Система сбора и подготовки газа на примере 13 УКПГ Уренгойского месторождения

Дипломная работа - Геодезия и Геология

Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология

Скачать Бесплатно!
Для того чтобы скачать эту работу.
1. Пожалуйста введите слова с картинки:

2. И нажмите на эту кнопку.
закрыть



льное простирание и по замыкающей изогипсе 2700 м имеет длину 95 км и ширину 15 - 21 км. Амплитуда вала 160 м. В пределах вала выделяются наиболее приподнятые северный (скв. 80) и южный (скв. 56) купола, а также более пологая центральная приподнятая зона с двумя вершинами (скв. 104, скв. 58). Северный купол по изогипсе - 2600 м имеет размеры 25 9 км, амплитуду - 58 м. Центральная зона оконтуривается изогипсой 2610 м, имеет размеры 29 5,5 - 10,5 км и амплитуду 29 м. Южный купол по изогипсе 2640 м имеет размеры 22,5 9,5 км амплитуду 71 м. Углы падения западного крыла вала (один-два градуса) более крутые по сравнению с восточным крылом (один градус - один градус 20 минут).

По кровле сеномана вал представляет меридионално вытянутую структуру и по оконтуривающей изогипсе - 1200 м имеет размеры 12031 км и амплитуду 240 м. Северный купол и центральная приподнятая зона объединяются в единую структуру, а южный купол выделяется самостоятельно. Падение западного крыла по сравнению с восточным более крутое. Структура Уренгойского вала в меловых отложениях носит унаследованный характер. Ось вала в нижнемеловых отложениях практически совпадает с осью вала по сеноманским отложениям. Единственно, в интерале нижнемеловых отложений Уренгойский вал более узкий и с меньшей амплитудой.

 

1.4Нефтегазоносность

 

В разрезе Уренгойского месторождения выявлено два продуктивных комплекса: сеноманский и нижнемеловой. Сеноманский газоносный комплекс залегает на глубинах 1000-1200 м и представлен единой газовой залежью, которая введена в промышленную эксплуатацию в 1978 на максимальный объем добычи газа 250 млрд. м3 в год. По существу система структур, составляющих собственно Уренгойскую антиклиналь и примыкающих к ней поднятий (Ен-Яхинское, Песцовое и Северо-Уренгойское) являются одной крупнейшей залежью, обьединенной единым водогазовым разделом. Отделяются структуры от Уренгойской залежи различными по ширине и высоте седловинами. Наиболее широкая седловина связывает Уренгойскую структуру с Ен-Яхинской (до 20 км), наиболее узкая (до 5 км) - Северо-Уренгойской.

Фильтрационно-емкостные параметры:

- открытая пористость 28 - 35%;

проницаемость0,3 мкм2 - 3,5 мкм2;

газонасыщенность70 - 74%;

начальное пластовое давление12,25 МПа;

средняя температура залежи31С.

Нижнемеловой газоконденсатный комплекс залегает в интервале глубин 1750 - 3650 м и характеризуется многопластовостью, наличием в разрезе значительного количества газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей, низкими фильтрационно-емкостными характеристиками коллекторов, относительно высоким начальным содержанием тяжелых углеводородов в пластовом газе и другими особенностями.

С 1971 на месторождении начинается планомерная разведка глубоких горизонтов нижнего мела. В нижнемеловых отложениях Уренгойского месторождения выявлено свыше 25 залежей углеводородов (рисунок 1.2), связанных с пластами / горизонтами: ПК18, ПК21, АУ9, АУ10, БУ0, БУ1-2, БУ5, БУ80, БУ8, БУ9, БУ10-11, БУ121, БУ122, БУ13, БУ14, залегающими в интервале глубин 1780 - 3050 м. Кроме того, имеют место газопроявления в интервалах ачимовской пачки на глубине 3450 - 3500 м. Промышленная эксплуатация продуктивного комплекса началась в 1985 поэтапным освоением и вводом в разработку залежей конденсатосодержащего горизонта в соответствии с Комплексным проектом разработки. составленным в 1979 и Дополнениям к нему (1982) на максимальный объем добычи газа соответственно 30 млрд. м3 и 6,2 млн. т. в год.

В настоящее время в разработке находятся газоконденсатные залежи I-IV объектов эксплуатации и нефтяные оторочки на трех участках месторождения. Подготовлены к промышленному освоению, но не введены в разработку газоконденсатные залежи пластов ПК21, АУ9, БУ15, БУ16, а также ачимовской толщи, расположенные в пределах лицензионного участки ДП Уренгойгазпром.

Статиграфически основные продуктивные горизонты нижнего мела соответствуют сортымской свите берриас - валанжина и тангаловкой свите валанжин - готерива. Диапазон нефтегазоносности нижнемеловых отложений охватывает низы прокурской свиты ПК18, ПК21, группы АУ, пласты БУ0 - БУ5, (все пласты газонасыщеные), пласты БУ80, БУ8, БУ9, БУ10-11, БУ 121, БУ13, БУ14 (нефтегазонасыщенные), пласты БУ122, БУ15, БУ16, БУ17 (газонасыщенные).

При проектировании разработки все продуктивные пласты нижнего мела с учетом их положения в разрезе, термодинамических условий, близости фильтрационно-емкостных характеристик коллекторов и насыщающих их флюидов, а также других особенностей сгруппированы в четыре эксплуатационных объекта.

В пределах Южного купола (УКПГ-1АВ) 1 эксплуатационный объект включает разведанные залежи в пластах ПК18, ПК21, АУ10, БУ0, БУ5, а также залежи, выявленные по данным ГИС (категория С2) в пластах ПК16 и БУ1-2 [2].

Залежь в пласте ПК18 залегает на глубинах 1745-1790 м и обладает максимальной площадью газоносности на Южном куполе. В контуре газоносности находятся 7 разведочных и 52 эксплуатационных скважины.

Залежь плата ПК21 по площади меньше вышезалегающей, располагается на глубинах 1890-1925 м. водоплавающая ГВК с учетом вновь пробуренных эксплуатационных скважин принят по данным ГИС на а.о. - 1858 м.

Небольшая залежь в пласте АУ10 залегает на глубинах 2245-2260 м. В принятом при утверждении запасов этой залежи в ГКЗ СССР варианте корреляции пласт БУ0 индексировался как БУ3.

 

Рисунок 1.2 - Схематический геологический разрез Уренгойского НГКМ

 

С учетом дополнительных данных ГИС по эксплуатационным скважинам ГВК опушен до а.о. - 234

s