Проект розробки чапаєвського газоконденсатного родовища

Размещено на http://www.allbest.ru/

104

ЗМІСТ

ВСТУП

1. ПРОЕКТ РОЗРОБКИ ЧАПАЄВСЬКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО РОДОВИЩА

1.1 ЗАГАЛЬНІ ВІДОМОСТІ ПРО РОДОВИЩЕ

1.2 ГЕОЛОГО-ГЕОФІЗИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА РОДОВИЩА

1.2.1 Характеристика геологічної будови

1.2.2 Літолого-фізична характеристика продуктивних горизонтів

1.2.3 Газоносність

1.2.4 Підрахункові об`єкти, їхні параметри та запаси вуглеводнів

1.2.5 Гідрогеологічна характеристика

1.2.6 Фізико-хімічна характеристика пластових вуглеводневих систем

1.3 ПІДГОТОВКА ТЕХНОЛОГІЧНОЇ ОСНОВИ ДЛЯ ВИЗНАЧЕННЯ ПОКАЗНИКІВ РОЗРОБКИ

1.3.1 Результати промислових досліджень свердловин

1.3.2 Аналіз стану розробки родовища

1.4 ПРОГНОЗУВАННЯ РОЗРОБКИ РОДОВИЩА

1.4.1 Вихідні дані для розрахунків показників розробки

1.4.2 Газодинамічні розрахунки видобутку вуглеводнів

1.5 ТЕХНІКА І ТЕХНОЛОГІЯ ВИДОБУТКУ ВУГЛЕВОДНІВ

1.5.1 Технічний стан свердловин

1.5.2 Аналіз стану та ефективності техніки і технології видобутку газу

1.5.3 Рекомендації з попередження ускладнень в процесі експлуатації та методи інтенсифікації видобутку вуглеводнів

1.5.4 Рекомендації по захисту від корозії

1.6 ПІДГОТОВКА ГАЗУ І КОНДЕНСАТУ

1.7 РЕКОМЕНДАЦІЇ ЩОДО КОНТРОЛЮ ЗА РОЗРОБКОЮ РОДОВИЩА

2. ОХОРОНА НАВКОЛИШНЬГО СЕРЕДОВИЩА

2.1 ОХОРОНА АТМОСФЕРНОГО ПОВІТРЯ

2.2 ОХОРОНА ВОДНОГО СЕРЕДОВИЩА

2.3 ОХОРОНА ЗЕМЕЛЬ, ЛІСУ, ФЛОРИ ТА ФАУНИ

2.4 ОХОРОНА НАДР

2.5 УТИЛІЗАЦІЯ ПРИМИСЛОВИХ СТОКІВ В ПРОЦЕСІ ЕКСПЛУАТАЦІЇ

2.6 ЗАГАЛЬНІ ПИТАННЯ ОХОРОНИ ПРАЦІ

2.7 ОРГАНІЗАЦІЯ УПРАВЛІННЯ ОХОРОНОЮ ПРАЦВ НА ПІДПРИЄМСТВІ НАФТОГАЗОВИДОБУВНОЇ ГАЛУЗІ

2.8 ПРОМИСЛОВА САНІТАРІЯ

2.9 ЗАСОБИ ЗАХИСТУ

2.10 ЕЛЕКТРОБЕЗПЕКА

2.11 ПОЖЕЖНА БЕЗПЕКА

3. ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНА ОЦІНКА РОЗРОБКИ РОДОВИЩА

3.1 ВИХІДНІ ДАНІ ДЛЯ РОЗРАХУНКІВ ЕКОНОМІЧНИХ ПОКАЗНИКІВ

3.2 КАПІТАЛЬНІ ВКЛАДЕННЯ, ЕКСПЛУАТАЦІЙНІ ВИТРАТИ, СОБІВАРТІСТЬ ВИДОБУТКУ ГАЗУ

3.3 ПОКАЗНИКИ ЕКОНОМІЧНОЇ ЕФЕКТИВНОСТІ РОЗРОБКИ СЕРЕДОВИЩА

4. ЦИВІЛЬНИЙ ЗАХИСТ

ВИСНОВКИ

СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ



ВСТУП

вуглеводень свердловина промисловий родовище

Чапаєвське газоконденсатне родовище розташовано на території Чапаєвського району Харківської області України. Родовище відкрито у 1989 р.

За станом вивчення родовища на 1.01.1998 р. запаси газу затверджені у об'ємі 1019 млн.м3 ,конденсату 24 тис.т. На підставі затверджених запасів,УкрНДІгазом у 1999 р. був складений проект розробки родовища.

Родовище уведено в розробку у 1999 р. Накопичені геолого-промислові матеріали за час розробки газових покладів,що запаси газу покладів,які знаходяться в розробці не відповідають проектним і вимагають уточнення.

У 2008 р. на підставі роботи ”Геолого-економічна оцінка Чапаєвського та Іскрівського родовищ вуглеводнів Харківської області України” [4] та ''ТЕО розробки Чапаєвського ГКР” [3] ДКЗ України були затверджені і узяті на Держбаланс запаси газу в об`ємі 18.15 млн.м3 за категорією С1(код класу 111).

У даній роботі на основі даних, які отримані в процесі експлуатації свердловин родовища на протязі 2008-2010 рр. уточнені дреновані запаси газу методом падіння пластового тиску. Надано розрахунки показників розробки на балансові-видобувні запаси газу (код класу 111). Виконана техніко економічна оцінка до розробки родовища.



1. ПРОЕКТ РОЗРОБКИ ЧАПАЄВСЬКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО РОДОВИЩА

1.1 ЗАГАЛЬНІ ВІДОМОСТІ ПРО РОДОВИЩЕ

Чапаєвське газоконденсатне родовище розташоване на території Чапаєвського району Харківської області України.

Адміністративний центр м. Чапаєво знаходиться рядом з західною окраїною Чапаєвського ГКР.

З заходу на схід по північній околиці родовища проходить Північно-Донецька залізниця і шосейна дорога Харків-Чугуїв-Куп`янск.

В економічному відношенні родовище розташоване в промислово аграрному районі рядом з об`єктами газовидобувної, будівельної та машинобудівельної промисловості.

На захід і південний захід від Чапаєвського родовища знаходяться Волохівське, Коробочкінське, Шебелинське, Краківське та інші газоконденсатні родовища.

В орографічному відношенні місцевість представляє собою рівнину з густою сіткою ярів та балок,абсолютні відмітки коливаються від +80 до 190 м.

Площа родовищ розміщена в границях Географічних координаті і складає-6057.3 га.

37012' - 37021' східної довготи

49037' - 49041' північної широти

Оглядова карта району робіт приведена на рисунку 1.1.



Рисунок 1.1 - Оглядова карта району робіт

1.2 ГЕОЛОГО-ГЕОФІЗИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА РОДОВИЩА

1.2.1 Характеристика геологічної будови

Стратиграфія

Чапаєвське родовище розташовано у східній частині північної прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини і характеризуються,не типовим для цієї частини регіону,розрізом девонських та турнейських відкладів.

На цей час на Чапаєвському родовищі пробурені свердловини 1,3,4,8,9,10,12,13,14,16,17,18,50,51,54,55,60,61.

В геологічній будові родовища приймають участь докембрійські утворення та осадові породи палеозойської,мезозойської і кайнозойської ератем.

Докембрійські утворення були розкриті свердловиною 18, де породи кристалічного фундаменту знаходяться на глибині 4232 м. Керном охарактеризовані граніто-гнейси сірі, рожево-сірі, кристалічно-зернисті, з масивною текстурою,щільні тріщинуваті. Товщина розкритого розрізу кристалічного фундаменту становить 70 м.

В розкритому розрізі палеозою,на основі вивчення керну та аналізу промислово-геофізичних матеріалів, встановлені: франський та фаменський яруси верхнього девону; турнейський, візейський та серпухівський яруси нижнього карбону; башкирський і московський яруси середнього карбону, а також відклади верхнього карбону (Рисунки 2.3-2.4).

Відклади девонського періоду на досліджуваній території представлені верхнім відділом.

Верхньодевонські відклади розкриті в об`ємі франського і фаменського ярусів.

Утворення франського віку розкриті свердловинами 9,10,12,13,17,18,50 Чапаєвського родовища і представлені головним чином кам`яною сіллю, під якою виявленні карбонатно-теригенні породи, які представлені аргілітами з прошарками вапняків.

Відклади фаменського віку розкриті свердловинами 9,10,12,13,17,18,50,51 і представлені, переважно, теригенною товщею з підлеглими прошарками карбонатних порід. Нижня границя ярусу чітко проводиться по літологічній зміні соленосних відкладів франського віку теригенно-карбонатними відкладами фаменського віку і приурочена до поверхні крупної перерви в осадко накопиченні.

За літологічною характеристикою фаменські відклади представлені піщано-глинисто-алевритовою товщею з проверстками вапняків у нижній частині розрізу,піщанко-алевритовими породами з прошарками аргілітів і вапняків у верхній частині розрізу. Товщина ярусу 177-321 м.

На девонських утвореннях зі стратиграфічною та кутовою незгідністю залягають відклади кам`яновугільного періоду представлені нижнім,середнім та верхнім відділами.

Нижньокам`яновугільний відділ. Ранньокам`яновугільні відклади в межах родовища представлені в об`ємі турнейського, візейського та серпухівського ярусів.

Відклади турнейського ярусу розкриті свердловинами 9,10,12,13,14,17,18,50,51,54,55. Нижня границя горизонту проводиться у підошві карбонатних утворень і приурочена до поверхні незгідності. За літологічною характеристикою та даними ГДС розріз складений переважно вапняками з прошарками пісковиків,аргілітів і алевролітів, які згрупованні в горизонт Т-3-Т-4-продуктивні на родовищі. Товщина ярусу 11-19м.

В межах досліджуваної території у розкритих розрізах свердловин візейські утворення представлені тільки верхньовізейським під`ярусом в об`ємі XIIa-XII та XI мікрофауні стичних горизонтів. Загальна товщина відкладів 246-284 м.

XIIa-XII мікрофауні стичні горизонти незгідно залягають на турнейських утвореннях. У літологічній будові розрізу приймають участь пісковики та алевроліти з проверстками аргілітів та вапняків. У нижній частині простежується глиниста пачка. Усі пісковики та алевроліти згруповані в горизонти В-22, В-21 та В-19-20,до яких приурочені поклади.

Пісковики прибережно-морські,кварцові,здебільшого дрібнозернисті, з проверстками різнозернистих і гравійних.

Алевроліти олігоміктові, переходячі у кварцові.

Вапняки глинисті. Товщина відкладів 115-148 м.

XI мікрофауністичний горизонт розкритий усіма глибокими свердловинами. На межі з XII мікрофауністичним горизонтом з розмивом залягають потужні глинисті утворення з тонкими проверстками вапняків. Пісковики і алевроліти займають досить незначну частину розрізу і тому майже умовно вони згруповані у горизонти В-14-15, В-16. Горизонт В-16 складений переважно карбонатними породами і являється регіонально витриманим маркіруючим горизонтом. Товщина горизонту 108-140 м.

Відклади серпухівського ярусу за літологічним складом і по геофізичній характеристиці досить чітко підрозділяються на дві товщі: нижню - глинисту, що відповідає нижньосерпухівському під`ярусу та верхню - карбонатно-теригенну, що відповідає верхньосерпухівському під`ярусу.

Нижньосерпухівський під`ярус. X-IX мікрофауні стичні горизонти у літологічному відношенні являють собою глинисту товщу з прошарками алевролітів і рідкими прошарками вапняків які без розмиву залягають на утворенняхверхньовізейськогопід`ярусу. Товщина під`ярусу 118-181 м.

Верхньосерпухівський під`ярус. Верхньосерпухівський під`ярус представлений в об`ємі VIII та V-VII мікрофауні стичних горизонтів.

VIII мікрофауні стичний горизонт незгідно залягає на нижньосерпухівських утвореннях. Нижня межа проводиться по підошві горизонту С-9 і приурочена до поверхні незгідності.Розріз представлений алевролітами і аргілітами з прошарками вапняків і пісковиків у нижній частині; у верхній частині переважають пісковики та алевроліти. Уламкові породи згруповані у горизонти С-9-8, С-6-7.

V-VII мікрофауні стичні горизонти розкриваються всіма глибокими свердловинами.Нижня межа їх проводиться по підошві добре витриманого горизонту С-5, який незгідно залягає на VIII мікрофауні стичному горизонті.

В цілому розріз характеризується неоднорідністю складаючи його порід. Горизонти С-5 і С-4 представлені потужними піщаними пластами в перемежуванні з малопотужними проверстками алевролітів і аргілітів. Товщина під`ярусу 408-539 м.

Середньокам`яновугільний відділ. На Чапаєвському родовищі середньо-кам`яновугільний відділ представленний башкирським та московським ярусами.

Башкирський ярус. На розмитій поверхні серпухівського ярусу трансгресивно залягають башкирські утворення в об`ємі нижньобашкирського та верхньобашкирського під`ярусів загальною товщиною 500-698 м.

Нижньобашкирський під`ярус представленний в об`ємі світ С15 та С21.

Світа С21 представлена морськимикарбонатно-глинистими породами з проверстками алевролітів і пісковиків, котрі згруповані у горизонти Б-13,Б-12 та Б-11. Товщина світи 100-192 м.

Світа С21 складена переважно вапняками з прошарками алевролітів і пісковиків які складають горизонт Б-10. Нижня межа світи проводиться по підошві вапнякаF1. Товщина світи 80-120 м.

Верхньобашкирський під`ярус представлений в об`ємі світ С22 та С24.

СвітаС22літологічно представлена аргілітами з потужними добре витриманими пластами пісковиків. Нижня межа проводиться по підошві вапняка J1. Вапняки з пісковиками та алевролітами складають основу горизонтів Б-9 і Б-8. Товщина світи 95-117 м.

Світа С23 складена товщею перешарування аргілітів, алевролітів з пісковиками та вапняками. У межах родовища для даної світи характерний розвиток потужної монолітної пачки пісковиків (до 50 м ) у верхній частині розрізу, що відповідає горизонту Б-3. Товщина світи 169-206 м.

Утворення світи С24 вінчають комплекс відкладів башкирського ярусу і представлені глинисто-алевритовими породами з прошарками пісковиків і вапняків групи J. Пісковики та алевроліти складають горизонти Б-2 і Б-1. Товщина світи 97-133 м.

На відкладах башкирського віку зі стратиграфічною незгідністю залягають московські відклади в об`ємі світ С25,С26,С27 та нижньої половини світи С31 (до вапняка N2).

Світа С25 у літологічному відношенні являє собою глинисто-алевролітову товщу з прошарками пісковиків та вапняків. Уламкові породи об`єднані у горизонти М*7 і М-6. Пісковики горизонту М-7 за умовами осадконакопичення віднесені до алювіальних та прибережно-морських. Товщина світи 108-166 м.

Відклади світи С26 відрізняються від підстилаючих утворень більшим вмістом уламкових порід. У підошві світи виділено маркіруючий вапняк L1.в цілому розріз представленний піщано-алевритовими породами з прошарками аргілітів і проверстків вапняків. Пісковики та алевроліти об`єднані у горизонти М-5, М-4. Товщина світи 100-135 м.

Світа С27 представлена перешаруванням аргілітів і пісковиків з алевролітами. Товщина світи 138-177 м.

Верхньокам`яновугільний відділ представлений світами С13 (ісаївська), С23 (авіловська) і С33 (араукаритова).

Відклади світи С31 згідно залягають на відкладах московського віку і складені піщано-алевритовими породами з проверстками вапняків і аргілітів. Товщина світи 198-304 м.

В осадко накопиченні авіловської світи (С23) домінуюча роль відведена аргілітам з проверстками пісковиків. Пісковики дрібно-крупнозернисті за складом від олігоміктових до мезоміктових. Товщина світи 210-339 м.

Араукаритова світа (С33) завершує палеозойський розріз. Нижня межа світи проведена по підошві вапняка Р1. Світа літологічно представлена глинистими породами з проверстками вапняків. Товщина світи 25-170 м.

Мезозойська ератема. Відклади мезозойської ери із стратиграфічною незгідністю перекривають нижче залягаючі утворення. На досліджуваній території представлені в об`ємі тріасової, юрської та крейдяної систем.

Тріасова система. Відклади тріасу залягають незгідно на утвореннях верхнього карбону і являють собою піщано-глинисту товщу з незначними по потужності проверстками вапняків. Товщина відкладів 62-107 м.

Юрська система. Відклади юрського періоду залягають зі стратиграфічною та кутовою незгідністю на тріасових утвореннях.

На досліджуваній території розріз юрської системи представлений середнім та верхнім відділами.

Середньоюрські представлені байоським і батським ярусами.

Байоський ярус. У літологічному відношенні являє собою малопотужну глинисту товщу. Товщина ярусу 35-64м.

Відклади батського віку підрозділяються на нижній та верхній під`яруси.

Нижньобатський під`ярус складений глинистими утвореннями. Товщина під`ярусу 37-62 м.

В розрізі верхньобатського під`ярусу з`являються проверстки алевролітів та пісковиків серед глинистої товщі. Товщина під`ярусу 42-61 м.

На досліджуваній території верхньоюрські відклади представлені келовейським , оксфордським та кімериджським ярусами.

Келовейський ярус. Представлений глинами сірими, місцями оміщаненими. Товщина ярусу 15-40 м.

Утворення оксфордського ярусу відрізняються від нижче залягаючих появою проверстків вапняків сірих дрібнокристалічних. Товщина ярусу 23-38 м.

Кімериджський ярус представлений перешаруванням пісковиків. Товщина ярусу 92-131 м.

Крейдяна система на описуваній території представлена тільки верхнім відділом, який незгідно залягає на підстилаючи юрських утвореннях і складена піщаними, мергельно-крейдяними породами. Верхній відділ складається з сеноманського, туринського,коньякського, сантонського, кампанськогота маастрихтського ярусів. Самим нижнім ярусом верхньокрейдяного відділу являється сеноманський ярус,який представленний у підошві прошарками та лінзами пісковиків та пісків глауконітових сірих,котрі перекриваються мергелями. Товщина ярусу 10-17 м.

Туронський ярус представлений товщею крейди писальної з проверстками мергелів та світло-сірих глин. Товщина ярусу 55-63 м.

Коньякський ярус літологічно дуже схожий на туринський і представлений крейдяною товщею з рідкими проверстками мергелів крейдяно-подібних. Товщина ярусу 38-63 м.

Сантонський ярус. Представлений нижнім та верхнім під`ярусами.

Нижньосантонські утворення представлені крейдою глинистою білою. Товщина під`ярусу 47-72 м.

Верхньосантонські утворення крейдяної товщі поступово переходять у крейду з проверстками мергелів. Товщина під`ярусу 85-107 м. Кампанський ярус представлений товщею крейди білої писальної однорідної або окремні лої з проверстками мергелів. Товщина ярусу 139-182 м.

Маастрихтський ярус складений товщею білої крейди писальної з прошарками мергелів. Товщина ярусу 67-96 м.

Кайнозойська ератема. Кайнозойські відклади розкриті всіма свердловинами і залягають на підстилаючи відкладах з кутовою та стратиграфічною незгідністю. Представлені вони палеогеновою, неогеновою та четвертинною системами.

Відклади палеогенового періоду залягають з перервою в осадко накопиченні на нижчезалягаючійтовщі і підрозділяються на палеоцен, еоцен та олігоцен. Загальна товщина палеогену 35-56 м.

Палеоцен представленний пісками кварцовими з проверстками глин. Товщина палеоцену 4-30 м.

Еоцен представленний київським горизонтом. Горизонт складений піщанистими глинами,які до низу переходять у мергелі з прошарками вапнистих пісковиків. Товщина горизонту 8-26 м.

Олігоцен представленний харківським горизонтом і складений товщею пісковиків кварцево-глауконітових. Товщина горизонту 6-26 м.

Неогенова і четвертинна системи. На даній території відклади неогену розглядаються сумісно з четвертинними і згідно залягають на харківських утвореннях. Основним компонентом розрізу є білі дрібнозернисті піски з проверстками темно-сірих жирних глин.

Вище по розрізу характерні лесовидні суглинки бурого кольору з проверстками пісків. Загальна товщина відкладів 23-52 м.

Тектоніка

Чапаєвське родовище приурочено до однойменної структури. В тектонічному відношенні розташовано в північній прибортовій частині Дніпровсько-Донецької западини, для якої притаманне ступінчасте занурення кристалічного фундаменту по системі субширотних порушень в напрямку осьової частини западини. Глибина залягання поверхні фундаменту змінюється від 1,8-2,0 км на Північному борту до 4,5-5,0 км на півдні. Системою субширотних та субмеридіальних порушень фундамент розбито на великі блоки, що підтверджуються геофізичними дослідженнями та даними глибокого буріння. На Чапаєвській площі покрівля фундаменту розкрита свердловиною 18 на глибині 4232 м.

Структурні карти (Рисунки 2.1-2.2) приведені з підрахунку запасів газу [4]. Оскільки структурні карти горизонтів В-19-20 і по відбиваючому горизонту V32(V1C1) комформні, тому по горизонтах В-21 і В-22 були побудовані лише підрахункові плани [4].

Тектонічні порушення в більшості проявляються і в осадовій товщі, розбиваючи її на серію блоків, які піддалися в процесі геологічного розвитку плікативним деформаціям. Всі структурні форми, як правило, являють собою невеликі антиклінальні складки або блоки. Характерною особливістю будови всіх піднять є їх асиметричність і зріз порушенням північних, значно зменшених крил. Чапаєвський вал цією групою незгідних скидів поділений на чотири тектонічні блоки (Рисунок 2.1):

- західний блок (блок св. 51) обмежений регіональним скидом I-I, скидом IV-IV;

- південно-західний блок (блок св. 18, 50, 16) обмежений регіональним порушенням I-I, незгідними скидами IV-IV i II-II та ускладнений скидами V-V i XI-XI;

- центральний блок обмежений регіональним скидом I-I, скидом VII-VII i відокремлений на півдні від південно-західного блоку вузьким грабеном, створеним скидом ІІ-ІІ і скидом ІІІ-ІІІ. Блок включає в себе склепінну, ускладнену скидом VI-VIчастину, а також східну перикліналь Чапаєвської структури;

- північний блок обмежений регіональним розломом І-І і незгідним скидом VII-VII, ускладнений скидами ХІІІ-ХІІІ і ХІV-XIV.

Скид І-І встановлений сейсмічними дослідженнями а також даними буріння. Він підтверджується даними буріння свердловини 12 Чапаєвської площі, яка встановила відсутність в розрізі (на глибині 3192 м) візейських порід товщиною 340 м і свердловини 7, яка також встановила відсутність в розрізі (на глибині 2534 м) серпухівських порід товщиною 150 м. Скит простягається в північно-західному напрямку, амплітуда його змінюється і досягає 350 м. Падіння площини скидача південне (граф. Д.25-27,29-31) [4].

Незгідний скид ІІ-ІІ (граф. Д.24-29) [4] встановлений сейсмічними дослідженнями та підтверджений даними буріння свердловин: 16,3,8,18,50,51 Чапаєвської площі, де спостерігається відсутність у розрізі порід середнього та пізнього карбону, товщиною від 60 до 180 м. Скид має північно-західне простягання, його амплітуда за даними сейсморозвідки змінюється по площі від 90 до 160 м. Скид ІІ-ІІ відокремлює центральний блок від південно-західного блоку. Падіння площини скидача в сторону зануреного блоку, тобто північне.

Скид ІІІ-ІІІ (граф. Д. 24-30) [4] - простежується в межах південно-західної частини центрального блоку, має північно- західне простягання. Його наявність встановлена сейсморозвідкою та підтверджена даними буріння свердловин 1,8,9,10,14,17,54,55,60 Чапаєвської площі, де спостерігається відсутність порід середнього та пізнього карбону, товщиною від 80 до195 м. Амплітуда скиду ІІІ-ІІІ зменшується від 170 м на заході до 80 м на південному сході. Падіння площини скидача-південне.

Незгідний скид IV-IV (граф. Д. 24-27,29) [4] - обмежує і ускладнює західну перикліналь та південне крило Чапаєвського підняття, має північно-західне простягання. Він встановлений сейсмічними дослідженнями та зафіксований на глибині 3065 м свердловиною 51 Чапаєвської площі, де частково відсутні серпухівські відклади товщиною 30 м. Амплітуда скиду IV-IV змінюється по площі від 20 до 70 м. Падіння площини скидача-північне.

Скид V-V (граф. Д. 24,25) [4] - встановлений в межах південно-західного блоку тільки сейсмічними дослідженнями, являє собою поперечний скид субширотного простягання з невеликою амплітудою (20 м). Падіння площини скидача в сторону занурення блоку, тобто - західне. У відкладах нижнього карбону скид V-Vзатухає.

Скид VI-VI (граф. Д. 24,26,27) [4] - є поперечним мало амплітудним (до 20 м) порушенням, яке ускладнює склепіння Чапаєвського підняття. Скид простягається з півдня на північ. Падіння площини скидача західне. Цей скид встановлено тільки за даними сейсморозвідки.

Незгідний скид VII-VII (граф. Д. 26-27,29,30,32) [4] - встановлений тільки за даними сейсморозвідки і має північно-західне простягання, у відкладах нижнього карбону скид затухає. Амплітуда його змінюється по площині від 40 до 100 м. Падіння площини скидача-північне.

Скид VIII-VIII (граф. Д. 31) [4] - простежується у південній частині району досліджень, де з`єднується зі скидом ІІІ-ІІІ і відокремлює Іскрівське підняття від моноклінального блоку. Його встановлено як сейсмічними дослідженнями, так і за даними буріння. У свердловині 20 Іскрівської площі на глибині 2002 м спостерігається випадіння з розрізу частини башкирського ярусу, товщиною 40 м. Амплітуда цього скиду змінюється по площі від 40 до 60 м. Падіння площини скидача південне.

Скиди ІХ-ІХ і Х-Х (граф. Д.24,25) [4] - трасуються у західній частині району досліджень, встановлені тільки за даними сейсморозвідки, мають південно-східне простягання та невеликі амплітуди (від 10 до 70 м).

Скид ХІ-ХІ (граф. Д. 47) [4] - по ранньому карбону та башкирському ярусу середнього карбону розмежовує західну і південну частину південно-західного блоку і має невелику амплітуду 40-50 м. Скид встановлено тільки за даними сейсморозвідки. Падіння площини скидача-східне.

Бурінням свердловини 60 Чапаєвської площі на глибині 2621 м було встановлено випадіння з розрізу частини башкирського ярусу, товщиною 20 м, що свідчить про наявність поперечного малоамплітудного порушення скидового характеру XV-XV.

Чапаєвська палеозойська структура являє собою асиметричну брахіантиклінальну складку субширотного простягання.

Північне крило складки коротке, зрізане регіональним розломом. Західна перикліналь та південне крило структури, як відмічалось вище, ускладнені серією згідних і незгідних скидів. На сході Чапаєвська структура через неглибокий прогин кулісо подібно з`єднається з Іскрівською складкою, яка є значно меншою за розмірами.

Чапаєвська структура відрізняється від типових структур північної прибортової частини ДДЗ своїми великими розмірами.

За структурними особливостями та літологічним складом в осадовому чохлі Чапаєвської структурної зони можна виділити чотири структурно-тектонічні поверхи- девонський, кам`яновугільно-нижньопермський, мезозойський та кайнозойський.

Девонський структурно-тектонічний поверх мало вивчений на даній території.

Розміри Чапаєвської складки по верхньовізейському під`ярусу (репер В-19-20) по ізогіпсі -3225 м (-3275 м в блоці св. 51) складають 12,5х3,0 км.

1.2.2 Літолого-фізична характеристика продуктивних горизонтів

Промислова газоносність Чапаєвського родовища пов`язана, в основному, з теригенними породами нижнього карбону (верхньсерпухівський, верхньовізейський під`яруси, турнейський ярус) та верхнього девону (фаменський ярус).

Продуктивні горизонти (С-4, С-5, С-8-9, В-19-20, В-21, В-22, Т-3-4, ФМ-1, ФМ-3) представлені однотипними теригенними різновидами, складеними чергуванням пісковиків,алевролітів, аргілітів, з рідкими прошарками карбонатних порід малої товщини.

Відомості про фізико-літологічні властивості порід продуктивних горизонтів та пластів наводяться за даними промислово-геофізичних досліджень свердловин, а також лабораторних досліджень кернового матеріалу.

Зразки керну з свердловини Чапаєвського родовища досліджувались в лабораторіях Тематичної експедиції ДГП “Полтавнафтогазгеологія”, Харківської ГРЕ, УкрНДГРЕ, УкрНДІгазу, ДГП”Балакліяпромгеофізика”.

Під час досліджень визначалось пористість, проникність, щільність, капбонатність, гранулометричний склад гірських порід.

Верхньосерпухівський під`ярус. Продуктивні горизонти С-4, С-5, С-8-9 розвинуті на Чапаєвському родовищі.

Горизонт С-5 залягає у верхній частині верхньосерпухівських відкладів і розкритий в межах родовища усіма свердловинами. Представлений горизонт потужними піщаними пластами в перемежуванні з малопотужними прошарками алевролітів, аргілітів і поодинокими проверстками вапняків.

Загальна товщина горизонту змінюється від 87 м (св. 60) до 121 м (св. 55).

Пісковики горизонту, в основному, водоносні і лише в свердловинах 1,9,50 газоносні. Загальна ефективна товщина пісковиків коливається в межах від 2,0 м (свердловина № 51) до 53,2 м (свердловина № 12).

Відкрита пористість пісковиків, за лабораторними даними, коливається від 1,8% (свердловина № 18) до 17,5% (свердловина № 17), газопроникність до 15,97*10-15 м2 (таблиця 7,1, книга VII) [4], за даними ГДС Кп змінюється від 5,0-5,5% (свердловини №13,16,50) до 16,0-16,5 % (свердловини № 8,17) (таблиця 4.15, книга ІІ) [4].

В межах горизонту С-4 виділяється 5 продуктивних пластів: С-4а, С-4б, С-4в, С-4г, С-4д.

Пласт С-4б розкритий свердловинами № 4,9,10,12,13,14,17,54,55,60 на всій території Чапаєвського родовища крім його західної частини, і представлений 1-5 прошарками проникливих пісковиків в перешаруванні з щільними породами. Загальна ефективна товщина пісковиків пласта становить 10,0 м (св.. 14)- 19,8 м (св. 54). Мінімальна товщина одного прошарку становить 1,0 м. Пісковики газонасичені лише в верхній частині пласта свердловини № 9 їх ефективна товщина - 10,6 м. За даними ГДС пористість - 12,5%, газоносність - 73,0%. На решті території пласт водоносний. За даними ГДС Кп водоносних пластів змінюється від 8,0% (св. 14) до 20,0% (св. 60).

Горизонт С-5 розкритий в межах родовища усіма свердловинами. Загальна товщина горизонту змінюється від 75,0 м (свердловини № 10,54) до 87,0 м (свердловина №8). Горизонт С-5 теж представлений потужними піщаними пластами в перемежувані з малопотужними прошарками алевролітів, аргілітів, рідко вапняків.

Відкрита пористість пісковиків за лабораторними даними змінюється від 2,4% (св.. 17) до 20,5% (св. 14), газопроникність від 0 до 347,48 *10-15 м2, згідно даних промислової геофізики Кп коливається від 5,0% (св. 10,13) до 17,0-18,0% (св. 9,18,60).

В межах горизонту С-5 виділяється 2 продуктивних пласта: пласт С-5а і пласт С5б.

Пласт С-5а розкритий в західній частині родовища свердловинами 8,18,50,51, а також свердловиною 55 в східній і свердловиною 60 у південній частині. На заході колектор представлений пластом пісковика, досить витриманим по товщині, ефективна товщина його збільшується від 5,4 м в газоносній частині (св.8) до 13,0 м в водоносній (св. 51). Ємкісні властивості колектора однорідні, за даними ГДС Кп в газоносній частині становить 12,5%, в водоносній 10,0-12,5%. Керновим матеріалом пласт С-5а не охарактеризований.

Пласт С-5б розповсюджений по всій площі Чапаєвського родовища. Загальна ефективна товщина пласта коливається в межах від 26,2 м (св. 17) до 37,4 м (св. 9,18). Ефективна товщина газоносної частини пласта становить 3,2 м в свердловині 1 і13,4 м в свердловині 9. За даними ГДС Кп газоносних пісковиків становить 13,0 -17,0%. Керновим матеріалом пласт охарактеризований слабо.

Горизонт С-8-9 продуктивний в свердловині 14, газонасичена товщина пісковиків 5,8 м. Складений горизонт перешаруванням алевролітів, пісковиків, аргілітів з дуже рідкими проверстками вапняків.

Загальна товщина горизонту коливається від 52,0 м (свердловина № 51) до 132,0 м (свердловина №55).

Пісковики горизонту охарактеризовані по аналогії з сусідніми родовищами. В межах горизонту виділяється два продуктивних пласта: М-8-9а і С-8-9б. Пласти С-8-9а і С-8-9б мають локальне розповсюдження і приурочені до свердловини №14 в південно-східній частині родовища.

Колектор пласта С-8-9а представлений лінзою пісковика ефективною 0,6 м і Кп - 12,0%.

Пласт С-8-9б розкритий в свердловинах 14 і 10. В районі свердловини №14 пласт газоносний і представлений двома прошарками пісковика лінзовидно-пластової форми розділених 1,0 м прошарком щільних порід. За даними ГДС загальна ефективна товщина становить 5,2 м, пористість- 13,9%.

Керновим матеріалом пласти С-8-9а і С-8-9б не охарактеризовані.

Верхньовізейський під`ярус представлений трьома продуктивними горизонтами В-19,В-21,В-22.

Горизонт В-19-20 керновим матеріалом практично не охарактеризований. Загальна товщина горизонту на Чапаєвському родовищі 21,0 м (свердловини №18, 51, 55) - 29,0 м (свердловини №13).

Пористість пісковиків за промислово-геофізичними висновками складає 10,0-13,0%, Кг - 78,0-85,5% (свердловина №18).

Горизонт В-21 складений перешаруванням пісковиків, вапняків,аргілітів і алевролітів. В розрізі горизонту переважно присутні теригенні породи. Загальна товщина горизонту 46,0 м (св. 13,14) - 56,0 м (св.18,51).

Відкрита пористість пісковиків складає 0,8% (св. 10) - 7,9% (св. 9), газопроникність 0 (св.9,10,13) - 0,78*10-15 м2 (св.10).

Газоносні пісковики розкриті в свердловині №14 (ефективна газонасичена товщина - 4,6м), свердловині №17 (5,0 м), свердловині №18 (4,2 м),свердловині №50 (3;2 м), свердловині №55 (2,6 м), свердловині №60 (0,6 м).

В межах горизонту В-21 виділено шість продуктивних пластів: В-21а, В-21б, В-21в, В-21г, В-21д, В-21е. продуктивні пласти керном не охарактеризовані.

Пласт В-21г має мозаїчне розповсюдження і виділяється на локальних ділянках Чапаєвської структури: західному - в районі свердловини №18, південному (свердловина №60) і східному (свердловина №55). На кожній ділянці колектор представлений лінзовидними прошарками пісковика ефективною товщиною, відповідно, 0,8, 0,6, 1,6 м, та пористістю 11,5%, 8,5% і 7,0%. Пісковик розкритий свердловиною №55 відрізняється більшою товщиною, але гіршою ємкісною характеристикою.

Пласт В-21е розкритий свердловинами 10,13,14,17,18,51,54. На західному схилі Шевченківського підняття в свердловинах №51,18 він представлений газоносним пісковиком ефективною товщиною 1,0 і 1,6 м і Кп-8,0%, заміщеним в свердловині №50 щільними породами.

В свердловині 17 та на сході родовища простежується смуга пісковиків по лінії свердловин 10,54,13. В північному (св. 55), південному напрямі (св. 60) а також центральній частині родовища проникливі пісковики заміщуються щільними породами. В свердловині №17 виділяється два пропластки газоносного пісковика ефективною товщиною 3,0 м і 1,2 м, пористістю 8,0% і 12,0%, відповідно.

Горизонт В-22 складений пісковиками, алевролітами і аргілітами з поодинокими малої товщини проверстками глинистих вапняків. Загальна товщина горизонту 41,0 м (св. 50) - 65,0 м (св. 10, 13).

Ефективна газонасичена товщина в продуктивних свердловинах коливається від 0,6 м (св. 14) до 6,2 м (св.10). Відкрита пористість пісковиків по лабораторним даним змінюється від 0,9% до 12,6%, газопроникність від 0 до 133,96*10-15 м2. В межах горизонту В-22 виділено продуктивні пласти:В-22а, В-22б, В-22в, В-22г, В-22д, В-22е, В-22є.

Пласт В-22а розкритий свердловинами №18,50 на західному схилі і свердловинами 17,10 в центральній і східній частинах Чапаєвської структури. В центральній частині родовища виділяється пласт пісковика газонасичений в верхній і ущільнений в нижній частині. Ефективна товщина його за даними ГДС збільшується у східному напрямі від 1,6м до 2,4м, середньозважений Кп-11,5%. За лабораторними даними відкрита пористість від 0 до 133,96*10-15м2. Пласт В-22в розвинений в східній частині Чапаєвської структури. Колектор представлений пластом газонасиченого пісковика, розкритого свердловинами № 54,13, на решті території родовища проникливі пісковики заміщені породами. За даними промислової геофізики ефективна товщина пласта зменшується в напрямку склепіння від 2,20м до 1,0м, а також погіршується ємкісні характеристики, Кп змінюється від 10,0% до 8,5%.

Пласт В-22г розповсюджений в центральній та східній частинах Чапаєвського родовища. Колектор представлений пластом газоносного пісковика ефективною товщиною 2,0-3,4м, розкритого свердловинами 17,55.

Пласт В-22д представляє собою пласт вапняку ефективною товщиною 1,6м, розкритого свердловиною №13. Пласт розповсюджений на локальній ділянці східного схилу Чапаєвської структури. За даними ГДС, Кп становить 6,0%. Керновим матеріалом пласт не охарактеризований. Пласт В-22є розкритий лише на двох ділянках в східній та південній частинах Чапаєвської структури, приурочених до свердловин №55,60. В кожному випадку це невеликі за товщиною 1,6м і 1,0м, відповідно, пласти газоносних пісковиків, що в південно- східному напрямі від свердловини №55, заміщується спочатку ущільненими пісковиками (свердловини №10, 54, Кп-4,0-6,5%), а далі на схід і в західному напрямі щільними породами. За даними ГДС пористість газоносних пісковиків становить 8,0-9,0%. Турнейський ярус представлений продуктивним горизонтом Т-3-4. Горизонт Т-3-4 складений переважно вапняками з прошарками пісковиків, аргілітів і алевролітів. Загальна товщина горизонту коливається від 11,0 м (св. 51) до 94,0м (св. 17). Пористість пісковиків за даними ГДС змінюється від 0 (св. 18) до 14,0% (св. 12,51). За даними лабораторних досліджень відкрита пористість пісковиків 13,1% (св. 12); газопроникність -27,38*10-15м2 (св. 14). В межах горизонту Т-3-4 на Чапаєвському родовищі виділено чотири продуктивних пласта: Т-3-4а, Т-3-4б, Т-3-4в, Т-3-4г. Фаменський ярус представлений двома продуктивними горизонтами: ФМ-1 і ФМ-3. Загальна товщина горизонту ФМ-1 коливається в межах від 49,0м (св. 50) до 135,0м (св. 13). Пісковики горизонту ФМ-1 на Чапаєвському родовищі, в основному, водоносні. Ефективна товщина пісковиків змінюється на Чапаєвському родовищі від 6,0м. (св. 50) до 37,8м (св. 10). Згідно лабораторних даних відкрита пористість пісковиків змінюється від 1,0% (св. 17) до 19,0% (св. 10), газопроникність від 0 (св. 17 до 912,09*10-15м2 (св. 10).

Горизонт ФМ-3 представлений піщано-глинисто-алевритовою товщею з підлеглими прошарками карбонатних порід. Загальна товщина горизонту змінюється від 81,0 м (св. 50) до 116,0 м (св. 13).

Ефективна товщина пісковиків коливається в межах від 2,2м (св. 18) до18,4м (св. 13).

За даними промислової геофізики пористість пісковиків коливається від 1,0% (св. 12) до 14,5% (св. 51).

Середні величини пористості, проникності та газонасиченості продуктивних пластів приведені в таблиці 2.1.

1.2.3 Газоносність

Чапаєвське газоконденсатне родовище розміщено в північній прибортовій зоні Дніпровсько-Донецької западини, де регіонально газоносними є відклади нижнього, середнього карбону.

За результатами геофізичних досліджень свердловин і випробування горизонтів на Чапаєвському родовищі газоконденсатні поклади виявлені в серпухівських (гор. С-4, С-5 і С-9), візейських (гор. В-19-20, В-21, В-22), турнейських (Т-3-4) відкладах нижнього карбону і фаменському ярусу (ФМ-1, ФМ-3) верхнього девону.

В відділах серпухівського ярусу виявлені три продуктивних горизонти С-4, С-5 і С-9. Горизонти С-4 і С-5 виявлені в свердловинах 1,9 і 17. В процесі випробування в свердловині 9 із інтервалу 2842-2828 м (гор. С-5б) отримано непромисловий приплив газу. Дебіт газу заміряний газовим лічильником РС-100, склав 960 м3/добу. В інтервалі 2862-2770 м встановлено цементний міст. Із інтервалу 2716-2710 м (гор. С-4б) дебіт заміряний газовим лічильником, склав 1120 м3/добу. Достріляли інтервал 2716-2719 м. Дебіт газу заміряний трубкою Піто склав 13,7 тис.м3/добу. Пластовий тиск (близький до гідростатичного) на глибині 2715 досяг 27,8 МПа. З метою інтенсифікації припливу зробили повторну перфорацію (2719-2710 м). Інтенсифікація позитивних результатів не дала. Навпаки відмічається виніс води (дебіт води-3,7 м3/добу).

Газовий поклад гор. С-9 виявленний тільки в свердловині 14, в інших свердловинах горизонт ущільнений. В процесі випробування інтервалу 3101-3110 м приплив газу склав 14,1 тис.м3/добу.

Поклад гор. В-21 виявлений в свердловинах 14,17 і 55. При випробуванні інтервалу 3427-3424м в свердл. 14 і 17 одержаний приплив газу на діафрагмі 12 мм при депресії 26 МПа склав 48 тис.м3/добу, в інтервалі 3434-3410 в свердл. 17 на дыафранмы 9,5 мм при дипресыъ 28,8 МПа приплив газу склав 61,6 тис.м3/добу.

Поклад гор. В-22 виявлений в центральній системі Чапаєвського родовища в розвідувальних свердловинах 10, 13, 14, і 17 та експлуатаційних 54 і 55. В процесі випробування в свердл. 10 із інтервалу 3445-3456м на діафрагмі 11 мм при депресії 28 МПа приплив газу досяг 67 тис.м3/добу, в свердл. 17 із інтервалу 3410-3434м на діафрагмі 9,6 мм при депресії 30,9 МПа приплив газу дебітом 65 тис.м3/добу. При випробуванні експлуатаційних свердловин 54 і 55 отримали приплив газу з незначною кількістю води. В свердл. 54 із інтервалу 3452-3442м на 7 мм штуцері дебіт газу склав 103,8 тис.м3/добу, але вже на 10,75 мм дебіт газу досягав 75 тис.м3/добу, води 3,5 м3/добу. Зниження дебіту газу пояснюється інтенсивним накопиченням в працюючій свердловині рідинної фази.

В відділах турнейського ярусу виділені продуктивні горизонти Т-3-4, які мають обмеженний характер. При випробуванні свердловини 9 із гор. Т-3-4г (3515-3499м), одержаний незначний приплив газу дебіт, що вимірювався лічильником склав 810 м3/добу і води 3.3 м3/добу. В свердловині 17 із інтервалу 3535-3540м на діафрагмі 18,4мм при депресії 16,8МПа приплив газу досяг 239.5 тис.м3/добу.

В девонських відкладах виявлені два газових поклади ФМ-1 і ФМ-3. Поклад ФМ-1 розкритий свердловинами 10 і 60. Пласти не були рекомендовані до випробування, так як за попереднім заключенням ГДС інтерпретувалися як ущільнені. Поклад ФМ-3 розкритий свердловинами 51 і 9. Під час дослідження свердловини спостерігалось незначне виділення газу, дебіт якого виміряти неможливо.

1.2.4 Підрахункові об`єкти, їхні параметри та запаси вуглеводнів

За станом вивчення родовища на 1.01.1993 р запаси газу та конденсату підраховані ДГП “Полтавнафтогазгеологія” і затверджені НТР Держкомгнології України.

Газу -категорія С1 - 1019 млн.м3

Категорія С2 - 325 млн.м3.

Конденсату - категорія С1 - 24 тис.т

Категорія С2 - 3 тис.т.

Неоднозначність результатів випробування і дослідження свердловин що пов'язані зі складністю продуктивних розрізів родовища, а також накопичені геолого-промислові матеріали за час розробки газових покладів показують, що запаси газу покладів гор. В-22, які знаходилися в розробці, не відповідають затвердженим.

В роботі [2] були перераховані запаси газу візейського покладу гор. В-22 об'ємним методом. Величина цих запасів склала 72 млн.м3.

Тематичною партією БУ “Укрбургаз” у 2001 р виконана “Геологоекономічна оцінка Чапаєвського та Іскрівського родовищ вуглеводнів Харківської області України”[4]. Підраховані запаси по об'єктах Чапаєвського родовища приведені в об'ємах:

Категорія С1 18,15млн.м3 (код класу111) і 199,85 млн.м3 (код класу 221).

Вихідні дані та застосовані методики обґрунтування мінімальної відкритої пористості і газонасиченості колекторів наведені в главі 4 підрахунків запасів газу Чапаєвського родовища за станом на 1.01.2003р. [4].

Результати оцінки запасів пластового газу по продуктивних горизонтах приведені в таблиці 2.3.

Враховуючи складну геологічну будову (багато пластовий характер покладів, “мозаїчне” розташування по площі, низькі колекторські властивості згідно із ГСТУ41-00032626-00-017-2000[10] Чапаєвське родовище відноситься до нетрадиційного типу, “мозаїчно” розташовані лінзи, а також результати техніко-економічних розрахунків і коефіцієнти газовилучення [3], у даній роботі до розрахунків показників розробки на перспективу прийняті запаси газу балансові-видобувані код класу 111 (Таблиця 2.3).



1.2.5 Гідрогеологічна характеристика

В гідрогеологічному відношенні Чапаєвське родовище знаходиться в межах північної прибортової частини Дніпровсько-Донецького артезіанського басейну.

Результати вивчення геологічної будови, гідрогеологічних та гідрохімічних особливостей розглядаємо родовища і сусідніх площ дозволили поділити осадову товщу на дві гідродинамічні зони - зону активного (Q,N,P,K,J) і зону уповільненого (T,C,D) водообмінів. Границя між гідродинамічними зонами проходить по підошві колекторів оксфордського ярусу верхньоюри.

Води зони активного водообміну мають напірний характер та характеризуються значною водозбагаченістю (дебіти коливаються від 5-16м3/добу до 50-60м3/добу), мінералізація складає 0,3-2,5 г/л. За хімічним складом вони гідрокорбонатні кальцієві або натрієві. В народному господарстві води використовуються, в основному, для питного водопостачання і тому підлягають захисту від забруднення.

Нижче залягаючі відклади тріасу, карбону і девону в гідрогеологічном відношенні знаходиться в зоні уповільненого водообміну. Відклади тріасу і верхнього карбону в межах Чапаєвського родовища не випробовувались. За даними випробування на суміжних площах (Волохівської, та Північно-Голубівської) води тріасу мають напірний характер, дебіти становлять 6,5-18 м3/добу. За хімічним складом водхлоридні натрієві, мінералізація їх 75-83 г/л.

Води верхнього карбону мають напірний характер, дебіти сягають 2,7м3/добу при середньо динамічному рівні (Нсрд) 220м (св. 6 Волохівська площа). За хімічним складом води хлоридні натрієві з мінералізацією близька 112 г/л. Вміст мікрокомпонентів відповідає фоновим значенням: йоду 8,5 мг/л, - 257,3 мг/л, бору - 8,5мг/л, амонію - 90мг/л. Газовий фактор невисокий і становить 550,8 см3/л. Водорозчинний газ метанового типу (метану - 85,3%).

Відомості про гідрогеологічні особливості розрізу середньго і нижнього карбону отримані в результаті випробування свердл. 1,8,9,10,13,14,16,17,50.

У московському і башкирському ярусах середньго карбону водоносними являються пористі пісковики товщиною до 15м.

Відклади московського ярусу на родовищі випробувались в свердловині 8 - отримано приплив пластової води дебітом 1,47м3/добу при Нсрд 1540м густиною 1,068 г/см3. За складом вода хлорид на натрієва, збагачена мікрокомпонентами -J - 4.9мг/л, Br - 213.1мг/л, NH4 - 41.3мг/л, мінералізація дорівнює 96,9 г/л.

Відклади башкирського ярусу випробувались в свердловині 1. Дебіт пластових вод коливається в межах 1,03-12,5м3/добу при Hсрд 1860 і 1040м відповідно. За хімічним складом води являють собою хлоридні натрієві кальцієві розсоли, мінералізація яких в верхній частині розрізу (гор. Б-6- складає 156,8-170г/л, в нижній частині (гор. Б-12-13) відмічається гідрохімічна інверсія (зменшення мінералізації пластових вод з глибиною) - мінералізація зменшується з 161 до 86,7г/л (таблиця 2.4). Пластові води збагачені мікрокомпонентами: J - 7.6-10.1мг/л, Br - 253,1-301,9мг/л, NH4 - 40-211мг/л. Густина коливається в межах 1,110-1,139 г/см3. Кількість розчиненого газу збільшується з глибиною і становить 860-1176 см3/л.

За результатами інтерпретації промислово-геофізичних досліджень товщиниводовміщуючих колекторів серпухівського ярусу становлять 0,6-25м. Водозбагаченість їх характеризується дебітами 2,4м3/добу - 23,9м3/добу. Хімічним складом пластові води відносяться до хлоридних натрієвих високо мінералізованих розсолів з дещо підвищеним вмістом сульфатів. Мінералізація їх коливається в межах 154,4-241,2 г/л. Вміст мікрокомпонентів складає:йоду- 1,7-20,1мг/л, брому- 84,8-354,3мг/л, бору- 15,7-21,6мг/л, амонію- 102,4-300,0мг/л. Відмічається підвищений вміст брому. Вміст розчиненого газу (св. 8, інтервал 2959-2946м) становить 1130 см3/л. Виділення вільного вуглеводневого газу на усті при випробуванні гідрогеологічних об'єктів підтверджує регіональну перспективність розрізу серпухівського ярусу.

Промислова газо3носність на Чапаєвському родовищі пов'язана з відкладами візейського ярусу.

Відомості про водоносність візейського ярусу в зоні контуру газоносності отримані в результаті випробування свердл. 10,13,14,16,17. Водоносні пласти, що залягають у верхній частині візейського ярусу невитримані по площі, мають невелику товщину (0,6-4м) та характеризуються незначною водозбагаченністю-припливи води до свердловини коливається в межах 0,3-12м3/добу .

За мінералізацією пластові води візейського ярусу відносяться до високо мінералізованих розсолів - мінералізація їх збільшується з глибиною від 173г/л (гор. В-16) до 306г/л (гор. В-22). У компонентному складі, в аніонний частині, головним елементом являється хлор, у катіонній частині переважають іони натрію та кальцію. Води характеризуються низьким вмістом або відсутністю іонів SO4, що є нешкідливим щодо дії на цемент.

Відомості про водоносність турнейського ярусу нижнього карбону отримані в результаті випробування свердловини 9. За даними ГДС товщина водовміщуючого колектора становить 1м. Дебіт води склав 3,3м3/добу при динамічному рівні 850 м.

Пластові води являють собою хлориднінатрієві розсоли з мінералізацією 239,7 г/л, густиною 1,060г/см3. Водоносні горизонти девону випробувані і вивчені на Чапаєвському родовищі в свердловині 51 та на сусідньому Іскрівському родовищі.

За результатами інтерпретації ГДС, товщини водовміщуючих колекторів складають від 1 до 10м. Дебіт води склав 35,5 м3/добу при Нсрд2331,5м.

Пластові води хлоридного натрієвого складу, з мінералізацією 305,1-308,3г/л, з низьким вмістом сульфатів, збагачені мікрокомпонентами. Густина води 1,206-1,209г/см3.

Поклади газу Чапаєвського родовища пов'язані з відкладами нижнього карбону. Продуктивна частина горизонтів складена, переважно,пісковиками, обмеженими по площі розповсюдження, неоднорідними по товщині( в основному незначної товщини) та фільтраційно-ємкісним властивостям. Поклади пов'язані з пластовими, в більшості випадків, літологічно та тектонічно обмеженими пастками.

Станом на 01.01.2011 р. експлуатаційний фонд по родовищу складається з двох свердловин -54 і 55.

За період експлуатації свердловин лише в свердловині 55 при проведенні газодинамічних досліджень у серпні 2003 р. було відібрано з устя пробу води (Таблиця 2.5).

За результатами хімічного аналізу відібрана вода являється сумішшю пластової та конденсаційної вод. Мінералізація її 40,75г/л, густина - 1,0241г/см3. За складом вода хлорид на натрієво-кальцієва. Через те що проба відбиралася на усті свердловини, вона не може вважатися якісною.

Згідно з умовами геологічної будови та результатами експлуатації свердловин, режим розробки покладів передбачається газовий.

1.2.6 Фізико-хімічна характеристика пластових вуглеводневих систем

На Чапаєвському родовищі газоконденсатні дослідження продуктивних горизонтів В-21, В-22 (св. 10, 17) візейського ярусу проводилися в процесі геологорозвідувальних робіт в період 1989- 1990 рр.

Промислові випробування свердловин на газоконденсатність, відбір проб газу та конденсату для лабораторних досліджень здійснювався ДГП “Полтавнафтогазгеологія”, а весь комплекс лабораторних досліджені рідких та газоподібних вуглеводнів пластових систем виконаний у чернігівському відділенні УкрНДГРІ у відповідності до існуючих методик.

На основі результатів промислових та лабораторних досліджень газоконденсатних покладів обґрунтовані:

- склад пластового газу;

- фізико-хімічна характеристика конденсату;

- потенційний вміст пентанів і вище киплячих вуглеводнів (С5+), етану, пропану, бутанів, а також не вуглеводневих компонентів (гелій, азот, двоокис вуглицю) у пластовому газі.

Результати газоконденсатних досліджень приведені в таблицях 2.6-2.8 і 2.10. Дослідження свердловин на газоконденсатність здійснювалось методом промислових відборів газу за допомогою сепараторів ГЖ-64-1000. Дебіт від сепарованого газу замірявся діафрагм енним вимірювачем критичної течії (ДВКТ), а дебіт стабільного конденсату - у мірній ємкості. Дебіт сирого конденсату розраховувався за коефіцієнтом усадки, або визначався прямими замірами в сепараторі. Пластові тиски замірялися глибинними манометрами типу МГН-2 класу точності 0,6, а вибійний тиск визначався розрахунковим методом по тиску нерухомого стовпа газу в затрубному просторі. Тиски на гирлі свердловини (трубний, затрубний, між колонний) і ДВКТ фіксувались зразковими манометрами класу точності 0,4. Темпераиури на вибої та усті свердловини замірялись, відповідно, максимальними глибинними та фізичними термометрами. Коефіцієнт усадки сирого конденсату при нормальних атмосферних умовах визначався за допомогою каліброваного контейнера типу КЖО-1 ємкістю 100см3 і мірного циліндра. Дослідження на газоконденсатність проводилися, як правило, після очистки при вибійної зони пласта і ствола свердловини від фільтрату бурового розчину і механічних домішок. При цьому тривалість очистки в залежності від фільтраційної та продуктивної характеристики колектора становить 8-60 годин, а час виходу свердловини на стабільний режим роботи був в межах 2-8 годин.

Потрібно відмітити, що візейські продуктивні горизонти В-21 і В-22 Чапаєвського родовища, до яких приурочені основні промислові запаси вуглеводнів, мають досить погіршені фільтраційні властивості. Так, при дебітах газу 37,2-65,4 тис.м3/добу, депресії на вибої свердловини перевищували допустимі і складали 40-83% пластового тиску. При цьому в свердловині 10 фільтраційна і газоконденсатна характеристики продуктивного горизонту В-22 значно гірші, ніж сумісно-випробуваних горизонтів В-21 і В-22 в свердловині 17. Це свідчить про те, що в свердловині 17, в основному, працює горизонт В-21, який має кпащі характеристики колектора, порівняно з горизонтом В-22.

Початковий склад пластових газів і фізико-хімічні параметри конденсатів Шевченківського родовища визначались в Чернігівському відділенні УкрНДГРІ (таблиці 2.6-2.7, 2.10). Горизонт В-21 випробувався спільно з горизонтом В-22 в свердловині 17 (інтервал перфорації 3410-3434м). Враховуючи, що що у випробуваному інтервалі, в осному, представлений горизонт В-21, а також те, що горизонт В-22, на основі проведених досліджень в свердловині 10, має погіршені ємкісно-фільтраційні властивості, результати спільного випробування горизонтів В-21, В-22 розповсюджується, в основному, на горизонт В-21. Вище згадувалось, що візейські продуктивні пласти Чапаєвського родовища відрізняються невисокою продуктивною та фільтраційною характеристикою. Разом з тим умови проведення промислових досліджень (горизонт В-21) та особливості складу пластових газів (горизонт В-22) сприяли отриманню до сто вірної інформації. Таким чином, наявні дані можуть бути використані в якості вихідних газоконденсатних параметрів, а саме для горизонту В-21 вміст етану