Главная База знаний "Allbest" Геология, гидрология и геодезия Подсчет запасов газа Коробочкинского ГКМ

Подсчет запасов газа Коробочкинского ГКМ

Общие сведения о Коробочкинском месторождении. Геологическое строение района. Выполненные геолого-разведочные работы. Физико-литологическая характеристика коллекторов и покрышек. Гидрогеологические данные. Состав и свойства газа. Охрана окружающей среды.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 20.09.2013
Размер файла 562,2 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Первый подсчетный объект включает горизонт В-14, второй объект объединяет горизонты В-17 -18, В-19 и В-21-24.
Горизонт В-14 (I объект) распространен на всю площадь месторождения- на Ртиищевском, Коробочкинском и Лебяженском сводах. Газоносными по геолого-геофизическим данным являются скв. 3, 4, 6, 54, 55, 56 и скв. 1 Лебяжинская. Эффективная газонасыщенная мощность колеблется от 4,2 до 21 м, пористость - 3-10,3%; газонасыщенность - 70-93 %. Коллекторами газа являются преимущественно карбонатные породы - известняки. Освещенность керном продуктивных горизонтов незначительная. Открытая пористость в среднем по горизонту составляет 8,5 %, проницаемость достигает 39,69 мд.
Промышленные притоки газа получены в скважинах Ртищевсокго, Коробочкинского и Лебяженского сводов. Наиболее мощные притоки газа получены из скважин, расположеных на Коробочкинском своде.
Пластовые давления являются избыточными (Ртищевский свод до 372,1 кгс/см2; на Коробочкинском и Ртищевском до 332 кгс/см2), что обусловлено высотой массивно-пластовой залежи.
Горизонт В-14 в пределах Ртищевского и Лебяженского сводов имеет ограниченное распространение; на Коробочкинском своде промышленная газоносность установлена в западной и южной присводовой части структуры. Карбонатные пласты невыдержаны по мощности и коллекторским свойствам.
В связи с этим, эффективный газонасыщенный объем залежей для каждого свода определен по карте равных произведений параметров газонасыщенной мощности, коэффициентов пористости и газонасыщенности (hэф. Кп Кг), построенной по данным комплексной интерпретации геофизических исследований в скважинах. Размеры залежей: на Ртищевском своде 1,3 1,3 км2; Коробочкинском 4,5 2 км2; Лебяженском 2 1.5 км2.
Горизонты В-17-18, В-19, В-21-24 (II объект) промышленно газоностными являются на Коробочкинском и Ртищевском поднятиях.
Эффективная газонасыщенная мощность пластов по ГИС составляет 5,8-27,6 м; пористость 8,8-17,1 %; газонасыщенность достигает 94 %.
Продуктивные горизонты сложены преимущественно терригенными песчано-алевритовыми породами. По лабораторным исследованиям керна пористость в среднем по II объекту составляет 7,4- 19,54 %, проницаемость - 1,6- 434,9 мд.
Согласно промыслово-геофизическим исследований и данным опробования в процессе бурения положительно характеризуется восточная периклиналь Ртищевского сводда, где эффективная газонасыщенная мощность составляет 8 м; пористость - 7,6-10,2 %; газонасыщенность - 73-84 %. Это позволяет оценить запасы газа по категории С1.
Как и в горизонте В-14, газодинамическая связь продуктивных горизонтов В-17-24 между сводами отсутствует. Однако, в отличие от верхней части, на периферии нижней терригенной части массивно-пластовой залежи прослеживаются водоносные пласты. По данным водоносных скважин, имеющих непосредственную связь с залежью, для Ртищевского и Коробочкинского поднятий, расположенных на разных гипсометрических уровнях, произведено определение расчетного положения газоводяного контакта. Положение газоводяного контакта II объекта и всей массивно-пластовой залежи определяется по формуле В. П. Савченко с учетом результатов опробования близлежащей газоносной и водоносной частей разреза.
Для Коробочкинского поднятия при расчете использовались данные замера пластового давления в газоносной части - 336,6 кгс/см2 и водоносной части - 345,8 кгс/см2; плотность газа в пластовых условиях - 0,2184 г/см3 ; плотность воды - 1,152 г/см3. Газоводяной контакт находится на отметке 3050 м, что согласовывается с данными определения ГВК графическим методом.
,
где hг - превышение отметки точки замера пластового давления газа, над отметкой контакта; hгв - разность высотного положения точек замера пластового давления воды и газа; в, г - плотность воды и газа в пластовых условиях; Рв, Рг - пластовое давление воды и газа.

Таблица 2 Сведения о пластах - коллекторах горизонтов В - 14 - 16, В - 17 - 18, В - 19, В - 22 - 24, и пород фундамента.

№№

скв

Блок

Горизонт

Интервал, учтенный при подсчете запасов,м

Эффективная толщина,м

Пористость,

%

Газонасы- щенность,%

Тип коллектора, характер насыщения

6

Ртищ.

В - 14 - 16

- 3235,0 - 3236,2

1,2

5,2

92

известняк, г/н

6

Ртищ.

В - 14 - 16

- 3253,4 - 3255,2

1,8

7,3

86

известняк, г/н

3

Короб.

В - 14 - 16

- 2864,4 - 2867,0

5,4

5,2

87

известняк, г/н

3

Короб.

В - 14 - 16

- 2875,4 - 2877,0

1,6

5,6

90

известняк, г/н

4

Короб.

В - 14 - 16

- 2826,5 - 2859,5

3,0

6,0

88

известняк, г/н

4

Короб.

В - 14 - 16

-2880,1 - 2886,0

2,6

10,3

93

известняк, г/н

54

Короб.

В - 14 - 16

-2919,0 - 2928,0

3,0

6,0

--

известняк, г/н

55

Короб.

В - 14 - 16

- 2874,8 - 2878,4

3,6

8,0

90

известняк, г/н

56

Короб.

В - 14 - 16

- 2863,8 - 2869,8

6,0

9,0

73

известняк, г/н

56

Короб.

В - 14 - 16

- 2892,8 - 2899,8

7,0

15,0

78

известняк, г/н

1

Лебяж.

В - 14 - 16

- 2919,8 - 2921,8

2,0

5,2

87

известняк, г/н

1

Лебяж.

В - 14 - 16

- 2935,4 - 2937,6

2,2

10,2

83

песчаник, г/н

1

Ртищ.

В- 17

- 3252,0 - 3253,6

1,6

9,5

--

песчаник, г/н

6

Ртищ.

В- 17

- 3281,6 - 3287,0

5,4

17,1

94

песчаник, г/н

3

Короб.

В- 17

- 2912,1 - 2913,3

1,2

10,8

83

песчаник, г/н

50

Короб.

В- 17

- 2881,7 - 2884,9

3,2

7,0

--

песчаник, г/н

3

Лебяж.

В- 17

- 3016,0 - 3019,3

3,4

12,0

84

песчаник, г/н

100

Лебяж.

В- 17

- 2938,5 - 2942,9

4,0

15,0

86

песчаник, г/н

101

Лебяж.

В- 17

- 3003,1 - 3007,5

4,4

12,0

84

песчаник, г/н

1

Ртищ.

В- 18

- 3267,1 - 3271,1

4,0

9,9

89

песчаник, г/н

5

Ртищ.

В- 18

- 3359,6 - 3361,6

2,0

10,2

83

песчаник, г/н

6

Ртищ.

В- 18

- 3299,8 - 3303,6

3,8

10,8

85

песчаник, г/н

2

Короб.

В- 18

- 2888,4 - 2891,8

3,4

12,8

90

песчаник, г/н

2

Короб.

В- 18

- 2891,8 - 2895,2

3,4

14,8

92

песчаник, г/н

4

Короб.

В- 18

- 2919,8 - 2922,0

2,2

15,7

--

песчаник, г/н

4

Короб.

В- 18

- 2922,6 - 2928,4

5,8

12,0

84

песчаник, г/н

13

Короб.

В- 18

- 3318,0 - 3323,6

5,6

9,9

81

песчаник, г/н

50

Короб.

В- 18

- 2888,9 - 2893,9

5,0

10,0

--

песчаник, г/н

100

Лебяж.

В- 18

- 2952,7 - 2958,1

5,4

10,0

66

песчаник, г/н

6

Ртищ.

В- 19

- 3323,0 - 3324,4

1,4

8,8

84

песчаник, г/н

6

Ртищ.

В- 19

- 3364,0 - 3371,6

7,6

11,5

86

песчаник, г/н

13

Ртищ.

В- 19

- 3336,5 - 3339,7

3,2

12,0

81

песчаник, г/н

13

Ртищ.

В- 19

- 3355,7 - 3365,0

9,2

10,0

64

песчаник, г/н

2

Короб.

В- 19

- 2903,4 - 2905,6

1,6

7,5

72ё

песчаник, г/н

2

Короб.

В- 19

- 2918,8 - 2920,8

20

12,0

90

песчаник, г/н

3

Короб.

В- 19

- 2945,1 - 2947,3

2,2

10,2

80

песчаник, г/н

3

Короб.

В- 19

- 2963,1 - 2967,5

4,4

9,0

79

песчаник, г/н

4

Короб.

В- 19

- 2956,6 - 2959,0

2,0

17,1

94

песчаник, г/н

50

Короб.

В- 19

- 2904,1 - 2906,7

2,6

8,0

--

песчаник, г/н

53

Короб.

В- 19

- 2906,1 - 2908,3

2,2

11,0

87

песчаник, г/н

53

Короб.

В- 19

- 2922,3 - 2930,0

7,6

13,0

95

песчаник, г/н

53

Короб.

В- 19

- 2935,7 - 2942,3

6,6

14,0

94

песчаник, г/н

54

Короб.

В- 19

- 2978,6 - 2982,0

3,4

9,5

--

песчаник, г/н

55

Короб.

В- 19

- 2966,8 - 2970,4

3,6

13,0

--

песчаник, г/н

56

Короб.

В- 19

- 2940,8 - 2944,8

4,0

10,0

--

песчаник, г/н

3

Лебяж.

В- 19

- 3052,0 - 3054,4

2,4

13,5

88

песчаник, г/н

101

Лебяж.

В- 19

- 3053,1 - 3059,5

6,5

11,0

65

песчаник, г/н

6

Ртищ.

В- 22- 24

- 3387,0 - 3389,2

2,2

11,5

79

песчаник, г/н

4

Короб.

В- 22- 24

- 2985,4 - 2988,4

3,0

13,5

81

песчаник, г/н

4

Короб.

В- 22- 24

- 2993,4 - 2997,0

3,6

12,8

87

песчаник, г/н

50

Короб.

В- 22- 24

- 2955,1 - 2957,7

2,6

9,0

--

песчаник, г/н

53

Короб.

В- 22- 24

- 2957,5 - 2960,3

2,8

14,0

91

песчаник, г/н

55

Короб.

В- 22- 24

- 3004,8 - 3007,2

2,4

10,0

--

песчаник, г/н

56

Короб.

В- 22- 24

- 2993,6 - 2996,2

2,6

9,0

--

песчаник, г/н

53

Короб.

PZ

- 2975,5 - 2982,0

6,4

8,0

--

кора выветриван, г/н

56

Короб.

PZ

- 3031,4 - 3036,8

5,6

15,0

--

кора выветриван, г/н

Площади залежей Ртищевского свода составляет 2,21,3 км2; Коробочкинского свода - 4,52 км2.

Запасы газа II объекта на Ртищевском и Коробочкинском сводах отнесены к категории С1. В пределах Ртищевского и Лебяженского поднятий, при испытании предположительно газонасыщенных объектов визейского яруса отмечены нефтепроявления.

Учитывая небольшие дебиты и локальность выявленных нефтепроявлений, запасы их не определялись.

6. Физико-литологическая характеристика коллекторов и покрышек

Изучение коллекторских свойств продуктивных отложений проводилось по результатам геофизических исследований в скважинах, опробований продуктивных горизонтов, лабораторных исследований образцов керна, статистической обработки данных исследований керна и геофизических материалов.

Физические свойства коллекторов промышленно-продуктивных горизонтов меняются по разрезу и находятся в зависимости от литологии коллекторов, их коллекторских свойств и характера насыщения. Так удельное электрическое сопротивление коллекторов (п) отражает, в первую очередь, характер насыщения, естественная -активность (J) - содержание глинистого материала (для продуктивных песчаников визейского яруса такая связь теряется, коэффициент корреляции r = 0,02685), вторичная -активность (Jп) - общую пористость ( водосодержание), интервальное время пробега продольной волны (t) находится в зависимости от пористости коллекторов и времени пробега по скелету.

В разрезе Коробочкинского месторождения можно выделить три комплекса коллекторов, различных по своим физическим свойствам:

1. Песчаники продуктивных горизонтов серпуховского яруса.

2. Известняки визейского яруса.

3. Песчаники визейского яруса.

В отложениях серпуховского яруса пласты-коллекторы представлены песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Удельные электрические сопротивления их находятся в пределах 0,4-40 омм, естественная -активность 2,5-8,5 мкр/ч, вторичная -активность 1,6-3,1 усл. ед., интервальное время пробега продольной волны 216-276 мксек/м. По данным лабораторных исследований керна песчаники мелко- и среднезернистые, преимущественно кварцевые с полиминеральным цементом, порового и контактово-порового типа, с открытой пористостью, в основном 10-12 %, проницаемостью до 33010-15 м2, глинистостью 6-20 %, карбонатностью 4-15 %.

В отложениях визейского яруса пласты коллекторы представлены карбонатными породами, песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Карбонатные коллекторы имеют п в пределах 54-1100 омм, J -1,5-5,4 мкр/ч, Jп -24-5,1 усл. ед., t -158- 204 мк сек/м. В керне карбонатные породы представлены известняками, в основном плотными. Степень их доломитизации низкая (2-8 %) в отдельных участках, с густой сетью преимущественно вертикальных микротрещин, заполненных кальцитом. Открытая пористость известняков 0,07-6 %, газопроницаемость их не превышает 110-17 м2. В единичных кернах встречаются кавернозные разности с пористостью 11-13 % и проницаемостью до 210-15 м2.

Песчаные коллекторы, являющиеся резервуаром месторождения, характеризуется значениями п от 2,3 до 180 омм, J от 2,3 до 90 мкр/ч, Jп от 1,7 до 4,4 усл. ед., t от 180 до 232 мксек/м. По данным исследования кернов песчаники от мелкозернистых, однородных, хорошо отсортированных до средне- крупнозернистых и иногда гравийных разностей, кварцевые, сцементированные полиминеральным цементом. В низах песчаных прослоев наблюдается повышенная известковость. Открытая пористость песчаных пород варьирует в пределах от 5 до 19 %, проницаемость - от 0,02 до 430 х 10-15 м2, глинистость от 2 до 12 %, карбонатность до 11 %.

Для изучения связей между геофизическими параметрами (J, Jп, п, t) и керновыми данными использовались методы статической обработки геолого-геофизических данных. Составлена выборка, в которой представлены керновые и геофизические данные для пластов, выбранных из газоностных и водоносных интервалов сетпуховских и визейских ярусов Коробочкинского месторождения.

7. Гидрогеологические данные

7.1 Методика выполненных работ

В процессе геологоразведочных работ на Коробочкинском месторождении с целью изучения гидрохимической характеристики пластовых вод и газодинамической связи залежей углеводородов с подземными водами выполнялся комплекс гидрогеологических исследований.

Результаты гидрогеологических наблюдений в скважинах использовались для определения положения газоводяных контактов, режима залежей и ряда других данных, необходимых для проектирования разработки месторождения.

В комплекс гидрогеологических исследований входило определение пьезометрических напоров, дебитов, положения статических уровней, пластовых давлений и температур, плотности и газонасыщенности пластовых вод, отбор воды и растворенных газов.

Отбор проб воды и растворенного газа осуществлялся с помощью глубинных пробоотборников ПД- 3М.

Измерения пластовых давлений производились глубинными манометрами типа МГН- 2 с пределом измерения 400 кгс/см2 и МГП- 3М.

Пластовые температуры замерялись максимальными ртутными термометрами типа ТП- 7.

7.2 Гидрогеологические условия

В гидрогеологическом отношении Коробочкинское месторождение находится в пределах северной припортовой зоны Днепровско-Донецкого артезианского бассейна.

Результаты изучения геологического строения, литологического состава, гидрогеологических и гидрохимических особенностей разреза Коробочкинского месторождения и соседних площадей позволяют разделить осадочную толщу на две гидродинамические зоны - зону активного (Q, N, P, K) и зону замедленного водообмена (J, T, P). Граница между зонами проходит по подошве песчаников оксфордского яруса верхней юры. Водоупорном служат глинистые толщи средней юры, имеющие региональное распространение. Обе зоны резко отличаются по химическому составу вод, гидродинамическим и частично геотермическим особенностям.

В разрезе кайнозоя водоносными являются пески четвертичных отложений, пески и песчаники неогена и палеогена. Глубина залегания водоносных горизонтов не превышает 100-120 м.

Воды имеют напорный характер, их водообильность горизонтов характеризуется дебитами 5-16 м3/сут. при понижении уровня в скважине на 5-10 м ниже статического. По химическому составу воды относятся к сульфатному и гидрокарбонатному натриевому типам с минерализацией от 0,7 до 1,42 г/дм3. В водах кайнозоя отмечено незначительное содержание микрокомпонентов, в частности брома - 0,13 г/дм3. В народном хозяйстве подземные воды кайнозоя используются, в основном, для технического и питьевого водоснабжения; для водоснабжения глубоких разведочных скважин используются водоносные горизонты палеогена.

Меловой водоносный комплекс приурочен к песчано-глинистым породам нижнего мела, пескам сеномана и мело-мергельной толще верхнего мела. Водоносные горизонты залегают в интервале глубин 200-700 м и имеют напорный характер. Минерализация колеблется в пределах 0,33-3,1 г/дм3. По химическому составу воды относятся, в основном, к гидрокарбонатному натриевому типу и используются для питьевого и технического водоснабжения.

Водоносные горизонты оксфордского яруса верхней юры приурочены к песчаникам, в пределах Коробочкинского месторождения J3 залегают на глубинах 860-980 м. Пластовые воды характеризуются минерализацией до 1.3-2,5 г/дм3.

Нижележащие отложения триаса, перьми и карбона в гидрогеологическом отношении находятся в зоне замедленного водообмена. Непосредственно на территории Коробочкинского месторождения водоносные горизонты триаса не опробовались.

По результатам изучения соседних площадей воды триаса имеют напорный характер, статистические уровни устанавливаются на глубинах 61-126 м. Дебиты вод находятся в пределах 6,5-90 м3/сутки при динамических уровнях 470-430 м. Минерализация их составляет 75-83 г/л. Содержание брома достигает 42,4 мг/дм3, йода - до 1 мг/дм3. Воды относятся к хлоридному кальцевому и иногда хлоридному магниевому типам.

Нижнепермский водоносный комплекс связан с песчаниками и алевролитами; на территории месторождения залегает в интервале глубин 1220-1320 м с мощностью водоносных песчаников до 75 м. Суточные дебиты скважин достигают 83 м3 при динамическом уровне 500 м.

По химическому составу воды относятся к хлоридному кальциевому типу. Минерализация их составляет 106-135 г/дм3. Содержание брома в воде равно 80-95 мг/дм3, йода - до 1 мг/дм3, бора - 4 мг/дм3.

Гидрогеологическая характеристика каменноугольного комплекса связана с водовмещающими песчаниками, разделенными довольно мощными прослоями аргиллитов. Мощность отдельных пластов песчаников достигает 40-50 м, средняя мощность пластов в разрезе карбон - 5-25 м.

Водообильность характеризуется дебитом 2,7 м3/сутки.

Минерализация пластовых вод верхнего карбона составляет 147-167 г/дм3. Содержание йода достигает 22 мг/дм3, брома- 287,8- 304 мг/л. Количество растворенного газа не превышает 450 см3/дм3.

В отложениях московского яруса водоносными являются высокопористые песчаники (открытая пористость по керну - 18,15-22,9 %, проницаемость - 17,55- 116,09 мд), мощность 7-14 м. Из отложений башкирского яруса получен приток пластовой воды с дебитом 19,7 м3/сутки при уровне 419 м (скв. 2, интервал 2545-2550 м). Минерализация составляет 187,4 мг/ дм3; наличие микрокомпонентов следующее: йода- 6,77 мг/ дм3, аммония - 68/4 мг/дм3, бора - 14,3 мг/ дм3, брома- 202,54 мг/ дм3. Количество растворенного газа достигает 1600 м3/дм3. Содержание метана в растворенном газе составляет 91,12 %.

Газо- и водовмещающими породами башкирского яруса являются известняки, песчаники, реже алевролиты, разделенные глинистыми и плотными карбонатными отложениями. Мощность водовмещающих пластов колеблется от 3-5 м до 65 м.

Водоносность отложений серпуховского яруса в пределах Коробочкинского поднятия характеризуется следующими данными: приток пластовой воды удельного веса 1,133 г/см3 с дебитом 82,8 м3/сутки при испытании интервала 2963-2981 м (скв. 2).

По химическому составу пластовые воды относятся к высокометаморфизованным рассолам хлоридного кальциевого типа с минерализацией 188,2-200,8 г/дм3, отношение Na/Cl= 0,64/0,66. Содержание микрокомпонентов следующее: йода 10,57- 18,53 мг/дм3, брома 117,2- 187,9 мг/дм3, аммония 115,2- 147,6 мг/дм3, бора 22,3- 27,5 мг/дм3.

Высокое содержание в пластовых водах серпуховских отложений растворённого углеводородного газа: 2500 см3./дм3 (скв. 2, интервал 2800-2810 м) - 5480 см3/дм3 (скв. 11, интервал 3134-3140 м) указывает на региональную перспективность данного резерва.

Гидрогеологическая характеристика отложений визейского яруса Коробочкинского месторождения получена по результатам опробования в скважинах 7, 8, 11.

Сведения о водоносности верхней карбонатной части разреза (горизонты В-14-16) получены в пределах Коробочкинского поднятия в скв. 8 (интервал 3228-32365м; 3250-3290 м). При испытании получен незначительный приток воды - 0,88 м3/сутки при уровне 1350 м. Разрез включает пласты с пористостью не более 3-6 % и испытан с целью определения характера их насыщения.

При испытании терригенной части визейской толщи (горизонты В-17-19 и В-21-24) в скважинах 7, 8 и 11 дебиты пластовых вод достигают 33,1 м3/сутки при депрессии на пласт 98,3 ат (скв. 11, интервалы 3741-3665 м; 3680-3600 м; 3543-3624 м).

По химическому составу воды визейского яруса нижнего карбона относятся к высокометаморфизованным рассолам хлоридного кальциевого типа с минерализацией 181,20-214,1 г/дм3. Содержание микрокомпонентов SO4/Cl = 0,0002-0,0052; Na/Cl = 52-0,64; Cl/Br = 300,4-541,6, указывают, что разрез находится в условиях замедленного водообмена.

Сведения, полученные в результате гидрогеологических исследований, показывают, что Коробочкинское месторождение находится в условиях влияния регионального артезианского бассейна.

Величина гидростатического градиента для территории Коробочкинского месторождения составляет 0,1145 ат/м.

Выявленные залежи в московском (горизонт М-6) и серпуховском (горизонты Н-3, Н-4) ярусах имеют пластовый характер и их начальные пластовые давления соответствуют гидростатическим.

В газоносной части визейского яруса (горизонты В-14-16, В-17-19, В-21-24) отмечаются избыточные пластовые давления, что, наряду с единым ГВК и слабой активностью контурных вод, указывает на массивно-пластовый характер залежи.

Тепловой режим осадочного комплекса площади зависит от глубины залегания, аномалии отсутствуют. Геотермический градиент во вскрытом разрезе увеличивается с глубиной от 2,7 до 3,10С/100 м, а геотермическая ступень соответственно равна 33,3-28,5 м на 10С. Продуктивная часть разреза характеризуется пониженным геотермическим градиентом, равным 2,6- 30С/100м.

7.3 Режим залежей

Коробочкинское месторождение является многопластовым и характеризуется сравнительно низкими коллекторскими свойствами в законтурной области и наличием тектонического и литологического экранирования газовых горизонтов. Вследствие этого сообщаемость газовой и водоносной частей разреза затруднена, что является определяющим режима разработки залежей.

Данные геофизических, геологопромысловых, гидродинамических и лабораторных исследований позволили установить наличие водоносных пластов и их связь с продуктивными горизонтами.

Так, залежь горизонта Н-3 (С1s) является литологических экранированной, контакт с пластовыми водами отсутствует, что определяет газовый режим ее эксплуатации.

Залежь горизонта Н-4 имеет непосредственный контакт с пластовыми водами, что подтверждается результатами испытания скв.1. Водоносные пласты значительной мощности, выдержаны по площади и являются высоконапорными. Следовательно, разработка горизонта Н-4 в начальный период эксплуатации будет осуществляется в газовом режиме с последующим переходом на водонапорный.

В пределах всех трех сводов месторождения предусматривается газовый режим разработки продуктивных горизонтов залежи визейского яруса (В-14-16, В-17-19, В-21-24). Установленные водоносные горизонты непосредственного контакта с газовыми пластами не имеют и находятся от них на значительном удалении, вследствие чего сообщаемость водоносной и газоносной областей разреза затруднена. Это приведет к более длительному перераспределению давления в пластовых системах и сохранению газового режима разработки массивно-пластовой залежи в течение всего периода эксплуатации.

Преимуществом газового режима является подключением со временем в разработку более низкопористых пластов по мере истощения основных залежей.

8. Состав и свойства газа

Физико-химические условия газов, конденсата и нефти изучались в процессе испытания скважин на продуктивность как в условиях поверхности, так и в пластовых условиях.

Свободный газ отбирался на устье скважин при промысловых исследованиях на различных режимах. Газ сепарации, сырой и стабильный конденсат отбирались на малой термостатируемой установке ЛГКМ-3, входящей в комплект передвижной газоконденсатной лаборатории ЛГП-1М, или из промыслового сепаратора при давлениях сепарации 40-70 кгс/см2.

Проверка наличия сероводорода в газах осуществлялась в процессе промысловых исследований. Сероводород в газе Коробочкинского месторождения не обнаружен.

Групповой углеводородный состав фракций в пределах температур 60- 250С определялся методом критических температур растворения в анилине.

По физико-химическим свойствам пластовые газы и конденсаты Коробочкинского месторождения группируются по стратиграфическим комплексам и подсчетным объектам.

I объект

Сведения о физико-химических свойствах газов и конденсатов I объекта получены в результате испытания скв. 3,4,6 и скв. 1 Лебяженская.

Свободный газ характеризуется невысоким относительным удельным весом, который изменяется по площади от 0,611 до 0,632, соответственно с увеличением количества тяжелых углеводородов от 4,48 до 6,1 % объемных. Содержание метана находится в пределах 91,2-89,81 % объемных.

Пластовый газ I объекта по своим физико-химическим свойствам незначительно отличается от свободных газов. Относительный удельный вес не превышает значения 0,631, количество метана составляет 80,82 %, суммарное содержание этан-пропан-бутановой фракции - 5,44 %. потенциальное содержание пентанов + высших равно 27,96 %.

Конденсаты I объекта по своим физико-химическим свойствам в пределах отдельных поднятий различаются.

Конденсат Ртищевского поднятия характеризуется тяжелым фракционным составом (34 % бензиновых фракций), высокой плотностью (0,84 г/см3) и молекулярной массой (153,0), а также наличием смолистых веществ ( до 0,67 масс. %) и твердых парафиновых углеводородов (до 1,36 масс. %); согласно группового состава конденсаты Ртищевского поднятия относятся к метановым.

Конденсат Лебяженского поднятия по своим физико-химическим свойствам близок к конденсатам Ртищевского поднятия (плотность 0,7884 0,84 г/см3, содержание бензиновых фракций 57 %), однако его молекулярная масса существенно выше 5 - 174,0. Кроме того, конденсат Лебяженского поднятия содержит 0,6 % асфальтов, 2,68 % смол и 8,33 % твердых парафиновых углеводородов.

Полученные результаты исследований, в частности высокий газовый фактор, сравнительно высокое содержание в конденсате смол и парафинов свидетельствует о том, что в скв. 1 получен приток газоконденсатонефтяной смеси.

Конденсаты Коробочкинского поднятия отличаются более легким составом (плотность 0,7642-0,7693 0,84 г/см3, молекулярная масса 115,6, содержание бензиновых фракций 67-74 %).

II объект

Свободный газ характеризуется повышенным относительным удельным весом. В пределах Ртищевского свода средний удельный вес равен 0,626; в пределах Коробочкинского свода - 0,634.

Газ углеводородный - содержание метана по месторождению состовляет 89,68 % объемных. Из гомологов метана присутствуют этан (3,57- 3,95 %), пропан (0,79-1,18 %), бутан (0,45- 0,51 %), пентаны (0,13- 0,27 %) и гексаны в сумме с высшими углеводородами (0,23- 0,37 %).

В неуглеводородной газовой смеси определено: 2,59-2,97 % азота; 1,82 % углекислого газа; 0,088-0,109% гелия.

По компонентному составу пластовые газы мало отличаются от свободных.

Конденсаты II объекта Ртищевского и Коробочкинского поднятий также различаются между собой.

Конденсаты Ртищевского поднятия характерезуются плотностью 0,7849- 0,7905 г/см3, тяжелым фракционным составом (42-68 % бензиновых фракций), наличием асфальтенов до 0,2 %, повышенным содержанием смолистых веществ и твердых парафинов.

Конденсаты Коробочкинского поднятия отличаются более легким составом (плотность 0,7658- 0,7734 г/см3, молекулярная масса 116,0-138,0, содержание бензиновых фракций 70-76 %). Наличие асфальтенов не превышает 0,14, смолистых веществ - 0,14 и парафинов - 0,30.

Конденсаты II объекта относятся к нафтеново-метановому типу и к классу "малосернистых" конденсатов.

9. Сведения о разработке месторождения

Коробочкинское месторождение открыто в 1979 году разведочной скв. 1, пробуренной на Ртищевском своде, из которой при опробовании горизонта В- 17-18 визейского яруса нижнего карбона получен приток газа.

На месторождении пробурено 16 поисково-разведочных скважин. Из них пять (1, 3, 6, 11,13) переданы на баланс добывающего предприятия и из-за отсутствия утвержденных проектных документов в опытную эксплуатацию не вводились. Была установлена промышленная газоносность горизонтов визейского яруса ( В-14-16, В-17-18, В-19, В-22-24). Месторождение является многопластовым.

В 1984 году по материалам "Полтаванефтегазгеологии" были утверждены запасы в ГКЗ СССР по категории С1 - 3996 млн. м3 и по категории С2 - 194 млн. м3.

Разработка Коробочкинского месторождения осуществляется с декабря 1990 года на основе проекта разработки, составленного на утвержденные запасы [ 2 ]. Этим проектом в качестве основного эксплуатационного объекта выделена залежь верхневизейских горизонтов. Предусматривалась эксплуатация месторождения 13-ю скважинами, из которых семь скважин предполагалось пробурить на Коробочкинском своде, одну - на Ртищевском.

По результатам бурения и опробования этих скважин была уточнена геологическая модель месторождения, выявлен ряд дополнительных сбросов. Скважина 51, расположенная в северной присводовой части структуры, пересекла нарушение и вошла в опущенный блок скважины 9. Скважина 53 подсекла это же нарушение, в результате чего из разреза выпала верхняя часть продуктивных визейских горизонтов (В-14-18).

Основные запасы залежи визейских горизонтов (В-14-24) сосредоточены в Коробочкинском блоке, который разрабатывается скважинами 50, 51, 53, 54, 55, 56. Скважина 3 в связи с обводнением переведена в разряд специальных и используется для технического водоснабжения при проведении ремонтных работ на скважинах.

Залежь горизонтов В-14-19 Ртищевского блока разрабатывается скважиной 6.

Разработка залежи горизонта В-14-16 Лебяженского блока, вскрытой скважиной 1, осуществляется независимо от скважины 100, вскрывшей залежь горизонта В- 17- 18.

Данными разработки Коробочкинского месторождения не подтверждается величина начальных запасов газа, что связано с уменьшением площади газоносности, принятой при подсчете запасов.

Новые данные о тектоническом строении и газоносности разреза месторождения потребовали внесения корректив по запасам газа.

10. Подсчет запасов газа

Начальные запасы газа утвержденные ГКЗ в 1985 году и были использованы при составлении проекта для включения в разработку Коробочкинского месторождения [6]. Запасы подсчитаны объемным методом исходя из представления о массивно- пластовом характере визейских залежей с единым ГВК.

В процессе разбуривания эксплуатационными скважинами и разработки месторождения выяснилось, что залежи визейского яруса имеют пластовый характер и индивидуальные ГВК ( горизонты В-14-16, В-17-18, В-19, В- 22-24). Такие же условия отмечены на ряде месторождений северного борта ДДВ, открытых позже (Борисовское, Граковское, Шевченковское и др.). Выполненный в настоящей работе подсчет начальных запасов газа Коробочкинского месторождения произведен для всех продуктивных горизонтов, базируется на материалах уточненных сейсмических исследований [4] с использованием данных эксплуатационного бурения и разработки залежей.

К подсчету объемным методом представлены горизонты: В-14-16, В-17-18, В-19, В-22- 24.

Горизонт В- 14- 16 газоносный в пределах всех сводов Коробочкинского месторождения, однако, в связи с невыдержанностью карбонатных коллекторов, выявленные залежи наряду с тектоническими экранами имеют литологические ограничения.

На Ртищевском своде продуктивной является скважина 6, при испытании аналога этого объекта в скважине 1, промышленного притока газа не получено. Запасы газа подсчитаны на площади 0,4 км2, ограниченной половинным расстоянием от скважины 6 до скважины 1 и сбросом. С учетом выклинивания коллектора, средняя толщина пласта на этой площади составляет 1,5 м. В скважинах 5, 13, расположенных восточнее Ртищевского свода, верхняя часть горизонта В-14- 16 выпадает по сбросу, а остальная уплотнена.

На Коробочкинском своде газоносными по ГИС в этом горизонте являются скважины 3, 4, 54, 55, 56; скважины 2, 50 непродуктивные, что подтверждается испытанием (1. 1). Промышленная газоносность карбонатных коллекторов установлена испытанием скважин 3, 4, 54, 56.

В скважине 55 газоносный по ГИС разрез хорошо коррелируется с этими скважинами, поэтому включен в площадь категории С1 наряду с остальными скважинами. В связи с отсутствием водоносных пластов в законтурной зоне ограничение площади проведено условно литологическим контуром, совпадающим с половинным расстоянием между продуктивными непродуктивными скважинами. Средняя толщина коллектора определена путем взвешивания по карте толщин и составила 2 м. Для построения использованы данные об h эф, подтвержденные опробованием и ГИС контролем работающих интервалов. Значение остальных параметров использованы из утвержденных ГКЗ запасов.

На Лебяженском своде промышленно газоносной в горизонте В- 14- 16 является только скважина 1, что подтверждено ее испытанием и разработкой. В остальных скважинах 100, 101 сводовых и 12, 104 законтурных карбонатные породы уплотнены.Площадь продуктивности залежи ограничивается литологическим контуром, проведенным половинным расстоянием между скважиной 100 и скважиной 1, совпадающей с абсолютной отметкой -2937,6 м. Средняя толщина выделенной площади составляет 2,1 м. Остальные параметры использованы с представленного в ГКЗ подсчета (табл. 1.7).

Горизонт В-17 имеет линзовидное распространение, поэтому подсчитывался совместно с горизонтом В-18.

На Ртищевском своде запасы категории С1,горизонта В- 17- 18 ограничены условным контуром газоносности, проведенным по самой низкой подошве газоносного коллектора, вскрытого скважиной 1 на абсолютной отметке -3304 м . Средняя пористость 12 %, газонасыщенность 88 %. Остальные параметры не изменились. В скважине 5 в этой части разреза коллектор уплотнен. В скважине 13 по ГИС вскрыта локальная залежь, ограниченная УКГ на абсолютной отметке -3322 м (подошва коллектора) и тектоническим нарушением.

На Коробочкинском своде продуктивность горизонта В- 17- 18 подтверждена опробованием скважин 2, 3,4, 50, размещенных в разных частях структуры. Самая низкая отметка подошвы газоносного коллектора, принятая за УКГ, зафиксирована в скважине 4 на абсолютной отметке -2928 м. Ниже этой гипсометрии кровля горизонта вскрыта в водоносной части скважины 54 на абсолютной отметке -2948,4 м и скважине 55 на абсолютной отметке -2938,7 м. В скважине 56, пробуренной в 100 м южнее скважины 4, коллектор отсутствует (прил. 4). Средняя h эф определена по карте изопахит; параметры Кп и Кг определены как среднеарифметическое по данным ГИС по скважинам 2, 3, 4, 50. Запасы приведены в табл. 1.7.

На Лебяженском своде горизонт В- 17- 18 продуктивный только в сводовой скважине 100. В скважине 1 аналоги этих пластов уплотнены. В скважине 101 в горизонте В- 17 установлен незначительный приток нефти. В скважине 3, расположенной на значительном удалении о содовой скважины 100 (3 км), приток нефти из этого горизонта составил 8 т/сут. Отсутствие притока газа их скважины 101 и слабые притоки нефти в периферийных скважинах 101, 3 дает основание полагать наличие здесь нефтяной оторочки и газовой шапки. Газовая часть залежи горизонта В- 17- 18 Лебяженского свода ограничивается литологической границей от скважины 1, в которой коллектор отсутствует. Граница проведена половинном расстоянии между скважиной 100 и 1. Ввиду отсутствия данных о положении ГНК, его положение определено условным и проведено на половинном расстоянии между подошвой газового коллектора скважины 100 (абсолютная отметка -2958 м) и кровлей нефтегазоносного пласта, вскрытого скважиной 101 (абсолютная отметка -3004 м), т. е. На абсолютной аотметке -2980 м. Средняя толщина пласта газовой залежи определялась по карте изопахит, остальные параметры использованы по материалам ГИС и исследования скважины 100. Промышленная ценность нефтяной оторочки не определялась ввиду отсутствия данных исследования в скважине 101.

Горизонт В- 19 является основным продуктивным на Коробочкинском своде. На Ртищевском своде он преимущественно уплотнен (скважина 6) и замещен (скважины 1, 5, 11). В скважине 13 из этого горизонта после перфорации интервала 3469- 3479 м получен приток газа. Выделенная залежь локальная, тектонических экранированная, ограничивается УКГ, совпадающим с подошвой газоносного коллектора этой скважины, т. е. На абсолютной отметке -3345 м. Значения параметров использованы по данным ГИС, и приведены в таблице 1. 1.

На Коробочкинском своде вскрыты наиболее мощные пласты горизонта В - 19, определившие максимальные запасы. Это подтверждается значительными дебитами опробованных разведочных и эксплуатационных скважин. Залежь тектонически экранированная, с контурными водами, что определяется опробованием законтурных скважин 7, 8, 10. В связи с отдаленностью законтурной скважиной 7, ГВК залежи не установлен. Условный ГВК залежи проведен по подошве газоносного коллектора, вскрытого скважиной 56, т. е. На абсолютной отметке -2996 м. Средняя газоносная толщина коллектора определялась путем взвешивания по карте толщин, построенной с учетом распространения коллектора в законтурной части (прил. 5). Значения остальных параметров использованы для начальных условий из утвержденных ГКЗ запасов газа.

На Лебяженском своде газоносность горизонта В- 19 установлена только в скважине 101, где выделенная по ГИС h эф= 6,4 м не подтверждена раздельными опробованием (табл. 1.1). Поэтому подсчитанные здесь запасы газа отнесены к категории С2, при этом использованы параметры ГИС, эпюра начальных пластовых давлений и рассчитана для глубины залегания горизонта В- 19 температурная поправка коэффициент сжимаемости газа.

Горизонт В- 22- 24. Продуктивность его в скважине 6 на Ртищевском своде не подтверждена испытанием, поэтому подсчитанные здесь запасы отнесены к категории С2. Залежь экранируется тектонических и литологически (от скважины 5, где коллектор уплотнен). Площадь ограничивается половинным расстоянием к скважине 5 и подошвой коллектора скважины 6, т. е по гипсометрии -3388,5 м.

На Коробочкинском своде залежь горизонта В- 22- 24 подтверждена испытанием скважин 4, 50, 53, 55, где получены притоки газа промышленного значения (табл. 1. 7). В скважинах 2, 3 коллектор уплотнен. В скважине 54 вскрыт водоносный коллектор на абсолютной отметке - 3014,9 м, в то же время подошва газового пласта в продуктивной скважине 55 вскрыта на абсолютной отметке - 3081 м. ГВК залежи проведен на гипсометрии 3014 м. Средняя толщина для залежи установлена путем взвешивания по карте толщин. Значения остальных параметров усреднены по данным ГИС и исследования скважин 4, 50, 53, 55.

Таблица 3 Подчсет запасов газа Коробочкинского месторождения.

Горизонт

Блок,

Скв.

Категория запасов

Площадь

г/н,

км2

Эффект.

мощность,

м

Коэфф.

пористости,

Кп

Коэфф. газонасыщ.

Кг

Р пл начал.

МПа

Р пл с учетом

К=0,97

МПа

Коэфф. сверх-сжим.

Р пл конечн.

МПа

Поправка на темпе- ратуру

Начальные запасы свободного газа млн.м3

В- 14- 16

Ртищ.

С1

0,4

1,5

0,062

0,89

37,1

36,0

1,00

0,1

0,78

9

В- 14- 16

Кор.

С1

2,9

4,7

0,090

0,85

32,8

31,8

1,06

0,1

0,80

280

В- 14- 16

Кор.

С1

В- 14- 16

Леб.

С1

0,56

2,1

0,077

0,85

33,15

32,2

1,05

0,1

1,79

20

В- 17- 18

Ртищ.

С1

0,75

4,4

0,12

0,88

36,5

35,4

1,00

0,1

0,78

96

В- 17- 18

Ртищ, скв. 13

С1

0,12

2,8

0,10

0,81

37,7

36,6

0,99

0,1

0,77

8

В- 17- 18

Кор.

С1

1,8

4,1

0,13

0,90

33,8

32,8

1,04

0,1

0,79

232

В- 17- 18

Леб.

С1

1,25

3,0

0,15

0,85

33,2

32,2

1,00

0,1

0,78

120

В- 19

Ртищ., скв. 13

С1

0,25

3,3

0,11

0,84

38,0

36,9

0,99

0,1

0,77

21

В- 19

Кор.

С1

2,90

8,8

0,12

0,85

33,9

32,8

1,04

0,1

0,79

700

В- 19

Леб.

С2

0,62

3,2

0,11

0,65

33,2

32,2

1,05

0,1

0,79

38

В- 22-24

Ртищ.

С2

0,25

2,2

0,12

0,85

37,9

36,8

0,99

0,1

0,77

16

В- 22-24

Кор.

С1

1,94

2,9

0,14

0,87

33,9

32,9

1,04

0,1

0,79

185

Итого:

С1

1725

С2

60

11. Мероприятия по охране недр и окружающей среды

Объекты нефтегазовой отрасли являются одними из наиболее опасных в отношении загрязнения окружающей природной среды. При бурении глубоких скважин, добыче, подготовке и транспортировке углеводородного сырья и сопутствующих продуктов весьма велика угроза воздействия на такие компоненты окружающей среды, как приземный воздух, почвы, поверхностные и подземные воды, геологическая среда. Охрана недр и окружающей среды в процессе разработки нефтегазовых месторождений является одним из основных условий рациональной разработки залежей углеводородов.

11.1 Оценка воздействия на окружающую среду

Основными загрязняющими веществами в процессе разработки газоконденсатных залежей являются природный (углеводородный) газ, газовый конденсат и продукты их сгорания, некоторые химреактивы, используемые в процессе промывки скважин и др.

Источники загрязнения окружающей среды при разработке месторождений следующие:

- устье скважин, выбросы вредных веществ возможны при нарушении герметичности в устьевой аппаратуре, при ремонтных работах и освоении скважин;

- промысловые газосборные трубопроводы вследствие порывов и неплотностей;

- сепарационное и технологическое оборудование для подготовки газа.

Мероприятия по охране окружающей природы в процессе эксплуатации газоконденсатных залежей должны быть направлены на недопущение или снижение загрязнения окружающей природы, вызванного производственным процессом.

Охрана атмосферного воздуха

Основная продукция, получаемая в процессе эксплуатации месторождения (природный газ, конденсат), в своем составе содержит токсические компоненты, которые представляют определенную опасность для окружающей среды.

Загрязнение атмосферного воздуха при разработке газоконденсатных залежей может происходить при:

- исследовании газоконденсатных скважин;

- продувке скважин и газопроводов (шлейфов) в атмосферу;

- утечке газа через неплотности технологического оборудования на УКПГ и скважинах;

- аварийных выбросах в атмосферу.

Для предотвращения и максимального снижения выбросов вредных веществ в атмосферу при разработке газовых и газоконденсатных залежей Коробочкинского месторождения необходимо предусмотреть комплекс воздухозащитных мер.

Для начала испытаний скважин необходимо проверить и обеспечить герметичность и надежность фонтанной арматуры, факельных линий, установки для разделения продуктов испытания (сепаратора), замерных устройств, гидроизоляцию факельного амбара.

Исследование скважин в процессе их эксплуатации должны осуществляется в газопровод с полной утилизацией углеводородов (без выпуска газа в атмосферу).

С целью снижения выбросов загрязняющих веществ в атмосферу в период неблагоприятных метеорологических условий, а также в жаркий период времени освоение и исследования скважин с выпуском газа в атмосферу не допускаются.

В случае крайней необходимости в выполнении этих работ должны быть проведены мероприятия по снижению выбросов, в которых необходимо предусмотреть:

- инвентаризацию источников выбросов в окружающую среду, предусмотренных технологической схемой;

- для каждого источника определить состав выбросов, дебит, возможную периодичность и т. д.

- график продувок скважин и технологического оборудования с минимальным выпуском в атмосферу углеводородов;

- комплекс исследований и замеров по контролю за состоянием атмосферного воздуха с целью определения концентрации вредных веществ.

В местах возможной загазованности атмосферы необходимо осуществлять контроль за состоянием воздушной среды, отбор проб воздуха на анализ.

В случае повышения предельно-допустимых выбросов в результате аварии или предусмотренных технологией выбросов в атмосферу предприятие обязано в установленном порядке сообщить об этом органам, осуществляющим государственный контроль за охраной атмосферы и принять меры по уменьшению выбросов вредных веществ и ликвидации последствий загрязнения атмосферы.

Охрана водной среды

Охрана водной среды должна предусматривать:

- соблюдение основ водного законодательства и нормативных документов в области использования и охраны водных ресурсов;

- осуществление мер по предотвращению и ликвидации утечек сточных вод и загрязняющих веществ в поверхностные и грунтовая воды, а также в горизонты подземных вод;

- очистку сточных вод и недопущение сброса в водостоки, водоемы и подземные водонасыщенные горизонты неочищенных сточных вод;

- строгое соблюдение требований по проектированию, строительству и эксплуатации водозаборов подземных вод,

- систематический контроль за состоянием водной среды, особенно на территории действующего газодобывающего предприятия.

Особыми объектами охраны являются эксплуатируемые водоносные горизонты и водозаборы хозяйственно- питьевого значения.

Контроль за охраной водной среды должен представлять собой систему мер, направленных на получение систематической информации о состоянии и степени загрязнения водной среды, прогнозирование этих процессов с целью разработки мероприятий, обеспечивающих ликвидацию загрязнения и соблюдение промышленным предприятием установленного порядка охраны водной среды.

Водоохранные мероприятия должны предусматривать как профилактические, так и специальные работы. К профилактическим относятся: выбор местоположения промышленного объекта (УКПГ, скважины), могущего вызвать загрязнение водной среды; по сети наблюдательных пунктов; соблюдение зон санитарной охраны водозаборных сооружений.

Специальные мероприятия должны предусматривать локализацию и ликвидацию очагов загрязнения, создание непроницаемых завес (валов) вокруг очагов загрязнения, бурение защитных рядов специальных скважин и т. д.

Ответственность за охрану водной среды от загрязнения промышленными и бытовыми отходами, за соблюдение зон санитарной охраны водозаборов несет газодобывающее предприятие.

Охрана земель, лесов

Загрязнение грунта в процессе эксплуатации Коробочкинского месторождения может происходить в результате воздействия сточных вод, химреагентов, конденсата, горючесмазочных материалов, хозяйственно- бытовых сточных вод, бытовых отходов и т. д.

Мероприятия по предотвращению вредного воздействия производственного процесса по добыче газа на окружающую среду должны предусматривать следующее:

- хранение твердых химреагентов в специальных емкостях;

- жидкие химреагенты и конденсат хранить в металлических емкостях;

- в случае попадания продуктов производства за пределы газодобывающего объекта производить срочную локализацию, сбор и вывоз на пункты сбора;

- при необходимости ремонта эксплуатационных скважин производить снятие и складирование плодородного слоя почвы, после завершения работ предусмотреть очистку площадки и ее рекультивацию;

- строительные работы в лесных массивах и в непосредственной близости от них, а также другие работы, которые могут привести к уничтожению леса, проводить не рекомендуется.

Охрана недр.

Охрана недр газовых и газоконденсатных месторождений- главное условие рациональной разработки и состоит в предотвращении потерь газа, конденсата и пластовой энергии, а также сопутствующих полезных ископаемых. Она должна предусматривать систему мер, направленных на полное извлечение и рациональное использование полезных ископаемых, предотвращение загрязнения недр, а также осуществления контроля за их охраной.

Охрана недр в процессе эксплуатации месторождения.

Охрана недр в процессе разработки газовых и газоконденсатных залежей предусматривает систему мер, направленных на полное извлечение полезных ископаемых, предупреждение загрязнения и осуществление контроля за охраной недр.

Для обеспечения равномерного и полного извлечения запасов газа и конденсата и осуществления контроля за их выработкой рекомендуется:

- систематически проводить замер добываемой продукции (газ, конденсат, вода);

- обеспечить постоянный учет потерь добываемой продукции;

- не реже одного раза в два года производить замер пластовых и устьевых статических давлений, химического состава добываемой продукции;

на основании результатов исследований осуществлять постоянно контроль за распределением давления по скважинам, взаимодействием отдельных блоков, характером перемещения "газ-вода";

осуществлять геофизический контроль за состоянием продуктивной части разреза, характером насыщения коллекторов, особенно в скважинах, где были зафиксированы межколонные газопроявления;

своевременно производить работы по изоляции обводнившихся продуктивных горизонтов или по ликвидации скважин.

Мероприятия по профилактике и борьбе с осложнениями, возникающими в процессе разработки месторождения, должны предусматривать:

комплекс исследований по контролю за техническим состоянием скважин и обводнением продуктивных горизонтов;

мероприятия по борьбе с коррозией скважинного оборудования;

капитальный ремонт скважин.

12. Геолого - экономическая оценка месторождения

Коробочкинское месторождение расположено на территории промышленно развитого района Харьковской области. Выгодное географическое положение определяет его экономическую ценность.

Месторождение было открыто в 1979 году. На дату подсчета запасов пробурено 17 поисково - разведочных скважин и 7 эксплуатационных. Общий метраж поисково - разведочного бурения - 58381 м.

В результате поисково - разведочных работ были установлены пластовые залежи газа приуроченные к визейскому ярусу нижнего карбона.

Общие затраты на поиски и разведку Коробочкинского месторождения составили 43182,393 тыс. руб.

По геологическим причинам ликвидированы скважины №№ 1, 2, 3, 4, 5, 7, 8, 9,10, 12, 2 Леб., 3 Леб., их стоимость - 26629,53 тыс. руб.

Четыре скважины переданы в эксплуатацию, пересчетная стоимость их - 17801,091 тыс. руб.

Стоимость семи эксплуатационных скважин - 20077,221 тыс. руб.

Экономическая оценка приводится в таблице 4

Таблица 4 Геолого - экономическая оценка Коробочкинского месторождения.

Отчисления на разведку газа (руб./тыс. м.3)

29,34

Подсчитанные запасы на 1 руб. затрат (м.3)

983,7

Средняя себестоимость добычи газа (руб./тыс. м.3)

110,73

Средняя стоимость подсчитанных запасов газа (тыс. руб.)

789705

Заключение

Разработка Коробочкинского месторождения осуществляется с 1990 года согласно проекту, выполненному УкрНИИГазом на утвержденные ГКЗ запасы газа 3996 млн. м3 . Кроме того, с учетом прироста на Лебяженском своде (после бурения скважин 100, 101) в объеме 324 млн. м3 , суммарные запасы газа составили 4255 млн. м3 .

Эксплуатация месторождения осуществляется 10 скважинами - 2 на Ртищевском и 8 на Коробочкинском и Лебяженском сводах.

На начало 2000 года из месторождения добыто 571 млн. м3, т. е фактическая добыча значительно ниже проектной, что объясняет в первую очередь неподтвержденностью подсчитанных запасов газа.

С использованием новых материалов бурения, сейсмических исследований, ГИС - контроля скважин и результатов опробования, уточнена геологическая модель месторождения, исходные параметры и произведен пересчет запасов газа объемным методом. Пересчет произведен не по продуктивным толщам, как это было ранее, а по горизонтам, составляющим единые пластовые системы (В - 14- 16, В - 17 - 18, В - 19, В - 22 - 24). В результате установлено уменьшение объемов запасов, связанное прежде всего со значительным уменьшением площади газоносности. Запасы газа категории С1 по новым данным оцениваются в объеме 1725 млн. м3 , С2 - 60 млн. м3

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены