» » » Дипломная работа: Карачаганакском нефтегазоконденсатном месторождении

Дипломная работа: Карачаганакском нефтегазоконденсатном месторождении

Дипломная работа: Карачаганакском нефтегазоконденсатном месторождении казакша Дипломная работа: Карачаганакском нефтегазоконденсатном месторождении на казахском языке
Геолого-физическая характеристика месторождения.

1.1 Характеристика геологического строения.

На Карачаганакском нефтегазоконденсатном месторождении (КНГКМ) бурением скважин глубины которых достигли 6500м. вскрыты кайнозойские, мезозойские и палеозойские отложения. Нижнедевонские отложения являются наиболее древними. Максимальная толщина вскрытых бурением нижнедевонских аргиллитов темно-серых известковистых составляет 430 м в скважине ДР6.
Средний девон в объеме эйфельского и живетского ярусов вскрыт в скважинах Д1, Д2, Д4,ДР6, 15 и представлен плотными, тонкослоистыми, почти черными аргиллитами, сменяющимися вверх по разрезу темносерыми органогенными известняками с прослоями аргиллитов и редко алевролитов общей толщиной порядка 400 метров.
Франский и фаменский ярусы верхнего девона представлены в нижней части, в основном, алевролитами с прослоями аргиллитов и песчаников, которые вверх по разрезу сменяются мелководными известняками, перекрытыми органогенно-детритовыми, сферолитовыми известняками, вторичными доломитами и доломитизированными известняками общей толщиной до 600 метров в скважине Д4.
В тектоническом отношении КНГКМ находится во внутренней части северной бортовой зоны Прикаспийской впадины, характеризующейся большой толщиной осадочного чехла и проявлением соляной тектоники. В районе месторождения по данным сейсмосъемки на глубине 6-7 километров выделяется выступ фундамента со сложным строением.
Месторождение связано с поднятием фундамента амплитудой около 400 метров, ограниченным с севера дугообразным прогибом. С юга поднятие окаймляется двумя ветвями субширотного сброса, по которым поверхность фундамента ступенчато погружается с севера на юг. Амплитуда сбросов нарастает в западном направлении, достигая 1200 метров. Сбросы древнего заложения и по кровле терригенного девона не прослеживаются. Об унаследованном характере южной ветви сброса свидетельствует крутое крыло. Карачаганакского поднятия по каменноугольным и нежнепермским отложениям.
Субширотная и субмеридиальная ориентировка тектонических элементов древнего заложения находит отражение в форме локального поднятия по кровле отложений терригенного девона.
Основной карбонатный массив КНГКМ связан с фаменско-артинским структурным этажом, образующим крупный подсолевой массив широтного простирания, ориентированный параллельно борту Прикаспийской впадины. Размеры массива составляют 14.5х28 км, высота его 1600 м при общей толщине подсолевых карбонатных верхнедевонско-нижнепермских отложений до 2000 м.За пределами массива толщина этих отложений не превышает 600 м. Структурный этаж разделяется на три подэтажа: вернедевонско-турнейский, визейско-башкирский и раннепермский, при этом каждый подэтаж характеризуется несколько отличным от других структурным планом.
Особенности проявления соляной тектоники привели к формированию в краевых частях подсолевой структуры с запада на восток соляных гряд со сложными переходами от галогенных к терригенным отложениям. Средняя часть подсолевой структуры в плане совпадает с межкупольной мульдой, где практически полностью отсутствует соль, а сульфатная пачка кунгура последовательно перекрывается уфимскими, нижне- и верхнеказанскими отложениями по мере движения с севера-востока на юго-запад.
Первый приток газа с конденсатом получен на месторождении в 1979 году из артинских отложений в скважине П-10. В настоящее время установлена промышленная нефтегазоносность нижнепермских, каменноугольных, верхне- и среднедевонских отложений.
Диапазон абсолютных отметок водонефтяного контакта вскрыт почти в 100 скважинах и его положение принято на отметке минус 5150 м на основании результатов опробования и геофизических исследований скважин (ГИС).
Обоснование положения газонефтяного контакта по результатам опробования, когда в пластовых условиях флюиды находятся в околокритическом состоянии практически невозможно, так как в этом случае свойства жидкости и газа сближаются. Для уточнения критического газосодержания было проведено экспериментальное моделирование и полученные критерии, согласно которым при содержании газа менее 850 м3/м3 система трактуется как нефтяная, а при содержании газа более 850 м3/м3- как газоконденсатная, были использованы для определения положения ГНК по промысловым данным при исследовании скважин через сепаратор «Порта-Тест». Анализ результатов исследований показал, что переход нефти в газоконденсатное состояние происходит в пределах 4971-4938 метров. При этом самая высокая отметка получения нефти сотавляет-4965 метров, а нижняя отметка получения газа-4940 метров. Следовательно, контакт располагается в этом диапазоне и принят на отметке-4950 метров.
В соответствии с принятыми газонефтяным и водонефтяным контактами высота газовой части залежи составляет 1400 метров, а нефтяной-200 метров и продуктивные площади равны соответственно 198880 и 262600 тыс.м 2.

1.2 Характеристика толщин, коллекторных свойств продуктивных
объектов и их неоднородности.

Породы продуктивной толщи характеризуются постседиментационными изменениями: доломитизацией, ангидритизацией, кальцитизацией, окремнением, перекристаллизацией, выщелачиванием, трещинообразованием. Вторичные преобразования оказали значительное влияние на вещественный состав отложений, обусловили структурно-текстурные особенности карбонатных пород, привели к трансформации первичного пустотного пространства коллекторов. В породах продуктивного комплекса выделяются межформенные, внутриформенные, межзерновые поры и поры выщелачивания, форма, размеры и другие характеристики которых достаточно хорошо изучены в процессе разведки месторождения. Определенная роль в структуре пустотного пространства принадлежит кавернозности, причем частота встречаемости каверн в каменноугольных отложениях выше, чем в пермских. Вторичные каверны распространены значительно шире, чем первичные. Широкое развитие в карбонатном массиве имеет также и трещиноватость. Девонские продуктивные отложения представлены преимущественно органогенными карбонатными породами, свободными от терригенной примеси или содержащими ее в незначительном количестве.
Эффективные толщины коллекторов оценивались по материалам ГИС, исходя из нижнего предела пористости, равного 6 процентам. В таблице 1.1 приведена характеристика общих и эффективных толщин по третьему объекту разработки

Таблица 1.1 -Характеристика толщин коллекторов
Толщина Наименование Третий объект разработки
Общая Средняя, м 159
Коэффициент вариации 0.326
Интервал изменений 2.4-206.0
Эффективная Средняя, м 73.4
Коэффициент вариации 0.734
Интервал изменений 1.8-200.0
Нефтенасыщенная Средняя, м 73.4
Коэффициент вариации 0.734
Интервал изменений 1.8-200.0

В таблице 1.2 приведена характеристика неоднородности продуктивного разреза по третьему объекту разработки. Из таблицы видно, что доля коллектора в карбоновой части (2+3 объекты) составляет 0.446. Коэффициент расчлененности карбоновой части разреза составляет 38.3 и средняя эффективная толщина одного пласта в карбоне равна 7.2. метра. Приведенные параметры характеризуют карбоновую часть разреза как более однородную, чем пермская.

Таблица 1.2 -Характеристика неоднородности объекта разработки
Объект разработки Кол-во
скважин Доля коллекторов в разрезе, доли ед. Коэффициент расчлененности, доли ед.

1.3 Выделение коллектора.

Месторождение представляет собой ретроградное комплексное газоконденсатное месторождение с высотой залежи углеводородов до 1750 м. Структура Карачаганакского месторождения представляет собой карбонатный массив, состоящий из гетерогенного рифа и платформенного карбонатного комплекса площадью 30 на 15 км. Разрабатываемые углеводороды залегают в верхнедевонской системе (Фаменский ярус) до карбонатов нижнепермской системы (Артинский ярус). Добыча в основном осуществляется из богатой жидкими углеводородами зоны в каменноугольной системе.
Резервуар был разделен на три основных коллекторных элемента, известных под названием Объекты.
Объект 1 представляет собой верхнепермские одиночные рифы, которые располагаются в интервале от кровли формации вниз до пермско-каменноугольного несогласия, приблизительно на глубине 4450 метров ниже уровня моря. Скважины, добывающие из пермских горизонтов, дают бедный газоконденсатный флюид и обычно показывают более быстрое снижение давления и продуктивности.
Объект 2 представляет собой верхнюю часть каменноугольной платформы, которая продолжает газоконденсатную часть, в интервале глубин от 4450 м а.о. до газонефтяного контакта (а. о. 4950 м). Скважины Объекта 2 дают более богатый газоконденсатный флюид и обычно показывают хорошее распространение давления в прилегающих зонах.
Объект 3 – это часть коллектора в интервале глубин 4950 м и ВНК, где горизонты варьируются между верхнедевонскими и верхневизейскими. Градиент давления предтульскго коллектора (пред С9) отличается от надтульского в зависимости от мощности пласта С9 с низкой проницаемостью.
Ниже Объекта 3 находится водоносный горизонт, который считается бездействующим.

1.4 Определение коэффициента пористости.

Принятая в настоящее время в КИО интерпретационная модель определения пористости пород продуктивной толщи, не отличается от принятой на стадии подсчета запасов.
Величины геофизических и петрофизических параметров породообразующих минералов соответствуют принятым при подсчете запасов.
В результате величина общей пористости (kп) определяется по комплексам НК-ГГКП и НК-АК по формуле:

1 = k изв + k дол + kп (1)
где k изв, k дол – относительные объемы доломита и известняка в породе соответственно.
К поровым коллекторам отнесены породы с пористостью выше 6 процентов.
Установлено, что породы-коллекторы не имеют фациальных, стратиграфических и литологических ограничений.
Пористость коллекторов, определенная по керну, колеблется от 7.3 до 15.4 процентов, составляя в среднем для газонасыщенной части карбона-10.4 и для нефтенасыщенной –9.5 процентов. Среднее значение пористости для нефтяной залежи составляет 8.9 процентов.

1.5 Определение коэффициента нефтегазонасыщенности

Определение коэффициента нефтегазонасыщенности производится по удельным электрическим сопротивлениям пород.
В основе определения коэффициента нефтегазонасыщенности (kнг) по материалам электрического сопротивления, лежит две петрофизические связи.

Рн = 1/kвn; (2)
Рп=a/kпm, (3)
где,
Рн –параметр насыщения;
Рп – параметр пористости;
а – константа, значение близко к единице; n – показатель насыщения.
С учетом новых данных по керну, значение коэффициента m- изменялось от 1,81 до 2,3; n- от 1.61 до 2.9.
Характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности представлена в таблице 1.3

Таблица 1.3 -Характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности
Наименование Проницаемость,
10-3 м км 2 Коэффициент открытой пористости,
доли ед Коэффициент нефтенасыщен-ности, доли ед. Насыщенность связанной водой, доли ед
горизон. вертикал.
Продолжение таблицы 1.3
Количество скважин, шт 20 17 21/104 1/101 1
Количество определений, шт 972 601 1969/2297 176*/2234 176
Среднее значение 15.91 10.53 0.095/0.089 0.879/0.923 0.121
Коэффициент вариации,
доли ед 1.12 2.14 0.001/0.177 0.06/0.061 0.004
Интервал изменения
от минимального 1.27 0.45 0.073/0.064 0.7/0.671 0.028
до максимального 60.40 92.10 0.12/0.146 0.972/0,98 0.300
*-для нефтенасыщенной зоны:
числитель- лабораторные исследования керна,
знаменатель- геофизические исследования скважин

1.6 Определение проницаемости

Значения проницаемости, определенные как средняя величина по анализам керна, приведены в таблице 1.3 составляют для третьего объекта 15.91*10-3 мкм2.При этом подавляющая часть коллекторов характеризуется проницаемостью до 0.015 мкм2, при колебаниях значений проницаемости от нижнего предела до 1 мкм2, причем значения 1-2 мкм2 отмечаются лишь в единичных образцах, но значительно увеличивают средние значения. Поэтому в условиях высокой неоднородности и сложного строения пустотного пространства коллекторов наиболее корректно говорить не о средних значениях проницаемости во всем диапазоне ее колебаний, а о наиболее характерных проницаемостях в пределах реальных значений пористости коллектора. В связи с этим использована статистическая обработка результатов анализа керна, состоящая в том, что для каждого интервала изменения пористости рассчитаны частости проницаемости в выбранных классах. Выбраны следующие классы проницаемости: (0.01-0.02)*10-3 мкм2, (0.02-0.05)*10-3 мкм2, (0.05-0.1)*10-3 мкм2 и далее с 10-кратным увеличением. Полигоны распределения частостей проницаемости по интервалам пористости для третьего объекта разработки представлены в таблице 1.3
По керну определялась горизонтальная и вертикальная проницаемость. Согласно данным таблицы 1.3 вертикальная проницаемость ниже горизонтальной для третьего объекта на 33,8 процентов.
Соотношение вертикальной проницаемости (Кпр.верт) и горизонтальной (Кпр.гор) оценивалось по не трещиноватым образцам керна различного литологического состава, отобранных в одних и тех же интервалах пластов. К пр гор (n=393) равна 14.7*10-3 мкм2, вертикальная (n=898)-10.3*10-3 мкм2. Сделан вывод, что матричную проницаемость можно считать близкой к изотопной. ....



Полную версию материала можете скачать через 30 секунд !!!

Автор: nurgul95 | 27 |


Загрузка...
Читайте также
Дипломная работа: Автоматизированное проектирование параметров взрывных работ на Акжалском карьере
Сборник дипломных работ [бесплатно]
Дипломная работа: Автоматизированное проектирование параметров взрывных работ на Акжалском карьере
Дипломная работа: Месторождение Амангельды
Сборник дипломных работ [бесплатно]
Дипломная работа: Месторождение Амангельды
Дипломная работа: Проведение гамма-гамма-каротажных работ на Шу-Сарысуйской урановой провинции с целью развед
Сборник дипломных работ [бесплатно]
Дипломная работа: Проведение гамма-гамма-каротажных работ на Шу-Сарысуйской урановой провинции с целью развед
Дипломная работа: Разработки по месторождению Тенгиз
Сборник дипломных работ [бесплатно]
Дипломная работа: Разработки по месторождению Тенгиз
Дипломная работа: Геологическое строение перспективы нефтегазоносности и проект поисков нефти и газа на площади Караулкельды Западный
Сборник дипломных работ [бесплатно]
Дипломная работа: Геологическое строение перспективы нефтегазоносности и проект поисков нефти и газа на площади Караулкельды Западный
Дипломная работа: Бурение разведочных скважин
Сборник дипломных работ [бесплатно]
Дипломная работа: Бурение разведочных скважин
Дипломная работа: Анализу состояния разработки 2 а блока XIII горизонта месторождения Узень
Сборник дипломных работ [бесплатно]
Дипломная работа: Анализу состояния разработки 2 а блока XIII горизонта месторождения Узень
Дипломная работа: Анализ работы скважин оборудованных ПЭЦН на месторождении Узень
Сборник дипломных работ [бесплатно]
Дипломная работа: Анализ работы скважин оборудованных ПЭЦН на месторождении Узень

RU / Сборник дипломных работ [бесплатно], скачать Карачаганакском нефтегазоконденсатном месторождении бесплатно дипломную работу, база готовых дипломных работ бесплатно, готовые Геология дипломные работы скачать бесплатно, дипломная работа скачать бесплатно казахстан, Карачаганакском нефтегазоконденсатном месторождении, скачать Карачаганакском нефтегазоконденсатном месторождении бесплатно дипломную работу база готовых дипломных работ бесплатно готовые Геология дипломные работы скачать бесплатно дипломная работа скачать бесплатно казахстан Карачаганакском нефте, Дипломная работа: Карачаганакском нефтегазоконденсатном месторождении