Количество цемента в песчано-алевритовых породах изменяется от 10 до 20 % в слабосцементированных разностях, до 25 - 35 % в более плотных. По составу цемент в основном представлен глинистым веществом, каолинитом и монтмориллонитом. Породы-коллекторы разделяются между собой плотными породами, представленными, в основном, глинами, реже известняками и плотными песчаниками и алевролитами с базольным карбонатным цементом.

Средневзвешенная по толщине пористость изменяется от 23 до 33 %. Коэффициент газонасыщенности - 0,74.

По химическому составу газ сеномана аналогичен газу сеноманских залежей других месторождений севера Западной Сибири. Газ сухой, метановый (метан - 93,4 - 99,2 %). Содержание гомологов метана 0,1 - 0,2 %. Конденсата не обнаружено. Сероводород отсутствует. Содержание примесей: азот - 0,41 - 2,26 %; углекислый газ - 0,04 - 1,17 %; аргон - 0,01 - 0,03 %; гелий - 0,08 - 0,019 %; водород - 0,27 %. Относительная плотность газа по воздуху - 0,562. Среднее значение теплотворной способности - 7898 кДж/м³ . Среднекритическое давление - 4,63 МПа. Среднекритическая температура - 190,49 К.

1.5 Неокомские залежи

В нижнемеловом разрезе ЯГКМ установлена газоносность 15 продуктивных пластов, образующих 23 залежи. В баррем-готтеривской части разреза 8 пластов, в валанжинской 7 пластов, залегающих на глубине 2525 - 3317 м. Почти все залежи частично или полностью экранированные, с краевыми водами. Продуктивные отложения характеризуются сложным геологическим строением, значительной фациальной изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств как по площади, так и по разрезу и развитием отдельных литологически ограниченных ловушек. Проектом разработки выделено два эксплуатационных объекта.

Первый объект включает залежи пластов БУ ³ ₁ , БУ ³ ₂ , БУ ⁴ ₂ , БУ ⁵ ₁ , БУ ⁵ ₃ , расположенных только в сводовой части в зоне УКПГ - 3в. По подсчету эффективных газонасыщенных толщин первого объекта наибольшую значимость имеют толщины пласта БУ³ ₁ . Суммарные толщины по объекту колеблются от 6,8 до 34,6 м, а в зоне размещения эксплуатационных скважин составляет 8,0 - 33,8 м. Для первого объекта коэффициент абсолютной проницаемости изменяется от 3,210 до 132,710 мкм² , коэффициент открытой пористости от 4,7 до 17,0 %. Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 3,4 до 34,2 м.

По II эксплуатационному объекту установлены следующие закономерности. В зоне УКПГ-3в все пласты характеризуются литологическим замещением в западном направлении. Пласты БУ ⁶ ₂ , БУ ⁹ ₁ , БУ ⁶ ₃ , БУ ⁸ ₀ в этой зоне в песчаных фракциях развиты в зонах единичных кустов, а в пластах БУ ⁷ , и БУ ⁹ ₃ проницаемые пропластки полностью отсутствуют. Наилучшими толщинами в этой зоне характеризуется пласт БУ ⁸ ₃ со значением 14,0 - 19,4 м. Пласт БУ ⁸ _1-2 отличается значительной изменчивостью толщин от 4,0 до 15,0 м. Наибольшей толщины прослои в пласте приурочены к нижней части. Пласт БУ ⁶ ₁ в проницаемых прослоях встречается во всех кустах и имеет толщину 1,0 - 4,0 м.

Для II объекта коэффициенты абсолютной проницаемости, открытой пористости и эффективная газоносная толщина равны, соответственно, 0,64×10^-9 - 372,5×10^{-9 м2} ; 3,23 - 13,85 %; 1,2 - 64,8 м. По II - ому объекту отмечено чередование полосообразных зон с повышенным (район скважин 112 - 118, 105 - 101 и 112 - 135) и пониженным значением эффективных газонасыщенных толщин.

В зоне УКПГ - 1в в пластах БУ⁶ ₂ , БУ⁹ ₂ и БУ⁹ ₃ проницаемые газо-насыщенные прослои полностью отсутствуют, а в пластах БУ⁶ ₁ , БУ⁶ ₃ и БУ⁷ они встречаются спорадически. В этой зоне суммарная наибольшая газонасыщенная толщина колеблется от 18 до 64 м. Установлено изменение толщины от центральной зоны УКПГ к периферии.

Зона УКПГ-2в приурочена к восточному погружению. В этой зоне пласт БУ⁶ заглинизирован, БУ⁶ ₂ и БУ⁷ встречаются спорадически в песчаных фракциях. Наибольшим развитием характеризуются проницаемые пропластки в пластах БУ⁸ ₀ , БУ⁸ _1-2 , БУ⁸ ₂ , БУ⁹ /₁ , БУ⁹ /₂ , и БУ⁹ ₃ . Наибольшие толщины характерны для пласта БУ⁸ ₃ . Суммарная эффективная газонасыщенная толщина составляет, в зоне кустов УКПГ - 2в, 16 - 18 м, реже 50 м.

Пористость коллекторов продуктивных пластов колеблется в пределах 6,8 - 15,9 %, проницаемость от 0,01×10^-8 до 14,1×10^{-8 м2} . Начальные пластовые давления составляют по пласту БУ³ ₁ - 33,14 МПа. Средние пластовые температуры изменяются от 71 ⁰ С в кровле комплекса до 90 ⁰ С в его подошвенной части.

Нижнемеловые продуктивные пласты представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Покрышками служат пласты глин, имеющие на геофизических кривых все характерные для глин признаки. Отмечается тенденция улучшения коллекторских свойств вверх по разрезу.

Важной особенностью всех продуктивных пластов является песчанистость с большими изменениями по некоторым пластам, что является благоприятной предпосылкой для образования литологически ограниченных залежей.

Результатами газогидродинамических исследований скважин, вскрывших нижнемеловые продуктивные отложения, установлены:

значительная неоднородность фильтрационных параметров продуктивных пластов как по площади, так и по разрезу;

относительно низкая продуктивная характеристика большинства вскрытых объектов (рабочие дебиты при исследовании не превышали 60 - 80 тыс. м³ /сут.).

Для залежей I объекта пластовые давления составляют 26,26 - 27,42 МПа, пластовая температура 76 - 80 ⁰ С, глубина залегания 2710 - 3317 м.

Наибольшие запасы газа приурочены к пластам БУ³ (I объект) и БУ⁸ _1-2 (II объект) и составляют, соответственно 86 % и 50 % от суммарных запасов газа эксплуатационных объектов по категории С₁ .

Второй эксплуатационный объект характеризуется более высокими запасами газа, но имеет худшую продуктивную характеристику (см. таблицу 1.1).

Продуктивная характеристика скважин изменяется как по разрезу нижнемелового продуктивного комплекса, так и по площади газоносности в пределах отдельных залежей, изменяясь к их своду.

По данным бурения скважин выделена резкая литографическая изменчивость пластов в периферийных северных и южных участках структуры месторождения, где получены незначительные дебиты газа (30 - 40 тыс. м³ /сут) при высоких депрессиях на пласт. При исследовании разведочных скважин дебиты газа изменялись от десятков до сотен тысяч кубических метров в сутки при депрессиях на пласт до 20 МПа и более. Максимальный дебит газа (768 тыс. м³ /сут.) получен в скважине № 1 при исследовании пласта БУ⁷ при депрессии на пласт 5,95 МПа, в остальных скважинах рабочие дебиты при исследовании составляли 200 - 400 тыс. м³ /сут при депрессии на пласт 15 - 20 МПа.

Абсолютно свободный дебит газа колеблется от нескольких десятков до 600 тыс. м³ /сут.

По основной залежи пласта БУ⁸ ₃ отмечена самая низкая продуктивная характеристика. Дебиты газа по ней при депрессии на пласт 7 - 9 МПа составляют 40 - 90 тыс. м³ /сут.

Газ глубоких продуктивных горизонтов отличается от состава газа сеноманских отложений. Для него характерен следующий химический состав (в объемных процентах): метан 88,64 - 93,59 %, этан 1,32 - 4,85 %, пропан 0,22 - 2,66 %, бутан 0,05 - 1,48 %, пентан 0,08 - 0,55 %. Содержание азота 0,36 - 2,45 %, углекислого газа 0,04 - 2,40 %. Содержание инертных газов (гелия, аргона) в сумме не превышает 0,05 %, водорода 0,01 - 0,02 %. Относительный удельный вес газа 0,60 - 0,65. Низшая теплотворная способность изменяется от 8520 до 7420 Дж.

Таблица 1.1 - Геолого-физическая характеристика эксплуатационных объектов

Параметры	Эксплуатационный объект
I	II
Запасы, млрд. м3
« 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 » К-во Просмотров: 470 Бесплатно скачать Дипломная работа: Обеспечение безгидратного режима работы газопромысловых коммуникаций >>> Скачать <<< Меню Поиск