Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 [ 135 ] 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217

хлоридно-натриевые двух типов. В южной части месторождения (особенно на Медвежьем поднятии) получены воды преимущественно хлор-кальциевого типа с минерализацией 36,8 г/л. Концентрация йода 2,5 мг/л, брома 74,2 мг/л и бора до 3 мг/л. На севере месторождения (Ныдинское поднятие) воды гидрокарбонатно-натриевого типа с минерализацией 5,5 - 11,5 г/л. Концентрация йода до 3,3 мг/л, брома до 13,9 мг/л и бора до 1,8 мг/л. Газонасыщенность достигает 2600 см/л.

Верхневаланжин-барремский комплекс перекрывается верхнеюрско-валанжинским водоупором, в состав которого входят отложения абалакс-кой, баженовской и сортымской свит общей толщиной 438 - 807 м.

Гидрохимический разрез апт-сеноманской толщи (тангаловской и по-курской свит) на газовых месторождениях Западной Сибири практически однороден. Толщина апт-сеноманского водоносного комплекса на месторождении изменяется от 1513 до 1660 м. При опробовании водоносных горизонтов, залегающих в нижней части комплекса, дебиты скважин составили 2-134 MVcyr при динамическом уровне 160-1808 м. Средние пластовые температуры изменяются от 63 до 82 °С на Медвежьем валу и от 57 до 74 °С на Ныдинском поднятии. Воды гидрокарбонатно-натриевого типа с минерализацией 7,0-15,6 г/л. Концентрация йода 1,7-16,5 мг/л, брома

13.3 - 40 мг/л и бора 2,5-12,4 мг/л. Газонасыщенность достигает 3500 см/л. В составе растворенного газа преобладает метан (до 96 % объема). В верхней части комплекса опробованы водоносные отложения апт-ского и сеноманского горизонтов.

Из аптских отложений при испытании пьезометрической скв. 36 получена хлоридная натриевая вода (хлоркальциевого типа) с минерализацией

20.4 г/л и концентрациями йода, брома и бора, равными соответственно 16,2, 63,4 и 5,0 мг/л. Газонасыщенность вод составила 2000 см/л.

Результаты определений по керну свидетельствуют, что водонасыщенные коллекторы, так же как и газонасыщенные, характеризуются высокими фильтрационно-емкостными свойствами: к„ достигает 36,6 %, кр = = 2,1 10-м1

Подошвенные воды залежи опробованы в 16 скважинах. Дебиты вод составили 21-214 MVcyr при динамических уровнях 65 - 606 м. Начальные статические уровни воды отбиты в скв. 6 и 15 на глубинах соответственно 1236,6 и 1246,1 м. Соответствующие им замеренные пластовые давления равны 11,53 и 11,51 МПа. Пластовые температуры вод составляют 33 - 37 °С на Медвежьем валу и 30 - 33 °С на Ныдинском поднятии. Воды гидрокарбонатно-натриевого типа с минерализацией 16,6 - 21,2 г/л. Концентрация йода 12,6 - 29,9 мг/л, брома 36,6 - 68,95 мг/л. Газонасыщенность подземных вод сеноманского горизонта, рассчитанная исходя из начального пластового давления в залежи (11,53 МПа) и условия предельного насыщения их растворенным газом в приконтактной зоне с залежью, составила 1970 см/л на Медвежьем поднятии и 2060 см/л на Ныдинском поднятии. Сеноманский водоносный горизонт имеет значительную толщину и прослеживается на сотни километров. Все это обусловливает упруговодона-порный режим разработки сеноманской залежи Медвежьего месторождения.

В разрезе турон-палеогенового флюидоупора выделяется верхнепалеоценовый водонапорный горизонт, включающий преимущественно песчаные отложения верхнетибейсалинской подсвиты толщиной 127- 190 м. При опробовании верхнепалеоценового горизонта в скв. 7 был получен приток

воды дебитом 22 м/сут. Химический состав воды хлоридно-натриевый, минерализация 2,3 мг/л. Концентрации йода, брома и бора составляют соответственно 0,84; 4,4 и 0,3 мг/л.

Верхнепалеоценовый горизонт перекрывается палеогеновым водоупором, сложенным глинистыми и кремнистыми породами верхней части верхнетибейсалинской подсвиты, люлинворской и чеганской свит общей толщиной до 200 м.

Самый верхний олигоцен-четвертичный водоносный комплекс расположен в зоне многолетней мерзлоты. При опробовании подземных вод межмерзлотных горизонтов дебиты скважин составили 5 - 2195 MVcyr при Яд от 2 до 64 м. Воды по химическому составу преимущественно гидрокарбонатные кальциевые, магниевые и натриевые с минерализацией 0,02 - 0,51 г/л. Они используются в основном для хозяйственно-питьевого водоснабжения.

Состав газа

По данным анализов, химический состав газа сеноманской продуктивной толщи сходен с газами аналогичных месторождений севера Тюменской области. Газ имеет метановый состав (содержание метана 97,37 - 99,68 %) с очень незначительным содержанием тяжелых углеводородов (0,08 - 0,096 %), причем эти значения приходятся целиком на долю этана, так как пропан и более высокие гомологи отсутствуют. Содержание азота 0,08-1,2 %, углекислого газа 0,02-0,68 %, гелия 0,005-0,21 % и аргона 0,68-1,92 %. Сероводород в газе не обнаружен. Относительная плотность газа по воздуху составляет 0,56. Низшая теплотворная способность колеблется в пределах 7837 - 8019 ккал.

Специальных газоконденсатных исследований в сеноманских отложениях не проводилось.

4.1.2

Технологическая основа для проектирования Анализ результатов исследований скважин

Объем и виды геолого-промысловых исследований скважин на Медвежьем месторождении определяются состоянием его изученности. В настоящее время в условиях падающей добычи основная задача исследований заключается в получении комплекса данных для анализа текущего состояния разработки, определения фильтрационных коэффициентов, продуктивных характеристик скважин и добывных возможностей залежи в целом. Исходя из этого на месторождении проводят:

1) газодинамические исследования;

2) замеры статических и межколонных давлений;

3) исследования на продуктивность при стационарных режимах фильтрации;

4) исследования на вынос механических примесей и воды;

5) определение профиля притока и текущего положения забоев.

Для контроля за изменением пластового давления ежеквартально за-

0,1

1970 1975 1980 1985 Годы разработки

1990

0,0004 1995 f

fe» 0,1 "1 1970

УКПГ-З

1975 1980 1985 Годы разработки

1990

0,0006 *

1995

УКПГ-1

- 0,0012

- 0,0008

- 0,0004 Г

1970 1975 1980 1985 1990 1995 Годы разработки

Рис. 4.2. Динамика коэффициентов фильтрационных сопротивлений по годам (УКПГ-1-3)

меряют статические давления на устьях простаивающих эксплуатационных и наблюдательных скважин, перфорированных в газовой среде. Пластовые давления рассчитываются на середину интервала перфорации.

За 1994 г. проведено 460 газодинамических исследований, в том числе на стационарных режимах фильтрации с использованием ДИКТа-132 исследования.