуар, как и во всех альб-сеноманских залежах, массивный, ловушка структурная, залежь массивно-сводовая, водоплавающая, субмери-дионального простирания. Размеры залежи: ширина 12—32 км, длина 119 км, высота 155 м.

Рис.2.5.
Эффективные газонасыщенные мощности коллекторов составляют 3,6—141,0 м. Коллекторские свойства песчаников улучшаются к своду и в северном направлении. Коэффициент открытой пористости увеличивается от 24 до 35 %, проницаемость — от 0,48 до 0,95 мкм2, средневзвешенный коэффициент газонасыщенности составляет 74,8%. При испытании скважин дебиты газа изменяются от 310,0 тыс. до 802,0 тыс. м3/сут при штуцере диаметром 22 мм. Пластовое давление в залежи 11,6 МПа, что соответствует гидростатическому, пластовая температура +27...32 °С.
В составе свободного газа преобладает метан (98,39 %), этана 0,28 %, пропана и бутанов- следы. Содержание азота 0,98 %, углекислого газа-0,30%, гелия- 0,015%, аргона- 0,028 %, сероводород отсутствует.
Основной параметр, определяющий проектирование разработки месторождения, является объем запасов пластового газа. Эта величина влияет на фонд скважин и в, последующем, на темп отбора газа. На примере Медвежьего месторождения видно (рис.2.6), что в процессе разбуривания и эксплуатации увеличивается объем исходной информации, что ведет к уточнению геологического строения и, как следствие, объема запасов газа. Так запасы газа в 1970г. оценивались в 1,55 млрд.м3, в 1981 г.- 1,8 млрд.м3, 1987 – 2,2 млрд.м3.
Исходя из величины запасов газа, корректируется проектный фонд скважин, который увеличился с 260 до 357 штук.

Рис.2.6. Уточнение геологических запасов свободного газа и проектного фонда скважин Медвежьего месторождения
Исходя из геологических особенностей строения Медвежьего газового месторождения Западной Сибири были сформированы и реализованы эффективные проектные решения:
- объект разработки – сеноманская газовая залежь апт-альбских отложений, коллектор-терригенный, поровый, высокопроницаемый, высокопродуктивный;
- бурение высокопродуктивных скважин с дебитом 0,8-1,5 млн.м3/сут;
- применение конструкции лифтовой колонны с НКТ диаметром 168 мм для обеспечения рабочих дебитов с минимальной депрессией;
- расположение на одной площадке по 2-8 скважин (кустовое бурение);
- с целью продления безводного периода скважин расположение нижних перфорационных отверстий выше ГВК на 20-30 м;
- для контроля за разработкой и подъемом ГВК бурение наблюдательных скважин в периферийной части залежи;
- строительство оптимального количества УКПГ высокой производительности с технологиями адсорбционной и абсорбционной осушки;
- скважинная продукция – сухой метановый газ, безсернистый, с незначительным количеством СО2 и Н2О;
- товарная продукция – природный газ, подготовленный для потребителя в соответствии со стандартом.
Одно из решений, которое не является наиболее эффективным - дифференцированное вскрытие пласта в скважине, при котором создавались условия ограниченного отбора газа из нижней части объекта, в меньшей степени – из средней и условия максимального отбора – из верхней части объекта. При пластовом строении залежей в условиях затрудненной сообщаемости пластов и большой суммарной газонасыщенной мощности целесообразно выделять два-три объекта разработки и более. Такое решение обеспечивает больше возможностей оперативного контроля и управления разработкой каждого из объектов.

Еще один пример, существенно отличающийся от рассмотренного – это Оренбургское НГК месторождение, открытое в 1966г. и введенное в разработку в 1974г.
Выявлено три залежи в карбонатных отложениях — артинско-среднекаменноугольная (основная), филипповская залежь кунгурского яруса и среднекаменноугольная.
Основная залежь является массивной, имеет этаж нефтегазоносности 523м, газонефтяной контакт выделен на отметке —1750 м. Коллектор порово-трещинного типа с коэффициентом пористости 6-13% и проницаемостью 0,1-24,1*10-3 мкм2. Начальное пластовое давление равно 20,9 МПа, пластовая температура - 27°С. Состав газа приведен в табл.2.1. Начальное содержание стабильного конденсата 76,3 г/м3, плотность - 698-715 кг/м3. Нефтяная оторочка представлена тремя обособленными участками, линии водонефтяного контакта изменяются от -1717 до -1784 м. Этаж нефтеносности изменяется от 10 до 110 м. Плотность нефти равна 843 кг/м3, вязкость - 2,4-6,9 мПа•с, содержание серы - 1,2%.
Филипповская залежь — пластовая сводовая, литологически ограниченная. Коллектор — "плойчатые" доломиты с пористостью 11%. Этаж газоносности составляет 504 м. Нефтяная оторочка окаймляет западную часть залежи. Размеры оторочки составляют 1,8х35 км. Газонефтяной контакт принят на отметке (–1690) м, водонефтяной контакт - на отметке (–1760) м. Начальные пластовые давления составляет 19,1 МПа, пластовая температура - 20°С. Состав газа (в %): CH4 — 88,2; С2Н6 — 3,1; С3Н6 + высшие — 4,1; CO2 — 0,7; Н2S — 2,7; N2 — 1,2.
Среднекаменноугольная залежь залегает на глубинах 2076-2359 м, является массивной, газоконденсатной. Пористость коллектора составляет 11%. Начальное пластовое давление - 23-25 МПа, начальное содержание стабильного конденсата 91,5 г/м3.
Рассмотрим основные проектные решения, принятые по месторождению:
- основной объект разработки – нефтегазоконденсатная залежь в артинско-каменноугольных отложениях, коллектор - карбонатный, порово-трещинный, низкопроницаемый, среднепродуктивный (рис.2.7);
- строительство оптимального количества УКПГ высокой производительности, а также газоперерабатывающего и гелиевого заводов;
- скважинная продукция – газоконденсат, сернистый, азотистый, с наличием СО2 и гелия;
- товарная продукция – природный газ, конденсат, смесь пропан-бутановая техническая (СПБТ), сера, гелий и пр.


Рис.2.7. Оренбургское месторождение
Как видно из изложенного, геологические факторы оказывают большое влияние на выбор системы и условия разработки газовых и газоконденсатных месторождений, но на их основе даются лишь предварительные рекомендации о возможных технологических решениях. Это обусловлено тем, что на выбор систем разработки газовых залежей в большей степени, по сравнению с нефтяными, оказывают влияние такие факторы, как темп разработки месторождения, динамика снижения пластового давления, необходимый комплекс промысловых сооружений и сроки их строительства при разных вариантах размещения скважин, технические возможности по закачке в пласты газа или воды и др.
Таким образом, рациональные системы разработки газовых месторождений, учитывающие весь комплекс факторов, обосновываются на газо-гидродинамических расчетах нескольких вариантов разработки, учитывающих геолого-промысловую характеристику месторождения, а выбор оптимального варианта осуществляется по результатам технико-экономических расчетов.