Месторождение Амангельды

Резкое увеличение углов  падения в приразломной части  структуры Амангельды показывает, что  разломное нарушение в складчатом основании по отложениям нижнего карбона представляет, вероятно, флексурно-разрывную зону. Направление падения этой зоны сейсморазведкой не определено. Для большинства разломных нарушений Шу-Сарысуйской депрессии установлен взбросовый тип с образованием крутых надвигов. Выпуклый характер флексурно-разломной зоны в сторону опущенного блока подтверждает, что она также представляет крутой взброс с падением на северо-запад.

Вертикальная амплитуда  смещения пород нижнего карбона  в южной и центральной части структуры достигает 200 м и уменьшается в северной части до 100 м. Внутренняя граница флексурно-разрывной зоны в центральной части структуры проходит около 100 м ниже отметки свода.

Сейсморазведкой и бурением установлено, что по кровле нижнего  визе структура замыкается между изогипсами  1900 - 1960 м (средняя 1930 м). Её амплитуда с учетом средней изогипсы составляет около 300 м, размеры 13 x 5 км. В северо-западной части, в основном за пределами замыкающей изогипсы, она осложнена структурным выступом северо-западного простирания.

Структура Амангельды II  представляет брахискладку того же простирания с амплитудой более 50 м. Сводовой частью она непосредственно примыкает к флексурно-разрывной зоне с юго-востока, то есть представляет полу антиклиналь примыкания к разлому, расположенному на опущенном блоке.

Под залежью газа понимаются локальные промышленные скопления этого полезного ископаемого в проницаемых коллекторах ловушек различно- го типа. Размер залежи и ее объемная форма во многом определяются ловушкой и типом газосодержащего природного резервуара.

Газ, нефть и вода располагаются  в ловушке как бы слоями. Будучи наиболее легким, газ занимает кровельную часть природного резервуара, под  покрышкой. Ниже поровое пространство заполняется нефтью, а еще ниже - водой. Часто встречаются в недрах чисто нефтяные залежи,  когда отсутствуют скопления газа.

По сложности геологического строения продуктивных горизонтов залежи делятся на две основные группы:

а) простого строения - продуктивные горизонты характеризуются относительной выдержанностью литологического состава, коллекторских свойств и продуктивности по всему объему залежи;

б) сложного строения - разбитые тектоническими нарушениями на ряд  изолированных блоков и зон, или  залежи, имеющие изменчивый характер продуктивных горизонтов.

Состояние газа характеризуется  тремя параметрами - давлением, температурой и плотностью. Количество растворяющегося в жидкости газа зависит и от поверхностного контакта газа с нефтью.

В газонасыщенном коллекторе может быть как повышающее, так и понижающее проникновение: сопротивление бурового раствора - 0,01-5,0 Ом*м; радиус скважины - 0,108-0,5м; сопротивление зоны проникновения - 10-150 Ом*м; радиус зоны проникновения - 0,2-2,0м; сопротивление пласта - 30,0-200 Ом*м.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5. Характеристика нефтегазоносных залежей

Пористость коллекторов 21,6%, проницаемость 0,012 мкм², коэффициент газонасыщенности 0,84. Пластовые давление и температура 23,7 МПа и 65°С. Начальный дебит газа 313,4 тыс. м³/сут на 11,5-мм шайбе. Покрышкой залежи служат базальные слои средневизийских карбонатно - терригенных пород с пластом ангидритов в основании. Толщина последнего 6 - 8 м. Пластово-сводовая, литологически экранированная газовая залежь в серпуховских известняках имеет минимальную глубину в своде 1722 м и высоту 120 м.

Залежь недоразведана. ГВК условно принят на отметке   1426 м. Общая толщина газоносного  горизонта, состоящего из двух - четырех  пластов, в скважинах 1 и 11 от 20 до 26 м, эффективная толщина 10,4 м. Коллекторы порового и каверново - порового типов, представлены светло - серыми мелкодетритовыми известняками и известковистыми песчаниками. Их открытая пористость 10 - 14 %, проницаемость 0,001 - 0,146 мкм², коэффициент газонасыщенности 0,57 - 0,73. Начальное пластовое давление 21,3 МПа. Начальный дебит в скважине 1 на 7-мм штуцере 26 тыс. м³/сут. Локальной покрышкой являются одновозрастные известняки, ангидриты и аргиллиты общей толщиной до 175 м.

Залежь в нижнепермских  сульфатно-галогенно-терригенных отложениях пластово-сводовая, литологически экранированная. Ее глубина в своде 850 м, высота 308 м. ГВК принят на отметке - 782 м. Общая толщина продуктивного горизонта 270 м, эффективная толщина 28,5м. Газонасыщенные песчаники и алевролиты относятся к коллекторам порового, трещинно - порового и порово - трещинного типов с открытой пористостью 15% и проницаемостью 0,14 мкм². Коэффициент газонасыщенности 0,75. Начальное пластовое давление 13,2 МПа. Начальный дебит газа 182,9 тыс. м³/сут на 15,9-мм шайбе. Покрышкой залежи служат терригенно-галогенные отложения кунгуского возраста толщиной до 500м,

 

5.1.Качество газа

Физико-химические свойства и состав газа нижневизейского газового горизонта  изучены  по 57 пробам.

Основным компонентом  газа месторождения Амангельды является метан. Содержание метана не превышает 80 % объема, в основном, находится в пределах 67 - 79 %, среднее содержание его по залеже 74%. Азот изменяется от 2 до 20 %, среднее содержание - 9 %. Сероводород отсутствует, лишь в единичном случае равен 0.07%. Среднее значение компонентов в молярных процентах равны: этана - 11.37%, пропана – 5.08%, бутана - 1.58%.

Содержание гелия варьирует  от 0.03 до 0.09, аргона 0.008 - 0.09%, среднее значение соответственно 0.059% и 0.052.

Состав газов верхнетурнейско - нижневизейских отложений, %: метан 67,25-86,2, этан 4,52-10,53, пропан 2,86-5,2, н-бутан 0,82-0,95, изобутан 0,42-0,57, пентан 0,74-1,12, азот и редкие 4,16-14, углекислый газ 0-2,22, гелий до 0,19. Отмечается присутствие конденсата до З0г/м³.

Состав газов серпуховской залежи, %: метан 81,45, этан 9,99, пропан 3,0, н-бутан 0,54, изобутан 0,38, пентан и высшие 1,54, азот и редкие 2,9, углекислый газ 0,2. Концентрация гелия не определялась. Содержание конденсата 12,85 г/м³. В последнем присутствует сера в количестве 0,016%.

Состав газов нижнепермской  залежи, %: метан 9,47-26,05, этан 0,21-1,97, пропан 0,02-0,49, н-бутан 0,07-0,09, изобутан 0,03-0,04, пентан и высшие 0,06-0,16, азот и редкие 70,92-87,02, гелий 0,04-0,24, углекислый газ 0,15-1,3.

Залежь характеризуется  следующими средними значениями параметров:

удельный вес - абсолютный 0.869 г/см³,  относительно по воздуху 0.721 г/см³; коэффициент сверхсжимаемости - 0.05; поправка на отклонение от закона Бойля - Мариотта - 1.18; поправка за температуру 0.86.

 

5.2.Степень разведанности месторождения

   Структура Амангельды выявлена в 1969 - 1970 годах и изучена сейсморазведкой МОВ в 1972 - 1974  годах. Месторождение открыто в 1975 году, получен промышленный приток углеводородного газа при испытании в открытом стволе из отложений нижнего визе. В период 1976 - 1982 годах Южно Казахстанской нефтеразведочной экспедицией произведено глубокое   поисково - разведочное бурение для подсчета запасов углеводородного газа и подготовке месторождения к разработке.

Месторождение   Амангельды   находится   в   стадии  эксплуатации,   поэтому,  считается   хорошо   изученным.  

Запасы газа всех залежей (в том числе азота и гелия  в пермской залежи) в 1981 году утверждены в ГКЗ СССР. После утверждения  в ГКЗ СССР пробурены и испытаны скважины 17 и 18 Амангельды. С 1982 года по настоящее время месторождение Амангельды находится в эксплуатации рисунок 1.1. С учетом выявленных запасов, месторождение Амангельды имеет перспективы роста объемов газодобычи в последующие 20 лет до  0.7 - 1.0 млрд куб. м в год. Первый факел голубого топлива на месторождении вспыхнул 14 декабря 2001 года. Запасы Амангельдинской группы месторождений оцениваются в 25 млрд куб. м газа.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Заключение

Поисково - разведочное бурение на площади Амангельды ведется с целью разведки и эксплуатации газоконденсатного месторождения. На данный момент на месторождении пробурено 26 поисковых скважин. Планируется пробурить еще 3 разведочные и в дальнейшем эксплуатационные скважины. Главным объектом является выявление перспектив газоносности пермских отложений, выявленных  скважинами № Х , №Y и №Z. Планируется пробурить скважину №А в западном направлении от скважин № Х , №Y и №Z для уточнения литологического состава пород, для подсчета запасов и оценки перспективных газовых залежей на данном интервале.  А так же для уточнения строения пермских горизонтов и вскрытия подсолевых отложений каменноугольной системы, выявленных в пробуренных ранее скважинах, с интервала 1100 метров и ниже, планируется пробурить скважину № М восточнее скважин  № Х , №Y и №Z, а скважину № B планируется пробурить западнее скважин № Х , №Z и восточнее скважины № Y.

Заложив скважины №А, №B и №М предполагается уточнить литологический состав пород, проследить тектонические нарушения и литологические неоднородности, содержание газа в солевых отложениях, более детально разведать надсолевые, солевые и подсолевые отложения, оценить перспективы газовых отложений и оптимального заложения разведочных скважин.

Разведочную скважину №М заложим  восточнее района работ скважин №Х ,  №Y и №Z,  с целью выделения газонасыщенных коллекторов подсолевых отложении нижней перми до глубины 2331.0 м. По  предварительному анализу планируется провести полный комплекс ГИС в интервале 1800.0-2331.0 м электрическими методами, радиоактивными, кавернометрией, акустическим каротажем и инклинометрией.

Вторую проектную скважину №А  планируется заложить западнее эксплуатационных скважин глубиной  до 2000 метров. Эта скважина представляет интерес   для подсчета запасов и оценки перспективных газовых залежей. После проведения работ эту скважину можно использовать как нагнетательную.

А третью скважину №В планируется заложить западнее скважин № Х, №Z и восточнее скважины №Y с проектной глубиной до 2250 м. Эта скважина закладывается с целью прослеживания тектонических нарушений и литологических неоднородностей, а также уточнения литологического состава пород. Планируется провести полный комплекс  ГИС и в дальнейшем скважина будет использована  как нагнетательная.

Скважины №А, №В и №М рекомендованы к заложению с целью сгущения разведочной сети для более полной информации о месторождении.

 

 

 

 

 

 

Список  использованной литературы

1  Бакиров  А.  А. и др. Геология нефти и  газа, М., Недра, 1990, 240

2  Бакиров  А.  А. и др. Геология и геохимия  нефти и газа, М., Недра, 1982, 168

3  Габриэлянц Г.  А. Геология нефтяных и газовых  месторождений, М., Недра, 1984

4  Надиров Н. К. Нефть: вчера,  сегодня, завтра, Алма-Ата, 1984