Проект разработки газового месторождения Амангельды

Проект разработки газового месторождения Амангельды

Проект разработки газового месторождения Амангельды

Введение

месторождение газоносный геологический

Очистка и переработка природного газа Амангельдинского месторождения позволит решить вопрос снабжения дешевым природным газом потребителей данного региона и топливным газом собственных установок по подготовке газа к транспортированию. Создание установки очистки и переработки природного газа природного газа приведет к созданию собственной инфраструктуры переработки газа и конденсата, а это в свою очередь, увеличит количество рабочих мест в этом районе.

В перспективе при увеличении объемов добычи газа и конденсата в последние годы создание очистных и перерабатывающих мощностей снимет угрозу экологических катастроф при транспортировании углеводородов, так как природный газ и конденсат Амангельдинского месторождения содержат повышенное количество токсичных компонентов.

Наиболее актуальной инженерно-экологической проблемой для нефтегазовых производств является оптимизация и комплексная автоматизация всех технологических процессов и операций по экологическим факторам.

В данной работе сделан проект разработки Амангельдинского месторождения.

.       
Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

Месторождения Амангельды находится в пределах Мойынкумского района Жамбылской области Республики Казахстан, в 170 км к северу от города Тараз (рис.1).

Географически оно расположено в юго-запада части песков Мойынкум, которые в рассматриваемом районе занимают междуречье Шу и Таласа, с юго-запада к ним примыкает предгорная равнина Малого Каратау, ветвью Большого Каратау.

В орографическом отношении район представлен бугристыми песками Мойынкум с относительным превышением (бугристых) песчаных гряд северо-западного направления до 20м.

Граница песков на юге и юго-востоке имеет северо-западное простирание, вдоль неё протекает река Талас, в припойменной части которой расположены усадьбы пункты отгонного животноводства. Абсолютные отметки рельефа местности в районе месторождения +350 - +360 м увеличиваются в районе г. Тараз до +600 м. Местность на всём протяжении равнинная вздымающаяся к югу, в сторону Тянь-Шаня. Источником водоснабжения непосредственно на площади месторождении являются колодцы и артезианские скважины, уровень в которых находятся на глубине 10-20 м от устья. Водоносные горизонты палеогена залегают на глубине 60-220 м, содержат воду с минерализацией 3-5 г/л. Дебиты воды высокие (до 45 м³/сут).

Водоснабжение бурение обеспечивалось за счёт водяных скважин. Глина для бурового раствора скважин подвозилась, в основном, с глинокарьера Кенес расположенного в 75 км к югу от месторождения. Строительный материал - гравии, песок в избытке имеется в русле реки Талас, протекающей в 75 км на юго-западе. Бутовы камень разрабатывается в 120 км на севере с. Уланбель.

Масштаб 1 : 1500000

Рисунок 1 - Обзорная карта месторождения Амангельды

Непосредственно через площадь Амангельды проходит с юго-востока (от Жамбылской ГРЭС) на северо-запад высоковольтная линия электропередачи районного значения. Населения в районе Амангельды довольно редкое. Ближайший населённый пункт - село Уюк находится в 70 км к югу реки Талас.

Основное занятие у населения - животноводство, особенно овцеводства - каракулеводства. Через месторождения Амангельды проходит шоссейная дорога, которая соединяет областной центр г .Тараз с сёлами Акколь, Уюк, Уланбель.

Топливная база в районе месторождения отсутствует. Местное население и промышленные предприятия в качестве используют, в основном, привозной каменный уголь, саксаул. Климат района резко-континентальный с сухим жарким летом (до + 40 °С) и холодной (до - 30 °С ) малоснежной зимой, продолжительность отопительного сезона 178 суток (с 15 октября по 15 апреля

.2 Стратиграфия

В пределах структуры Амангельды вскрыты отложения верхнего девона, карбона, перми, которые с угловым несогласием перекрыты мезо-кайнозойскими породами, толщиной до 400 м.

Девонская система - Д

Отложения девона вскрыты только в скважине 1, где ниже-средний девон, толщиной 160 м, представлен конгломератами и сильно уплотненными аргиллитами. Верхний девон сложен песчаниками и гравелитами с тонкими прослоями аргиллитов и конгломератов толщиной до 220 метров.

Разрез верхней части нижнесреднего девона, условно относимый к фундаменту, вскрыт скважинами 1 и 102 и представлен грубообломочными и пестроцветными, крупнозернистыми, очень крепкими кварц-полевошпатовыми песчаниками (скважина 102) и сильно уплотненными, частично рассланцованными, трещиноватыми аргиллитами. Максимальная вскрытая толщина составляет 557 м в скважине 102.

Каменноугольная система С

Отложения нижнего карбона в турнейском ярусе представлены переслаиванием песчаников и аргиллитов. Визейский ярус литологический подразделяются на нижнее- и средне-верхний подъярусы. Нижневизейский подъярус, к которому приурочена газоконденсатная залежь, сложен в нижней части аргиллитами, глинистыми песчаниками с прослоями углей (аргиллиты являются газоупором снизу для газоконденсатной залежи), а в верхней - переслаиванием песчаников и аргиллитов с пропластками известняка. Толщина до 80 м. Средне-верхний подъярус представлен в основном известняками, доломитами и мергелями аргиллитов и алевролитов. Толщина изменяется то 240 до 320 м. Серпуховский ярус сложен известняками, доломитами, в верхней части ангидритизированными аргиллитами с пропластками известняка. Толщина нижнего карбона до 800 м. Отложения среднего и верхнего карбона представлены в основании пестроцветными аргиллитами, алевролитами с прослоями песчаников, на них залегает толща красноцветных песчаников алевролитов и аргиллитов. Толщина более 700 м.

Пермская система Р

Пермские отложения расчленяются на подсоленосую, соленосную, и надсоленосую толщи. Подсоленосная толща представлена в основании аргиллитами, выше - переслаиванием песчаников, аргиллитов, часто с сульфатизированными включениями ангидрита. Толщина изменяется от 270 до 410 м. Соленосная толща представлена переслаиванием красноцветных сульфатизированных терригенных пород с прослоями галита толщиной до 500 м. Надсоленосная толща верхней Перми представлена в основании песчаниками, в остальной части - глинистыми алевролитами с прослоями песчаника. Толщина отложения изменяется от 170 до 450 м.

Мезозой - кайнозойская система Mz - Kz

Мезо-кайнозойские отложения представлены переслаиванием песков, глин и алевролитов. Толщина в пределах структуры изменяется то 178 в своде до 346 м на крыльях.

1.3 Тектоника

Месторождение Амангельды приурочено к одноименной структуре расположенной в восточной части Миштинского прогиба Мойнынкумской впадины Шу-Сарысуйской депрессии.

М 1: 300000

Рисунок 2.2. Геологический разрез месторождения Амангельды

Структура Амангельды представляет приразломную брахиантиклиналь северо-восточного простирания. Разлом, ограничивающий структуру с юго-востока, фиксируется сейсморазведкой как зона потери корреляции отложений от опорных горизонтов, что было подтверждено бурением скважин 10 и 14, которые оказались за пределами структуры Амангельды. Скважина 3 при сопоставлении разреза с соседними скважинами 11 и 18 хорошо коррелируется и абсолютная отметка кровли пласта - коллектора находятся ниже на 53 м (-1840.2м), чем в скважине 18 (-1787 м), то есть её положение согласуется со структурными построениями рядом расположенных скважин. При опробовании в этой скважине получен слабы приток газа, что также противоречит принадлежности вскрытых платов в скважине 3 к залежи нижневизейского продуктивного горизонта Амангельды. Размеры структуры по замкнутой изогипсе минус 1960 м составляют 14.2Ч6.4 км, амплитуда поднятия 260 м.

М 1: 500000

Рисунок 2.1. Структурная карта месторождения Амангельды

Поисково-разведочными скважинами выявлена газоносность турнейских, нижневизейских, серпуховских и пермских отложений.

Турнейские отложения испытаны в шести поисково-разведочных скважинах. Приток газа дебитом до 3 тыс.м3/сут, получен только в скважине 6. Во всех остальных скважинах притоков не получили или получили слабый приток пластовой воды. Так как промышленных притоков газа не получено и площадь залежи незначительна, запасы газа по турнейским отложениям не подсчитывались.

В серпуховских отложениях коллекторы распространены только в сводовой части структуры, на крыльях они замещаются глинистыми известняками и сульфатами. Горизонт испытан в 5 поисково-разведочных скважинах. Промышленный приток газа получен только в скважине 1, после соляно-кислотной обработки дебит газа составил 17.3 тыс.м3/сут. В 2-х скважинах получили незначительные притоки газа (до 3 тыс.м3/сут) даже после кислотной обработки, в одной притока не получили, в одной получили приток фильтрата бурового раствора. В эксплуатационных скважинах серпуховские отложения испытаны в двух скважинах в процессе бурения, притоков не получили. Учитывая небольшие размеры залежи, запасы газа по ней не подсчитывались.

В пермских отложениях коллекторы развиты только в северо-восточной части площади, на остальной части они замещаются глинистыми породами. К пермским отложениям приурочена газовая залежь - азотно-гелиевая.

В нижневизейских отложениях по данным опробования практически всех скважин установлена газоконденсатная залежь, которая является объектом промышленной разработки. Самая низкая отметка получения газа фиксируется в скважине 117, где при опробовании в открытом стволе получен газ до абсолютной отметки минус 1979.8 м (скважина наклонно-направленная). Учитывая, что скважина 117 наклонно-направленная и есть вероятность неправильной привязки к приведенной глубине, то нижнюю отметку получения газа в этой скважине при обосновании ГВК мы не учитываем. В скважине 5 приток газа получен до абсолютной отметки минус 1967.6 м. В скважине 9 при опробовании получена пластовая вода с абсолютной отметки минус 1979.0 м, по ГИС кровля водонасыщенного пласта фиксируется с отметки минус 1976.8 м. В скважине 13 водонасыщенный пласт по ГИС фиксируется с отметки минус 1968.6 м.

Газоводяной контакт принят единым на абсолютной отметке минус 1968 м.

Залежь газа по типу пластового резервуара пластовая сводовая, тектонически экранированная. Размеры залежи 14.8 х 7.5 км, высота - 268.8 м.

.4 Газоносность

На месторождении Амангельды выявлено газоносность нижневизейский, серпуховских и нижнепермских отложений и в соответствие с настоящим проектом нами рассматривается строение нижневизейского продуктивного горизонта и приурочений к нему газоконденсатной залежи.

В пределах нижневизейского горизонта расположено три пачки (А, Б, В,), в верхней и нижней из которых выделено по четыре пласта-коллектора и в средней - два.

Согласно принятой схеме расчленения разреза по каждому выделенному пласту подсчитаны коэффициенты распространения и слияния соседних пластов (табл.1).

Таблица 1 - Коэффициенты распространения слияния пластов

Пласты пачки А не выдержаны по площади, часто замещаются глинистыми породами. Более развитым является пласт 4, его коэффициент распространения равен 0.75, а по остальным колеблется в пределах 0.75 - 0.42 (табл. 1). В скважине 18 пачка А полностью заглинизирована. Связи между пластами как видно из таблицы не наблюдается, за исключением пластов 3 и 4, где коэффициент слияния равен 0.2. Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 0.8 (скв. 1) до 7.8 м (скв. 5), в среднем равна 3.4 м, что общей составляет 53% (табл. 2).

В пачке Б выделяется два пласта-коллектора, которые сливаясь между собой образуют единый резервуар (К_сл = 0.33). Пласт 1 имеет коэффициент распространения в пределах залежи 0.58, так как в скважинах 5,11,16,17,18 он замещен глинистыми породами. Пласт 2 менее распространен, в скважинах 4, 5, 7, 8, 15, 18 он заглинизирован. Эффективная газонасыщенная толщина варьирует от 0.8 (скв. 8) до 4.0 м (скв. 1) и в среднем составляет 2.9 м, что в процентом отношении от общей более 90%. Наиболее выдержанной является пачка В, в её пределах прослеживается 4 пласта, каждый из которых имеет коэффициент распространения более 0.75. При высоком коэффициенте слияния пластов между собой (К _сл = 0.33 и выше), пачку В можно рассматривать как единый резервуар. Общая толщина пачки колеблется от1.8 (скв. 7) до 21.2 м (скв. 3), при этом эффективная газонасыщенная толщина варьирует в пределах от 1.8 (скв. 7) до 19.0 м (скв. 5) и в среднем составляет 11.1 м (табл. 3). Основным показателями, характеризующими степень неоднородности горизонта в целом являются коэффициенты расчлененности, которые соответственно равны 5.5 и 0.518.

Таблица 2 - Характеристика толщин горизонта

Верхняя часть продуктивного горизонта переслаиванием пластов плотных мелкозернисты песчаников, алевролитов глинистых, аргиллитов плотных и слабоцементированных песчаников. Слабоцементированные песчаники средне-мелкозернистые и мелкозернистые, по минералогическому составу, в основном, кварц-полевошпатовые. Обломочный материал хорошо отсортирован. Цемент (5-20%) карбонато-глин6исты, глинисты, редко регенерационный кварцевый контактно-порового типов. В средней части содержатся пласт аргиллитов с линзовидными прослоями плотных непроницаемых алевролитов и песчаников, мощность которых изменяется от 4-5 м в южной части до 1.4.-1.8 м - в северной. Нижняя часть горизонта сложена плотными песчаниками с подчиненными прослоями алевролитов. В этой части разреза в скважинах 1, 11, 16 также присутствуют слабоцементированные песчаники. Песчаники среднезернистые, кварцполевошпатовые. Цемент глинисто-гидрослюдистый, карбонатно-гидрослюдитый порово-контактного, контактного-порового , реже, порового типов. Количество цемента 10-16 %, при поровом типе цементации-до 20%. Плотносцементированные песчаники мелко-среднезернистые, кварц-полевошпатовые. Цемент (15-20%) глинистый, карбонатно-глинисты, реже карбонатный и кварцевый, преимущественно порового, базально-порового типов. Разрез нижневизейского подъяруса, включая описаны продуктивный горизонт, характеризуется интенсивной трещиноватостью, которая отмечается во всех литологических разностях - песчаниках, алевролитах, аргиллитах, известняках и углях. Наряду с тектонической трещиноватостью, имеет место лито-генетическая микро-трещиноватость, обусловленная эпигенетическими процессами.

При имеющимся объеме информации по керну и использованном способе определения типа коллектора и его критических параметров можно говорить о породах-коллекторах порового типа с критическими значениями проницаемости и пористости 0.35 * 10^-3 мкм² и 10.5% соответственно при карбонатности до 9% и глинистости до 12.5% и о выделении в них линз пород с более высокой фильтрационно-емкостной характеристикой. Средне значения емкостно-фильтрационных свойств пород-коллекторов по керну представлены в таблице.

Средне значение пористости при расчете по скважинам составляет 0.148, средне значение проницаемости -2.7 * 10^-3 мкм². Осреднение выполнено по скважинам, так как наблюдается значительный диапазон изменений средних пористости в скважинах от 12.2% (скважина 7) до 19.3% (скважина 6). Это вызвано как условиями отбора керна, так и тем, что качество коллектора изменяется по площади.

Величина остаточной водонасыщенности оценена по керну из скважины 6, пробуренной на известково-битумном растворе. Для образцов свойства которых соответствуют принятым граничным значениям, величина остаточной водонасыщенности равна 0.19. В осреднении использовано 54 образца без трещин, диапазон изменения остаточной водонасыщенности 0.06-0.42 . Средняя величина газонасыщенности, рассчитана как 1-К_во, равна 0.81. Для остальных скважин остальных скважин остаточная водонасыщенность может быть определена по зависимости, полученной по образцам без трещин из скважин 6 (прямые определения) и описываемой уравнением К_во = 1482.1 * К_п^-1.4739 (R² = 0.78).

Таблица 3 - Статистические ряды распределения проницаемости по данным лабораторного изучения кернов

Нижневизейская газоконденсатная залежь занимает почти всю площадь структуры в пределах контура развития коллектора. Газоупором над залежью являются глинистые известняки среднего визейского подъяруса.

В работе газоводяной контакт по залежи принят на абсолютной отметке минус 1972.0 м и продуктивность её установлено опробованием скважин 5 и 9, где в первой получен газ в открытом стволе до абсолютной отметки минус 1967.6 м, а во второй - пластовая вода с абсолютной отметкой минус 1976.8 м. В скважине 13 по результатам интерпретации материалов ГИС пласты оцениваются как водонасыщенные с абсолютной отметкой минус 1968.6 м (табл. 4).

Таблица 4 - Обоснование положения раздела газ-вода