Мегаобучалка Главная | О нас | Обратная связь  


Литолого - стратиграфическая характеристика вскрытых отложений




Введение

Системы сбора и подготовки нефти и газа предназначены для выполнения следующих операций:

1) измерение дебитов нефти и газа;

2) транспорт нефти, газа и воды от скважин к сборным пунктам;

3) сепарация нефти от газа;

4) отделение нефти от свободной пластовой воды;

5) деэмульсация (обезвоживание) и обессоливание нефти;

6) стабилизация нефти;

7) очистка и осушка нефтяного газа;

8) очистка пластовой воды.

Системы сбора и подготовки нефти и газа состоят из системы трубопроводов, замерных и сепарационных установок, резервуарных парков, установок комплексной подготовки нефти и воды, насосных и компрессорных станций. Трубопроводы от скважин до замерных установок называют выкидными линиями. Выбор системы сбора определяется условиями добычи нефти и газа на данном месторождении – составом и физическими свойствами нефти, устьевыми давлениями и температурами, газовым фактором, сеткой расположения скважин, рельефом местности.

Геология

 

Общие сведения о районе исследования

 

 

Мирненское ГКМ разрабатывается ООО «Газпром добыча Краснодар» на основании лицензии на «Право пользования недрами с целью добычи газа».



Регистрационный номер лицензии – СТВ 00496 НЭ.Срок действия – с 08.12.2000 по 01.08.2014.

Мирненское ГКМ расположено в 130 км к востоку от г. Ставрополя. На Мирненском ГКМ выделено три эксплуатационных объекта I2, Iз и I4 про­дуктивные пласты, приуроченные к нижнемеловым отложениям. В ОПЭ месторождение введено в 1966 году на основании ПД – «Временная технологическая схема разработки Мирненского месторождения».

По имеющимся геолого-промысловым материалам запасы газа возможно было оценить по категории С1 только по I2 пласту. Запасы газа, определенные объем­ным методом по категории С1, составили 20 млрд.м3. Максимальный годовой отбор по результатам газодинамических расчетов определен в объеме 1,5 млрд.м3 фондом 19 скважин.

 

 

Подсчет запасов газа

 

 

Подсчет запасов газа по нижнемеловым залежам Мирненского ГКМ проведен в 1968 году. Запасы газа по категории В+С1, определенные объемным методом, составили: пласт I2, – 50,3461 млрд.м3 , пласт Iз – 5,5132 млрд.м3 , пласт I4 – 2,8387 млрд.м3; в целом по месторождению – 58,698 млрд.м3. Запасы газа утверждены ГКЗ СССР (протокол №5503 от 16.10.1968),

В 1969 году выполнена технологическая схема разработки Мирненского месторождения (н.мел) на утвержденные запасы газа продуктивных пластов I2, I3 и I4 вобъеме 58,698 млрд.м3. По результатам ТЭР рекомендован вариант разработки месторождения 120 эксплуатационными скважинами с максимальным годовым отбором 5,0 млрд.м3 газа из пластов I2, I3 и I4. При этом пласт I2 рассматривался как самостоятельный эксплуатационный объект, пласты I3 и I4 предполагалось разрабатывать совместной сеткой скважин.

С момента подсчета и утверждения запасов, с 1968 по 1971 годы, на Мирненском ГКМ было пробурено 8 разведочных и 66 эксплуатационных скважин. Полученный геолого-промысловый материал позволил уточнить начальные запасы газа ниж­немеловых залежей.

Сотрудниками лаборатории промысловой геологии СевКавНИИгаза в 1972 году пересчитаны запасы газа объемным методом и по МППД. В отчете пласт I2 впервые рассматривался как группа пропластков.

Определенные по МППД запасы газа I2, пласта составили 36 млрд.м3, I4 пласта – 16,3 млрд.м3. Запасы газа Iз пласта определены в объеме 5,5 млрд.м3 и равны ранее утвержденным. Запасы газа утверждены по пластам I2 и I4 Геологическим управлением Мингазпрома (протокол № 11/72 от 15.11.1972).

Проект разработки I2 пласта Мирненского ГКМ составлен СевКавНИИгазом в 1972 году на уточненные по МППД запасы газа 36,0 млрд.м3 (запасы конденсата 1480 тыс.т). По проекту рассматриваемый эксплуатационный объект было рекомендовано разрабатывать 62 скважинами с максимальным годовым отбором: газа 4,0 млрд.м3, конденсата 53 тыс.т. Проект разработки утвержден Рабочей комиссией Мингазпрома в апреле 1973 г. (протокол № 15/73).

В 1972 году составлен проект ОПЭ газоконденсатной залежи пласта I4. Прогнозные показатели разработки рассчитывались на уточненные по МППД запасы газа 16,3 млрд.м (конденсата 1322 тыс.т). Рекомендован вариант, предусматривающий разработку залежи 75 скважинами с максимальным годовым отбором газа 1,4 млрд.м3. Проект ОПЭ утвержден Рабочей комиссией Мингазпрома в апреле 1973 г, (протокол № 16/73).

С 1968 по 1972 годы пласты I2 и I4 разрабатывались как самостоятельные экс­плуатационные объекты, а с 1973 года – совместно-раздельной сеткой скважин.

В 1974 году ПДК Мингазпрома:

- утвердила прирост начальных запасов газа пласта I4 в количестве 11,159 млрд.м3; запасы газа составили 13,998 млрд.м3по категории С1;

- списала начальные запасы газа I2 пласта в количестве 10,070 млн.м3 ; запасы газа составили 40,276 млрд.м3 по категории С1.

Проект разработки пласта I4 выполнен СевКавНИИгазом в 1975 году. В работе уточнены запасы газа по МППД. Запасы газа составили 11,5 млрд/м3, конденсата 935 тыс.т. По результатам ТЭР к внедрению рекомендован вариант с максимальным годовым отбором 1,2 млрд.м3 газа и 61 тыс.т конденсата. Число эксплуатационных скважин 64, из них 14 скважин, обеспечивающих совместную эксплуатацию 12 и 14 пластов. Анализ разработки 12 пласта выполнен в 1975 году. В работе проведено уточнение запасов газа объемным методом и по МППД. Дня дальнейшего проектирования принята величина запасов, определенная по МППД – 28,3 млрд.м3. На уточненные запасы газа рассчитаны прогнозные показатели разработки месторождения. Рекомендован вариант с максимальным годовым отбором газа по месторождению 1,2 млрд.м3 конденсата 15,8 тыс.т. Эксплуатационный фонд – 50 скважин, из них 14 скважин совместно дренирующих I2 и I4 пласты.

Переоценка запасов газа нижнемеловых залежей (продуктивные пласты I2 и I4) Мирненского ГКМ проведена в 1977 году. Запасы газа пересчитаны тремя методами: объемным, по МППД и методом удельных объемов дренирования. После сопоставления результатов, полученными разными методы, запасы газа определены в объеме:

- 37,9 млрд-м3 по I2 пласту;

- 9,5 млрд.м по I4 пласту.

По состоянию на 01.01.1982 на Мирненском ГКМ пробурено 23 разведочных и 110 эксплуатационных скважин, из месторождения отобрано 32,4 млрдли3 газа и 1491 тыс.т конденсата. Полученные геолого-промысловые данные позволили провести переоценку запасов газа и конденсата. Уточненные начальные запасы по категории В + С1 составили:

- по I2пласту: газа - 29,634 млрд.м3, конденсата — 1333,9 тыс.т;

- по I3 пласту: газа - 5,266 млрд-м3, конденсата - 460,5 тыс.т;

- по I4 пласту: газа - 12,628 млрд-м3, конденсата -1101,1 тыс.т.

Пласт I3 разрабатывается с 1982 года (по официальным документам) одной скважиной № 152. За период с 1986 по 1988 годы с I2 и I4 пластов переведены на пласт I3 11 скважин. Залежь разрабатывалась без составления ПД с годовым отбором газа не более 14 млн.м3 в год, что составляет 0,3 % от начальных утвержденных в 1968 году запасов (5,5132 млрд.м3).

В 1989 году составлен проект ОПЭ пласта 13 на НБЗ газа 5,5132 млрд.м3 , конденсата – 453.3 тыс.т. В проекте ОПЭ рассматривалась возможность разработки залежи пласта I3 только скважинами, переведенными с выше- и нижележащих эксплуата­ционных объектов. По рекомендуемому варианту максимальный годовой отбор 16-ю скважинами составит 64.2 млн.м3 газа и 1,8 тыс.т. конденсата.

В 1992 году выполнена работа по пересчету начальных запасов газа Мирненского ГКМ. Данная работа, практически, явилась продолжением отчета по пере­счету запасов, выполненного в 1982 году. В работе 1992 года учтены новые дан­ные по разработке нижнемеловых залежей и разведки. Полученный геолого­промысловый материал подтвердил точность определения начальных запасов газа представленной ранее геологической модели месторождения. НБЗ газа согласно протоколу ЦКЗ РАО «Газпром» от 02-03.03.1993 составили по категории В + С1

- по I2 пласту: газа - 29,635 млрд.м3, конденсата - 1251 тыс.т;

- по I3, пласту: газа - 5,266 млрд.м , конденсата - 427 тыс.т;

- по I4, пласту: газа - 12,628 млрд.м3, конденсата - 1024 тыс.т;

- по месторождению в целом: газа - 47,529 млрд.м ; конденсата - 2702 тыс.т.

В 1993 году на утвержденные начальные запасы газа I2 и I4 пластов составлены коррективы к проекту разработки. По рекомендуемому варианту предусматрива­лась разработка пластов существующим фондом скважин. Пять эксплуатационных скважин по пласту I2, восемь эксплуатационных скважин по пласту I4 и две скважины, совместно эксплуатирующие пласты I2 и I4. Максимальный отбор газа из пласта I2 по проекту составил 19,8 млн.м3, из пласта 13 - 14,5 млн.м .

Проект разработки пласта I3 составлен на утвержденные начальные запасы газа 5266 млн.м3 в 1993 году. По проекту, на основании ТЭР, рекомендован 4 вариант разработки залежи. По предложенному варианту максимальный годовой отбор газа из пласта составил 75,8 млн.м3, эксплуатационный фонд 23 скважины. Продуктивный пласт предполагалось разрабатывать скважинами возвратного фонда, переведенными с I2 и I4 пластов.

Мирненское газоконденсатное месторождение расположено в 130 км к востоку от г.Ставрополя. В административном отношении месторождение находится в Благодарненском районе. Ближайшая железнодорожная станция – г.Благодарный, который расположен в 30 км и соединен с селом Мирное асфальтированным шоссе.

Месторождение подключено к магистральному газопроводу Мирное - Изобиль­ное Диаметр газопровода - 1020 мм. Изучаемая территория представляет слабовсхолмленную равнину. Рек с постоянным водотоком на территории нет. Климат района - умеренно континентальный.

Водоснабжение населения осуществляется из артезианских скважин, пробуренных на сарматские отложения.

Южнее месторождения (около 70 км) производится разработка залежи строительного песка и стекольного сырья.

Обзорная схема района месторождения представлена на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 – Схема района месторождения

 

 

Литолого - стратиграфическая характеристика вскрытых отложений

 

 

Наиболее древними отложениями, вскрытыми скважинами Мирненского месторождения, являются дислоцированные сланцы, песчаники и аргилиты. Выше залегают пестоцветные глины толщиной от 0 до 90м. Их перекрывают апт-альбские отложения толщиной от 386 до 492м и верхней части которых выделяет шесть песчано-алевролитовых пластов. Отложения верхнемелового отдела представлены известняками и мергелями толщиной от 152 до 211 м. Палеогеновая система представлена палеоценовыми эоценовыми и олигоценовыми отложениями. Верхняя часть разреза включает отложения неогеновой системы, которые литологически выражены глинами и прослоями алевролитов и глинистыми садками сармата. Общая толщина миоцена от 450 до 520 м. Плиоцен представлен песчаными глинами и песками понтического яруса и континентальными отложениями армавирской свиты общей толщиной 134 м.

В тектоническом отношении Мирненская структура расположена в пределах Мирненско-Арзгирской структурной зоны. Нижний структурный этаж сложен дислоцированными породами палеозоя, залегающими на глубине около 2850-2900 м.

Верхний структурный этаж представлен осадками мезокайнозойского возраста и формировался в типично платформенных условиях.

Продуктивные пласты сложены алевролитами и песчаниками с прослоями аргиллитов. Песчаники, хорошо проницаемые, характеризуются небольшим содержанием цементирующего материала (до 12 %), высокой пористостью (до 32 % до 44 %) и проницаемостью до 260х10-15 м2. Алевролиты плотно сцементированные, характеризуются наличием большого количества цемента (от 20 % до 40 %) по типу базального, по составу глинистого, слюдистого, иногда обогащенного фосфатом, карбонатом, пи­ритом. Эти породы имеют низкую проницаемость или не проницаемы. Пористость составляет от 10% до 20%.

 

 




Читайте также:
Почему человек чувствует себя несчастным?: Для начала определим, что такое несчастье. Несчастьем мы будем считать психологическое состояние...



©2015-2020 megaobuchalka.ru Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. (1040)

Почему 1285321 студент выбрали МегаОбучалку...

Система поиска информации

Мобильная версия сайта

Удобная навигация

Нет шокирующей рекламы



(0.01 сек.)