Нефтяное месторождение Жанажол

На месторождениях, введенных  в разработку, кроме объемного  метода используют и метод падения  пластового давления, за теоретическую  основу которого принято уравнение  материального баланса. Этот метод  позволяет оценить текущие извлекаемые  запасы газа на момент его применения в зоне, вовлеченной в разработку, и, в первую очередь, из высокопроницаемых пропластков. Вовлечение в разработку низкопроницаемых пропластков по этой методике учитывается в неявной форме. Поэтому по методу падения пластового давления определяются запасы, когда неизвестно, из каких пропластков эти запасы, с какими фильтрационными и емкостными параметрами и когда включились или включатся в разработку эти пропластки. Определяемые методом падения пластового давления запасы в целом зависят от:

·геометрии (размеров) дренируемой  зоны;

·фильтрационных и емкостных  параметров пропластков;

·параметра анизотропии;

·запасов упругих сил  водоносного бассейна;

·темпа отбора газа из месторождения;

·размещения и числа скважин  и др.

 
При подсчете запасов газа методом  падения пластового давления усредняется  практически только один параметр - пластовое давление по площади и  при значительной толщине залежи - и по толщине. Очень существенно  влияют на запасы газа по этому методу вторжение воды в залежь (не на начальной  стадии разработки), перетоки газа и ввод новых скважин или группы скважин в разработку в зоне, уже вовлеченной в разработку.

Метод в одинаковой степени  применим для отдельных скважин, кустов, УКПГ, но с одновременным  по всем скважинам, кустам и УКПГ измерением давления и отбором газа с последующим  суммированием полученных удельных запасов газа по залежи.

Отмеченные выше недостатки методов подсчета запасов могут  быть устранены принципиально новым  подходом к оценке запасов газа, каким является использование геолого-математических моделей месторождений или их фрагментов массивного и пластового типов, учитывающих как емкостные, так и фильтрационные свойства каждого  пропластка многослойного неоднородного пласта.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Заключение

 
Газоконденсатнонефтяное месторождение Жанажол. Находится в Мугоджарском районе Актюбинской области, в 240 км к югу от г. Актюбинска. Поднятие выявлено сейсморазведочными работами в 1960 г. Поисковое бурение начато в 1961 г. Первый промышленный приток нефти был получен в скв. 4 в 1978 г. из карбонатных отложений среднего карбона. Продуктивной толще был присвоен индекс КТ-1. Разведочные работы по этой толще проводились с 1978, по 1984 г. В 1981 г; при бурении разведочной скв.23 установлена продуктивность нижней карбонатной толщи (КТ-Н).

Стратиграфически продуктивная толща отнесена к каширскому горизонту московского яруса среднего карбона и верхней части нижнего карбона. Продуктивные толщи КТ-1 и КТ-П разделены терригенно-карбонатными осадками толщиной от 216 до 417 м.

Месторождение приурочено к  брахиантиклинальной складке субмеридионального простирания с углами падения крыльев от 4 до 12°.

Складка осложнена двумя  сводами - северным и южным, и тектоническими нарушениями, одно из которых проходит по западному крылу, а два других - через центральную часть поднятия.

Структура разделена на три  блока - южный, центральный и северный. Амплитуда нарушения в пределах западного крыла 100- -150 м, в центральной  части складки - 40-50 м. Размеры структуры  в пределах замкнутых изогипс -3350 и -3550 м 29x8 км. Амплитуда южного купола 200 м, северного - 400 м. Выявленные залежи относятся к массивно-пластовым сводовым с элементами тектонического экранирования.

Продуктивная толща КТ-П  сложена известняками с маломощными  прослоями доломитов. В ее пределах выделены продуктивные пачки Г и  Д.

Коллекторы поровые с  открытой пористостью 9,5- -12,6 %, проницаемостью 0,061-0,395 мкм, коэффициентами нефтенасыщенности 0,82-0,89, коэффициентами газонасыщенности 0,78-0,83. Нефтенасыщенная толщина 7,7-54 м, газонасыщенная 29,1-52,5 м. Высота залежей 50-350 м. Начальные пластовые давление и температура в пачках Г и Д составляют соответственно 37,5-39,6 МПа и 77-81°С. Дебиты нефти от 2,5 до 116 м3/сут в пачке Д и от 2 до 281 м3/сут в пачке Г. Дебиты газа достигают 219 тыс.м3/сут.

Нефть легкая, плотностью 809-827 кг/м , маловязкая, сернистая (0,7-1,11%), парафинистая (4,9-7,1 %). Содержание силикагелевых смол 4,23-6,8%, асфальтенов 0,43- -1,78 %. Выход светлых фракций до 300°С составляет 50,7 %.

Газонасыщенность пластовой нефти находится в пределах 168,2 -1319,5 м3/м3.

Газ, растворенный в нефти  пачек Г и Д, тяжелый, этансодержащий. Характерно высокое содержание тяжелых УВ - - 33,75-35,57 %, метан составляет 48,7 %. Отмечается повышенная концентрация сероводорода (до 5,97 %), в небольших количествах присутствуют азот, углекислый газ, гелий. Газ газовых шапок тяжелый, этансодержащий, доля тяжелых УВ в нем достигает 18,5 %, содержание метана 73,24 %, сероводорода 2,94 %, азота до 1,93%. Содержание стабильного конденсата в газе 614 г/м3. Плотность его 770 кг/м3. В составе конденсата присутствуют, %: парафин до 3,6, сера 0,41 и силикагелевые смолы 0,55. Выход фракций до 300°С достигает 74,6 %. 11о углеводородному составу конденсат имеет парафиновую основу. Общее содержание парафиново-нафтеновых УВ превышает 86 %. Дебит конденсата в пачке Г северного купола составляет 13,4 м7сут на 5-м м штуцере.

Подземные воды продуктивной толщи KT-II хлоридно-кальциевого типа с минерализацией 68,4-85,5 г/л. Помимо микроэлементов бора и брома в водах присутствуют значительные концентрации лития и  стронция.

Верхняя продуктивная толща  КТ-1 сложена органогенно-обломочными  известняками, доломитами и их переходнёыми разностями. Встречаются редкие прослои глин. Толща включает четыре продуктивных пачки: А, Б, В и В г Первые три пачки развиты по всей площади структуры, пачка В/ ограничена распространением в сводовой части северного купола (блок 111),

Строение и характер насыщения  продуктивных пачек в целом по толще КТ-1 позволяют объединить их в единую массивно-пластовую залежь с едиными ГНК (-2560 м) и ВПК (-2663:2650 м). Коллекторы толщи КТ-1 поровокаверновые пористостью 11-14 % и проницаемостью 0,080-0,170 мкм . Высота нефтяной части залежи достигает 100 м, газоконденсатной 200 м. Покрышкой являются глинистые породы нижней перми и галогенная толща кунгура.

Эффективная толщина коллекторов  в продуктивных пачках варьирует  в пределах 7,4-38 м, нефтенасыщенная - 7,4-18 м, газонасыщенная - 11-26 м. Коэффициент нефтенасыщенности 0,80-0,87, коэффициент газонасыщенности 0,79-0,82.

Качественная характеристика и физические свойства нефтей продуктивной толщи КТ-1 близки. Они легкие (833-836 кг/м1), сернистые (0,4-0,9 %), парафинистые (3,95 %), содержание смол и асфальтенов 4,6-5,6 %. Выход фракций до 200 °С достигает 32 %, до 300 0 С - около 55 %. По групповому составу нефти метаново-нафтеновые. Ароматические УВ имеют подчиненное значение.

Газонасыщенность пластовой нефти не превышает 263,3 м /м . Начальное пластовое давление изменяется в пределах 28,7 (пачка А) - 29,64 МПа (пач-ки В, Вг), пластовая температура 57-62 °С. Добиты нефти от 13,47 до 148 m3/сут, газа - от 93 до 148 тыс.м3/сут.

Газ, растворенный в нефти  и газоконденсатной части залежи, по составу легкий и тяжелый, этансодержащий; доля тяжелых УВ в нем изменяется от 8,5 до 19,6 %, метана - от 68,2 до 87,3 %. Содержание сероводорода 2,04-3,49 %, азота 1,02-2,19 %, углекислого газа 0,57- 1,08%, присутствует гелий в количестве 0,01-0,014%.

Содержание стабильного  конденсата в газе 283 г/м . Плотность  его 711-746 кг/м , содержание в нем серы 0,64%. В групповом составе содержится до 70 % метановых, 20 % нафтеновых и 10% ароматических У В. Дебит конденсата 34-162 м3/сут.

Пластовые воды толщи КТ-1 хлоридно-калыдиевого типа, плотностью 1,067-1,091 г/см и минерализацией 93,5-133,7 г/л.

Режим работы залежей нижней карбонатной толщи водонапорный и упруговодонапорный, верхней карбонатной  толщи - сочетание водонапорного и газового.

Месторождение находится  в разработке.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список используемой литературы

 

1. В.Я. Горфинкель. Экономика предприятия. Учебник. М."ЮНИТИ" 96Г
2. "Панорама", 17 июля 1998 года, № 28 (294)
3. "Пресс-релиз" Нефтегазовая вертикаль. N1 2000г
4. "Жидкое золото манит нас" Марат НУРГОЖИН Казахстанская правда, 1998 г
5. "Нефтяной Клондайк на грани социального взрыва" Н.ФОМИН, ЦАБ Центральноазиатский бюллетень, 1999 г, №7
6. "Панорама", 7 августа 1998 года, № 30
7. Абдулин А. А., Геология Казахстана, А. Наука, 1981
8. Абдулин А. А., Месторождения нефти и газа Казахстана, М. Недра, 1993