Организация геологической службы Вынгаяхинского газового промысла ООО 'Газпром добыча Ноябрьск'

  • Вид работы:
    Отчет по практике
  • Предмет:
    Геология
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    5,8 Мб
  • Опубликовано:
    2013-06-17
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Организация геологической службы Вынгаяхинского газового промысла ООО 'Газпром добыча Ноябрьск'













Отчёт

по производственной практике (стажировке)

Организация геологической службы Вынгаяхинского газового промысла ООО «Газпром добыча Ноябрьск»





Выполнил: студент гр.ГНГ-4

Луцко С.Д.

Введение

Местом прохождения производственной геолого-промысловой практики являлся геологическая служба Вынгаяхинского газового промысла ООО «Газпром добыча Ноябрьск».

Отчет по производственной практике представляет собой сбор и анализ практической информации по вопросам бурения скважин, промысловым и геофизическим исследованиям скважин, способам эксплуатации, оборудования газовых скважин и др.

Производственная практика нужна для развития и закрепления навыков самостоятельной работы. Она включает в себя изучение геологической и эксплуатационной документации, сбор и первичную обработку фактического материала, изучение различного рода литературы (учебников, книг, справочников, статей), освоение новых компьютерных программ.

Основными задачами практики являются:

закрепление на производстве полученных в институте теоретических знаний;

приобретение практических навыков при выполнении самостоятельной работы геолога;

умение правильно собирать и анализировать фактический геолого-промысловый материал с целью написания отчета по практике, а затем и дипломного проекта;

получение необходимых навыков к самостоятельному анализу и творческой обработке всего фактического материала для написания спец.глав курсовых, рефератов, данного отчёта и будущего дипломного проекта.

Итак …

Вынгаяхинское нефтеазовое месторождение находится на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области.

В районе Вынгаяхинского месторождения региональные геолого-геофизические исследования были начаты в 1961 году. В результате проведенных работ уточнено тектоническое строение платформенного чехла в этом районе. Площадными работами МОВ 1967-1968 гг. подтвержден Вынгаяхинский вал, с осложняющими локальными поднятиями: Вынгаяхинским и Вынгопякутинским.

Поисково-разведочное бурение на Вынгаяхинской площади начато в 1968 г. Первая поисковая скважина 3, пробурена в северной части поднятия, явилась первооткрывательницей газовой залежи в сеноманских отложениях.

В изученной части разреза скопления углеводородов выявлены в отложениях васюганской и баженовской свит, ачимовской толщи, валанжинского и сеноманского ярусов. Притоки нефти получены в пластах Ю0, Ю1, БП11.

Основные запасы газа связаны с отложениями сеноманской продуктивной толщи. В отложениях сеномана выявлено две самостоятельные залежи, отделенные друг от друга небольшим прогибом.

При расчете технологических показателей разработки сеноманской газовой залежи учтены следующие условия и ограничения: предельная депрессия на пласт - 2 кг/см2; минимальное устьевое давление в конце разработки - 10 кг/см2; максимальное давление нагнетания (ДКС) - 75 кг/см2; минимальный средний дебит скважины:

для основной залежи - 500 тыс.м3/сут;

для северной залежи - 100 тыс.м3/сут;

максимальное обводнение скважин, при котором происходит их выбытие из эксплуатации - 50% величины интервала перфорации. Оптимальный диаметр лифтовой колонны, при котором обеспечивается проектный дебит и удаление жидкости и механических примесей с забоя, составляет 114 мм.

Следует отметить, что полученные оценки проектной продуктивности эксплуатационных скважин нуждается в уточнении по мере разбуривания скважин, поскольку объем информации по продуктивности скважин на этапе поисково-разведочных работ крайне ограничен.

Общий срок разработки, за которым будет отобрано 92,2% геологических запасов газа, оценивается в 28 лет. Начиная с 16 года разработки, предполагается выбытие скважин из эксплуатации по причине их обводнения. В качестве основного способа бурения газовых залежей принимается как наклонно-направленный способ, так и строительство вертикальных скважин. На кустовых площадках предполагается размещать по две - три эксплуатационных скважин в кусте. Расстояние между устьями скважин, согласно существующим нормативным документам, принимается равным 40 м.

Рис.1.1 Обзорная схема участка

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

нефтегазовый месторождение скважина геологический

Вынгаяхинское нефтегазовое месторождение расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа в 120 км к югу от п. Тарко-Сале.

В географическом отношении месторождение находится в северной части Западно-Сибирской равнины, в зоне лесотундры. Географически оно расположено в междуречье рек Вынгапур и Тырль-Яха, относящихся к бассейну р. Пур. Реки на площади мелководны с извилистыми руслами, с большим числом притоков.

Широкое распространение имеют озера. Размеры наиболее значительных озер 2-3 км в поперечнике, их глубина составляет в основном 0,8-1 м. Сильная заболоченность района связана с наличием мощного слоя многолетнемерзлых пород играющего роль водоупора, а также со слабой испаряемостью влаги и затрудненным стоком. Болота, открытые с торфяной подушкой, достигающей толщины 7 м. Абсолютные отметки рельефа колеблются от +62 до +80 м.

Климат данного района резко континентальный. Зима суровая, холодная и продолжительная, с сильными ветрами и метелями, весенними возвратами холодов, поздними весенними и ранними осенними заморозками. Средние даты первого и последнего заморозков на почве 22.08 и 15.06 соответственно. Продолжительность безморозного периода 67 дней.

Средняя годовая температура воздуха в районе равна -6,70С, средняя температура воздуха наиболее холодного месяца января составляет -250С, а самого жаркого июля +150С. Абсолютный минимум температуры (-610С) приходится на февраль, абсолютный максимум (+340С) - на июнь-июль.

Годовое количество осадков составляет 580 мм. Основная их часть выпадает в период с апреля по октябрь. Реки замерзают в конце сентября, вскрываются ото льда во второй половине мая. Глубина промерзания грунта 1,5-3 м, толщина льда на реках и озерах 40-90 см.

По берегам рек и ручьев широко распространены хвойные (лиственница, ель, сосна, кедр), реже лиственница (береза) деревья. Среди болот встречаются островки редколесий, а в долинах рек - луга и заросли кустарников.

Экономическое развитие района в последнее время связано с бурным развитием нефтегазодобывающей и перерабатывающей промышленности. Ведется разработка нефтяных залежей Вынгаяхинского месторождения.

 

2. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

 

.1Стратиграфия


2.1.1Палеозойский фундамент

Породы доюрского фундамента на Вынгаяхинском месторождении не вскрыты. На ближайших площадях (надымская площадь - скв. 7 и южно-русская площадь - скв. 21- фундамент вскрыт на глубине 4462 и 4198 м.)

Литологически фундамент представлен алевролито-кремнисто-глинистыми породами. Породы характеризуются массивной текстурой, сильно деформированы, метаморфозны. Возраст пород фундамента - пермо-триассовый.

2.1.2Юрская система

Отложения юрской системы представлены тремя отделами: нижним, средним и верхним.

Породы нижнего и среднего отделов юры представлены континентальной толщей тюменской свиты, верхний отдел - преимущественно морского происхождения породами васюганской, георгиевской и баженовской свит.

Тюменская свита, представлена частым неравномерным чередованием аргиллитов плотных, крепких, алевролитов слюдистых крепкосцементированных и песчаников мелкозернистых крепкосцементированных глинисто-известковистым цементом. Наибольшая вскрытая толща свиты 178 м.

Васюганская свита, подразделяется на две части: нижнюю - глинистую и верхнюю - песчанисто-глинистую.

Нижняя подсвита, представлена аргиллитами плотными, слабослюдистыми.

Верхняя подсвита, преимущественно, песчаная, к ней приурочен нефтеносный пласт Ю1.


Песчаники тонкозернистые, алевритистые, в отдельных прослоях глинистые, реже известковистые, в продуктивной части нефтенасыщенные с прослоями алевритов и аргиллитов. Алевриты, от слабо до сильно опесчаненных с глинистым, иногда карбонатным цементом. Аргиллиты тонкоотмученные, слюдистые с мелкорассеянным пиритом, иногда трещиноватые. По всему разрезу свиты наблюдаются обугленный растительный детрит. Толщина отложений свиты 64-76 м.

Георгиевская свита, сложена аргиллитами тонкоотмученными с включениями глауконита, пирита. Толщина свиты 7-27 м.

Баженовская свита, представлена битуминозными аргиллитами, слюдистыми с включениями растительного детрита. Толщина свиты 22-73 м.

Меловая система

Отложения меловой системы представлены двумя отделами: нижним и верхним.

Нижний отдел включает в себя породы сортымской, тангаловской и нижней части покурской свиты. Верхний - верхнюю часть покурской, кузнецовской, березовской и ганькинской свиты.

Нижний отдел

Сортымская свита, сложена терригенными породами, залегающими на битуминозных аргиллитах баженовской свиты.

Нижняя часть свиты представлена аргиллитами однородными, плитчатыми с углистым детритом.

Выше залегает песчаная ачимовская толща. В целом толща представлена неравномерным переслаиванием песчаников, алевритов с аргиллитами.

Выше ачимовской толщи залегают глинистые породы с прослоями песчаников и алевритов.

Песчаники, преимущественно, мелкозернистые, слюдистые, с глинистым цементом порово-пленочного типа, прослоями с цементом глинисто-карбонатным. Алевролиты прослоями глинистые или карбонатные, местами с включениями песчаного материала и углистого растительного детрита. Аргиллиты неоднородные, слабослюдистые с включениями углистого детрита и микрофауны. Толщина сортымской свиты 368-537 метров.

Тангаловская свита, сложена чередованием песчано-алевритовых и глинистых пород.

Глинистые породы имеют преимущественное распространение: слюдистые, тонкослоистые с прослоями песчаников и алевролитов, встречаются прослои углей.

Песчано-алевритовые разности представлены песчаниками и алевролитами, изредка встречаются прослои известняка. Для этой части разреза характерны прибрежно-морские и мелководные осадки. Толщина свиты 514-586 м.

Покурская свита, разделяется на две части: нижнюю. В которой преобладают глинистые породы и верхнюю - с преобладанием песков, песчаников и алевролитов.

Нижняя часть разреза свиты на месторождении сложена песчано-алевритистовой толщей пород, глинистой, слюдистой, полимиктовой, в верхней части переходящей в глины аргиллитоподобные и алевритистые с прослоями песков и алевролитов.

Верхняя часть покурской свиты представляет часто переслаивание песков, песчаников, алевролитов. Керном охарактеризована только кровля покурской свиты, в которой приурочена сеноманская залежь газа. Общая толщина свиты 966-1034 м.

Верхний отдел

Кузнецовская свита, представлена глинами слабослюдистыми, опоковидными с редкими остатками углистого детрита и отпечатками фауны. Толщина свиты изменяется от 13 до 23 м.

Березовская свита, сложена глинами и подразделяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю.

Нижнеберезовская подсвита, представлена глинами с прослоями глинистых алевролитов. Толщина подсвиты 69-83 м.

Верхнеберезовская подсвита, сложена переслаиванием алевролитов глинистых и глин алевритистых с прослоями опоковидных глин. Толщина подсвиты 32-64 м.

Ганькинская свита, представлена толщей глин с прослоями алевритов, мергелей. В породах встречаются зерна глауконита, конкреции сидерита. Толщина свиты 146-196 м.

В составе системы выделяют: тибейсалинская, люлинворская, тавдинская, атлымская и новомихайловская свита.

Тибейсалинская свита сложена опоковидными глинами, в верхней части алевритистыми с прослоями диатомовых глин. Толщина свиты представлена глинами, алевритистыми. Толщина свиты до 180 м.

Атлымская свита сложена песками с прослоями глин и алевритов. Толщина свиты 30-70 м.

Новомихайловская свита представлена неравномерным переслаиванием глин, песков и алевритов. Толщина свиты до 70 м.

нефтегазовый месторождение скважина геологический

2.2 Тектоника


В тектоническом отношении месторождении приурочено к Вынгаяхинскому локальному поднятию.

Согласно структурно-тектонической карте мезозойско-кайнозойского осадочного чехла Западно-Сибирской плиты. Вынгаяхинское поднятие осложняет северную часть. Вынгаяхинского вала, входящего в состав Верхнее-Пуровского мегавала.

Южная часть Вынгаяхинского вала осложнена Вынга-Пякутинским локальным поднятием, которое отделяет от Вынгаяхинского неглубокой седловиной.

К востоку и частично, к северо-востоку от Вынгаяхинского вала в пределах Верхне-Пурского мегавала выделяется Етыпурский вал и юга - Вынгапуровское куполовидное поднятие.

Наиболее общую информацию о структуре поднятия по различным горизонтам осадочного чехла и, связанных с ним отражающих границ, дают материалы сейсморазведочных работ, которое на рассматриваемой территории проводили с 1967 года.

По материалам МОВ сейсмопартии 30.39/77-78 Вынгаяхинское локальное поднятие закартировано по отражающим горизонтам: Г (сеноман). «М» (апт), «В» (верхняя юра), «Т» (подошва платформенных отложений). Наиболее выдержанными в отношении регистрации являются: верхнеюрские сейсмический репер «Б», литологически связанный с кровлей битуминозных аргиллитов баженовской свиты и горизонт «Г» контролирующейся кровлей Туринских глин, регионально распространенных в пределах Западной Сибири.

По горизонту «Г» Вынгаяхинское поднятие представляет собой, линейно вытянутую в меридиональном направлении брахиантиклинальную складку, со сравнительно крутым западным и восточными крыльями и пологими переклиньями.

Размеры структуры по замыкающей изогипсе - 775 м составляют 47 х 12 км, амплитуда поднятия 125 м. Свод структуры смещен к южной ее части.

По отражающему горизонту «Б» Вынгаяхинское поднятие представляет собой ту же меридиональную складку, осложненную несколькими кулисообразно расположенными куполами в сводовой части.

Западное крыло круче восточного. К востоку от сводовой части отмечается терраса шириной 6-9 км, восточнее которого углы падения увеличиваются и на крыльях достигают 30-3,50, углы наклона к северу уменьшают до 20.

2.3 Нефтегазоносность


Вынгаяхинское газовое месторождение расположено в пределах Пуровского района Надым-Пурской нефтегазовой области.

Залежи углеводородов, в пределах этой области, выявлены практически по всему разрезу вскрытых отложений, от васюганской и баженовской свит до сеноманского яруса, включительно.

В изученной части разреза месторождения скопления углеводородов выявлены в отложениях васюганской и баженовской свит, ачимовской толщи, валанжинского и сеноманского ярусов.

Безводные притоки нефти получены из коллекторов ачимовской толщи. Притоки нефти получены в пластах Ю01,БП11.

Основные запасы газа связаны с отложениями сеноманской продуктивной толщи. В отложениях сеномана на месторождении выявлено две самостоятельные залежи, отделенные друг от друга небольшим прогибом. Каждая залежь имеет свой ГВК. Одна газовая залежь выделяет на севере в пределах небольшого локального поднятия в районе скважины 3. Залежь имеет небольшую газонасыщенную толщину 2,2 м, отметка ГВК - 736,8 м.

Размеры залежи 3х2 км. При опробовании скважины в интервале 794 - 796 м был получен фонтан газа дебитом 577,3 тыс.м3/сут на диафрагме 25,4 мм. Залежь водоплавающая.

Вторая (основная) залежь вскрыта 17 поисково-разведочными скважинами, вытянута в меридиональном направлении. Кровля сеноманских отложений вскрыта 636,5 - 707,7 м. Представлена переслаиванием песчано-алевритовых и глинистых пород, невыдержанных как по разрезу, так и по площади.

Для разреза характерна слабая сцементированность пород.

Коллекторами газа являются песчаники мелко- т среднезернистые прослоями алевритовые или глинистые и алевролиты от мелко- до крупно-зернистых, переходящие в песчаники мелкозернистые.

Эффективные газонасыщенные толщи изменяются от 2,4 м до 62,4 м. Газоводяной контакт имеет наклон с юга на север от а.о. - 704,7 м до а.о. - 713,6 м. Опробование залежи проведено в трех скважинах (33, 34, 40). Во всех скважинах получены фонтаны газа. Размер основной залежи 25,3 х 10,8 км, высота - 72,7 м. По типу залежь массивная, водоплавающая.

Структурная карта кровли пласта ПК1


Таблица параметров сеноманской залежи пласта ПК1

Номер скважины

Толщина продуктивн. толщи, м

Толщина проницаемых пород, м

Толщина непрон. пород, м

Доля коллекторов, %

Доля неколлек-торов,%

3

2,2

2,2




33

72,6

48,2

24,4

100,0


34

30,6

30,6


66,4

33,6

37

46,0

40,2

5,8

100,0


38

44,8

19,0

25,8

87,4

12,6

40

28,4

28,4


42,2

57,6

350

37,8

34,0

3,8

100,0


351

7,0

0.8

89,9

10,1

352

72,6

61,6

11,0

88,6

11,4

354

10,0

7,0

3,0

84,6

15,2

355

54,2

47,4

6,8

70,0

30,0

356

4,2

3,6

0,6

87,5

12,5

358

18,0

16,2

1,8

90,0

14,3

359

32,4

29,2

3,2

90.1

10,0

360

36,2

31,4

4,8

86,7

9,9

372

74,2

62,4

11,6

84,3

13,3

377

26,2

26,2


100.0

15,7

379

2,4

2,4


100.0



599,6

496,2

103,4

82,8

17,2

 

3. ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ СЕНОМАНСКОЙ ПРОДУКТИВНОЙ ТОЛЩИ

 

.1 Пористость. Проницаемость. Начальная газонасыщенность


В сеноманском разрезе керн отобран в пяти скважинах. Проходка с отбором керна составляет 6% от общей газонасыщенной толщи. Всего выполнено 112 определений пористости, из них 53 - в газонасыщенной части разреза.

Коллекторами газа являются средне- и мелкозернистые песчано-алевритовые породы, очень рыхлые, слабосцементированные, с неравномерным распределением глинистого материала. По своему составу породы сходны с сеноманскими коллекторами газовых месторождений севера тюменской области.

Пористость по керну составляет 30,8%. Пористость занижена за счет недовыноса керна из наиболее рыхлых песчаных пород. Коэффициент пористости, определенной по зависимостям «керн-геофизика» по СКВ. 41 и 48 Ямбургского месторождения, составляет 0,318, а по связям, построенным для месторождений южной группы - равен 0,34. Коэффициент пористости по Ямбургским зависимостям, возможно, занижен, так как разница глубин залегания продуктивной толщи Ямбургского и Вынгояхинского м/р составляет 300 м.

Коэффициент начальной газонасыщенности определен по зависимости удельного сопротивления от объемной влажности, полученной по месторождениям с аналогичным типом коллекторов (Вынгапуровское, Комсомольское, Губкинское). Средневзвешенное значение по месторождению равно 0,64.

Показатели неоднородности

Для сеноманской толщи характерно достаточно сложное строение: значительная изменчивость литологического состава, сильная расчлененность продуктивной толщи, слоистая неоднородность, как по площади, так и по разрезу.

Коэффициент песчанистости (Кпес) по месторождению изменяется от 42,4% (СКВ. 38) до 100% (СКВ. 3, 34, 40, 377,379). Среднее значение Кпес равно 82,8%. Высокие значения промыслово-геофизических параметров приуроченной к сводной части структуры. Коэффициент проницаемости по скважинам изменяется от 91 мД (СКВ. 358) до 1969 мД (СКВ. 37). Сводная часть представлена высокопроницаемыми породами.

3.2 Геофизические исследования скважин


Номинальный диаметр пробуренных скважин в отложениях сеномана составляет от 190 мм до 394 мм, ниже по разрезу - от 190 мм до 295 мм. Удельное электрическое сопротивление бурового раствора изменялось от 2,4 0мм до 10 0мм на глубинах сеномана, и от 1,5 Омм до 5,5 Омм на глубинах пластов группы БП10, БП11.

Минерализация пластовых вод на Вынгаяхинском месторождении изучалась на основании лабораторных исследований проб вод, отобранных при испытании скважин. Минерализация пластовой воды в отложениях сеномана принята 18 г л. Для группы пластов БП10, БП11 - 78-80 0С.

Удельное электрическое сопротивление пластовых вод, исходя из значений минерализации и температуры по графику зависимости рв = f(Св) для отложений сеномана равно 0,3 Омм для БП10, БП11 - 0,14 Омм.

Промыслово-геофизические исследования в скважинах проводили сразу же после окончания бурения, перед исследованиями ствол скважин прорабатывался в течении 3-5 часов. Время проведения каротажа 2-3 суток.

Коллекторами нефти и газа продуктивных пластов месторождения являются песчаники и алевролиты. Подробное описание типов и состав пород, типов и доли цемента, заполняющего поровое пространство.

По данным БКЗ отмечается повышающее проникновение фильтра промывочной жидкости в коллекторы. Глубина проникновения в коллекторы сеномана не превышает 2-х диаметров скважины, в коллекторы пластов БП10, БП11 от 4 до 16 диаметров скважины.

3.3 Физико-Химическая характеристика свободного газа


Сеноманская газовая залежь охарактеризована двумя анализами по скв. 33 и 34. Для газа сеноманской залежи характерно отсутствие или очень низкое содержание тяжелых углеводородов. Содержание метана составляет 98,23%, этана следы, пропана - 0,01 -0,03%, бутанов -0,02 -0,06, пентана + высшие -0,03%. Углекислый газ содержится в количестве 0,04%. Азот, гелий и аргон присутствуют в очень малых количествах, соответственно: 1,62 - 2,18%; 0,02%; 0,01%. Относительная плотность составляет 0,564.

3.4 Гидрогеологическая характеристика


Вынгаяхинское нефтегазовое месторождение расположено в пределах Пуровского района. В гидродинамическом отношении оно относится к крупному Западно-Сибирскому артезианскому бассейну.

Юрский гидрогеологический комплекс: включает трещиноватые породы фундамента, его коры выветривания, отложения тюменской и васюганской свит и представлен песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Вскрытая толщина комплекса на месторождении составляет 210м. Комплекс испытан в 6-ти скважинах. При испытании получены дебиты пластовой воды от 0,3 м3/сут (при динамическом уровне Нд = 1203 м) до 14,4 м3/сут (Рзаб = 291,47 кг/см2). Пористость пород-коллекторов, слагающих данный горизонт, изменяется от 16% до 25%, проницаемость от 0,5 мД до 92 мД. Минерализация пластовых вод колеблется от 20,1 - 54,4т/л. Верхний геологический этаж: представлен песчано-глинистыми отложениями олигоцен-четвертичного комплекса, который развит повсеместно в пределах Западно-Сибирского артезианского бассейна. Толщина верхнего этажа составляет 350-400 м. Воды частью пресные и слабосоленые.

3.5    Температурные условия недр


Для изучения температурного режима при испытании скважин замерялась пластовая температура одновременно с замерами пластовой или забойного давления. Большинство замеров приурочено к продуктивным нефтяным пластом и характеризуют нижнюю часть разреза. Запись геотермического градиента проведена в скв. 30. Скважина находилась в состоянии покоя 56 суток. Средняя температура продуктивных пластов определялась по линии, построенной по точечным разрезам, на уровне среднего положения ВНК или ГВК. Температура продуктивно толщи сеномана составляет 320С, пласта БП110-780С, БП111-800С, БП112-780С.

3.6 Запасы газа


Запасы природного газа сеноманской залежи утверждены ГЗК в 1984 г в количестве 106287,6 млн.м3 (основная залежь) и 203,4 млн.м3 (залежь в районе скв.3) по категории С1 (протокол ГКЗ № 95990 от 23 ноября 1984 г.), по материалам бурения 18 поисковых и разведочных скважин. Всего по сеноманской продуктивной толще запасы газа составляют 106491 млн.м3.

Северная залежь вскрыта и опробована в одной скважине. Объемы лабораторных исследований керна недостаточны для достоверного обоснования подсчетных параметров. Поэтому параметры рассчитаны в основном по геофизическим зависимостям. Основная залежь вскрыта 17 скважинами, охарактеризованы полным комплексом ГИС. Испытания с проведенным полного комплекса газодинамических исследований три скважины, находящиеся на различных частях залежи.

Таблица классификации проницаемости на классы

Продуктивный разрез представлен на 36,65% высокопроницаемыми породами, что в принципе предполагает потенциально высокую продуктивность залежи.

Классы

Пределы проницаемость, мД

Процентное содержание

Запасы газа. Млрд. м3

I II IIIа IIIб IV V

1000 500-1000 300-500 100-300 10-100 10

32,6 7,8 14,3 24,0 21,3

34,65 8,29 15,20 25,50 22,65




106,29


После утверждения запасов в пределах контура газоносность сеноманской залежи пробурен ряд разведочных и эксплуатационных скважин, которые позволили несколько уточнить размеры и формы залежи.

Однако оценочные расчеты величины запасов газа показали, что отличие от утвержденных не превышает 10%, т.е. находится в пределах доступной погрешности для категории С1. Поэтому в дальнейших технологических расчетах принята величина запасов газа, стоящая на Государственном балансе РФ.

величина запасов газа, стоящая на Государственном балансе РФ.

 Классы

Пределы проницаемость, мД

Процентное содержание

Запасы газа. Млрд. м3

I II IIIа IIIб IV V

1000 500-1000 300-500 100-300 10-100 10

32,6 7,8 14,3 24,0 21,3

34,65 8,29 15,20 25,50 22,65




106,29


b=0,0022 (сут.кг/см2/тыс.м3)2

Поскольку запасы газа в основной залежи и северной несопоставимы между собой и отличаются на два порядка. Разработка последней имеет больше теоретический, чем практический интерес. Поэтому во всех расчетах ввод ее эксплуатационную намерен через 12 лет после запуска месторождения в эксплуатацию.

Технологические показатели разработки

Варианты разработки сеноманской газовой залежи Вынгаяхинского месторождения рассчитаны на сеточной геолого-газодинамической модели, включающей в себя геолого-промысловую модель и численное решение систему дифференциальных уравнений совместной фильтрации жидкостей и газов в пористой среде. Расчеты технологических показателей разработки проведены для четырех основных вариантов, различающихся уровнями годовой добычи газа в период постоянных отборов газа: I -годовая добыча газа 4 млрд.м3; II - 5 млрд.м3; III - 6 млрд.м3; IV - 7млрд.м3.

Критерием окончания расчетов, в первую очередь, являлось достижение конечной газоотдачи 92% от начальных запасов газа, оптимальной газоотдачи для сеноманских газовых залежей.

3.7   
Обоснование конструкции фонтанных подъемников и оборудование скважин


Эксплуатационные скважины сеноманских отложений Вынгаяхинского месторождения для обеспечения оптимальных режимов работы должны оснащаться лифтовой колонной диаметром 114 мм. Для обеспечения безаварийной эксплуатации скважин в условиях многолетней мерзлоты более безопасна пакерная схема. Следует отметить, что в условиях Вынгаяхинского месторождения допускается безпакерная схема эксплуатации, использование которой возможно при наличии технологического регламента, согласованного с органами госгортехнадзора и противофонтанной службы.

Исходя из геолого-технических условий, представляется следующая компоновка лифтовой колонны.

·        От устья до глубины 50 м выше кровли продуктивного пласта - колонна высокогерметичных насосно-компресорных труб типа НКМ диаметром 114 мм;

·        Ниже, над кровлей продуктивного горизонта - комплекс подземного скважинного оборудования типоразмера 168 114-21 отечественного или зарубежного производства;

·        Ниже комплекса, до нижних перфорационных отверстий эксплуатационной колонны - подпакерный хвостовик из насосно-компрессорных труб диаметром 114 см.


Схема компоновки надземного и подземного оборудования наклонно-направленной скважины сеноманской залежи Вынгаяхинского ГМ

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ


Данная работа представлена в виде геологического отчета по Вынгаяхинскому месторождению. В котором приведены:

ü Общие и орогидрогеографическая характеристика месторождения и региона.

ü  В третьей части дана геолого-физическая характеристика в которую вошли: -стратиграфия; -тектоника и -нефтегазоносность месторождения.

ü  Следующая глава посвящена изложению основных параметров сеноманской продуктивной залежи : -пористость; -проницаемость; -начальная газонасыщенность; -физико-химические характеристики свободного газа; -гидрогеологическая характеристика; -запасы газа и др.

Также приведены: -структурная карта по кровле сеноманской газовой залежи пласта ПК1; -схема компоновки надземного и подземного оборудования наклонно-направленной скважины и таблицы: -параметров (пористости) пласта; и -классификации проницаемости.

Материалы для составления данного отчета взяты из технической документации геологической службы Вынгаяхинского газового промысла и архива геологического отдела ООО «Газпром добыча Ноябрьск».

Похожие работы на - Организация геологической службы Вынгаяхинского газового промысла ООО 'Газпром добыча Ноябрьск'

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!