Проектування та експлуатація Семиренківського газоконденсатного родовища (стр. 4 из 9)

В св. 9 пласт випробуваний і за даними ТДМ в інтервалі 5216-5225 м – водонасичений.

Поклад пласта В-17а2 обмежується УГВК, що відповідає абсолютній відмітці мінус 5045 м, тобто посередині між підошвою випробуваного газонасиченого пласта в св. 2, (абс. відм. мінус 5039,1 м) і покрівлею водонасиченого в св. 9 (а. в. мінус 5051,1 м). Розмір покладу 1,85 ´ 4,1 км .

Запаси покладу в межах площі обмеженої лінією НВВП проведеною по підошві газонасиченого випробуваного пласта в св. 2 на глибині 5197,6 м, що відповідає абс. відмітці мінус 5039,6 м та умовною лінією, проведеною на відстані 1000 м від св. 2 на північний захід, (блок І) за ступенем геологічного вивчення відносяться до попередньо розвіданих, за промисловим значенням – до балансових (категорія С2, код 122). Запаси решти покладу в межах УГВК (блок II) оцінені як попередньо розвідані (апробовані, категорія С2, код 112).

Пласт В-17б1 залягає нижче на 40-55 м від пласта В-17а2. Приплив газу отримано в св. № 2 після перфорації сумісно з нижнім пластом В-17б2. За матеріалами ТДМ працюючим в горизонті являється інтервал 5232,6-5245,8 м. Дебіт газу при випробуванні склав 101,6 тис. м³/добу (на штуцері 8 мм), конденсату 29,5 м³/добу. Газонасичена за ГДС товщина (hеф) становить 17,4 м, пористість 4,5 %, газонасиченість 87 %.

При випробуванні в св. 9 інтервалу 5275-5299 м отриманий приплив газу, конденсату, води: Qг = 3,45 тис. м³/добу (на діафрагмі 3 мм), Qк =1,2 м³/добу, Рпл заміряне на глибині 5390 м і дорівнює 55,69 МПа. За даними ТДМ покрівля водоносної частини пласта залягає на глибині 5293,2 м, що відповідає абс.відм. мінус 5127,7 м. Ефективна газонасичена товщина 8,8, пористість 7,3 %, газонасиченість 86 % .

В св. 4 ГВК відмічається на глибині 5283 м, що відповідає абс. відмітці мінус 5127,7, в св. 51 пласт В-17б1, газоносний за даними ГДС.

Поклад пласта В-17б1 обмежується ГВК, прийнятим за даними ГДС в св. 4 на абс. відм. мінус 5127,7 м та підтверджений випробуванням в св. 9. Розмір покладу 2,4 ´ 4,8 км .

Результати ДПР покладу (св. 2) дали змогу частину запасів в межах площі, обмеженої радіусом 500 м, проведеним навколо вибою свердловини 2, (блок І) віднести за ступенем геологічного вивчення до розвіданих, а за промисловим значенням - до балансових (категорія С1, код 111). Запаси покладу в межах площі, обмеженої лінією НВВП, проведеної по підошві газонасиченого і випробуваного пласта в св. 2 на глибині 5686,4 м, що відповідає абс. відмітці мінус 5127,7 м та умовною лінією, проведеною на відстані 1000 м на північний захід від св. 2 за винятком запасів категорії С1 (блок II) віднесено до попередньо розвіданих балансових (категорія С2, код 122).

Продуктивний пласт В-17б2 залягає на 20 м нижче пласта В-17б1. За даними ГДС пласт газонасичений в св. 2, 51, в інших (св. 4, 9) ущільнений. Газонасичена товщина в свердловині 2 - 1,2 м, в свердловині 51 – 10,4 м, пористість відповідно 7 %, 7,5-8,0 %, газонасиченість 80 і 89 %.

В св. 2 пласт розкритий перфорацією і випробуваний сумісно з пластом В-17б1 (інтервал 5272-5286 м). Дебіт газу (сумісно) склав 101,6 тис. м³/добу на діафрагмі 8 мм, Рпл дорівнює 58,51 МПа. За даними термодебітометрії підтверджується продуктивність пласта в інтервалі 5272-5277 м.

В св. 51 у виділеному за ГДС пласті В-17б2 сумарна ефективна товщина колекторів горизонту складає 10,4 м, пористість 7,5-8 %, газонасиченість 88-92 %. Поклад обмежується УГВК, що відповідає підошві газонасиченого пласта, розкритого св. 51, тобто на абс. відм. мінус 5151,4 м і границею відсутності колектора - св. 4, 9 . Розмір покладу 1,8 ´ 3,1 км.

Запаси покладу в межах площі обмеженої лінією НВВП проведеною по підошві газонасиченого випробуваного пласта в св. 2 на глибині 5285,4 м, що відповідає абс. відмітці мінус 5126,7 м та умовною лінією, проведеною на віддалі 1000 м від св. 2 на північний захід, (блок І) за ступенем геологічного вивчення відносяться до попередньо розвіданих, за промисловим значенням – до балансових (категорія С2, код 122). Запаси решти покладу в межах УГВК (блок II) оцінені як попередньо розвідані, апробовані (категорія С2, код 122).

Продуктивний пласт В-17в1 залягає на 70 м нижче пласта В-17б2. Продуктивна частина пласта В-17в1 розкрита перфорацією в св. 2 разом з нижніми пластами В-17в2 і В-18, між якими знаходяться незначного розміру аргілітові прошарки. Дебіт газу в інтервалі залягання цих горизонтів – склав 191 тис.м³/добу на діафрагмі 8 мм, дебіт конденсату – 31,2 м³/добу, Рпл на глибині 5351м становить 56,93 МПа.

При випробуванні в св. 9 інтервалу 5275-5430 м (фільтр, ПР-43), разом з пластом В-17в2 отриманий приплив газу з водою: Qг =10 тис.м³/добу (на діафрагмі 4 мм), Qк =7 м³/добу. За матеріалами ТДМ інтервал 5276-5291 м працює газом, а інтервал 5291-5300 м - водою. Інтервал 5374,4-5393,2 м за ГДС – газонасичений, а пластова вода отримана в результаті позаколонного перетоку з нижнього пласта В-17в2.

Газоносна частина покладу розкрита св. 2, 4, 9, 51. Ефективна газонасичена товщина складає 8,8-18,4 м, пористість 7,5-9,2 %. Газонасиченість 81-94 %.

Розмір покладу 2,4 ´ 4,8 км. ГВК проведено по підошві газонасиченої частини пласта на глибині 5393,2 м, що відповідає абсолютній відмітці мінус 5227,7 м.

Запаси покладу в межах площі, обмеженої лінією ГВК та умовною лінією, проведеною на відстані 1000 м на північний захід від св. 2, (блок І) за ступенем геологічного вивчення віднесено до попередньо розвіданих, а за промисловим значенням – до балансових (категорія С2, код 122). Запаси решти покладу в межах ГВК (блок II) віднесені до попередньо розвіданих, апробованих (категорія С2, код 122).

Продуктивний пласт В-17в2, як вже відмічалось вище, випробуваний в св. 2, 9 разом з пластами В-17в1 і В-18. В св. 2 за даними ТДМ встановлена працююча газоносна частина інтервалу 5369-5380 м, а в св. 9 розкрита водоносна частина покладу в інтервалі 5410,5-5422 м. Ефективна газонасичена товщина покладу розкрита св. 2, 51 і становить 7,4 м та 5,2 м відповідно, пористість 8,5 та 8,0 %, газонасиченість 90 і 80 % .

ГВК покладу встановлюється за даними ГДС та результатами пробування св. 9 на гіпсометричному рівні мінус 5245 м, що підтверджується даними св. 4 . Розмір покладу 2,1 ´ 4,5 км.

Запаси покладу в межах площі обмеженої ГВК та умовною лінією, проведеною на відстані 1000 м від св. 2 на північний захід, (блок І) за ступенем геологічного вивчення відносяться до попередньо розвіданих, за промисловим значенням - до балансових (категорія С2, код 122). Запаси решти покладу в межах ГВК (блок II) оцінені як попередньо розвідані, апробовані (категорія С2, код 122).

Результатами ДПР свердловин 4 та 51 підтверджена промислова цінність покладу, що дало змогу в центральній частині покладу на площі, обмеженій умовними лініями, проведеними на віддалі 1000 м від св. 4-2-51 в межах контуру газоносності (блок І) запаси віднести, за ступенем геологічного вивчення до розвіданих, а за промисловим значенням до балансових (категорія С1, код 111).

Решта частина покладу, як така що прилягає до більш високої категорії запасів ВВ, (блок III) оцінена як попередньо-розвідані балансові (категорія С2, код 122).

Продуктивний пласт В-18 залягає на 5-20 м нижче пласта В-17в2, випробуваний в св. 2, але припливу не одержано продуктивний по ГДС в св. 4, а в св. 51, 9 – ущільнений. Умовний ГВК проведений по підошві газонасиченого пласта в св. 4 на глибині 5438 м (а. в. мінус 5287 м) та обмежений на сході лінією літологічного заміщення, що проведена по середині між св. 2 та 51, 9. Пористість пласта змінюється від 7,5-8,3 %, ефективна товщина 4,4-7,2 м, газонасиченість 79-85 % . Розмір покладу 1,5 ´ 4,7 км.

Запаси покладу в межах площі обмеженої лінією НВВП проведеною по підошві газонасиченого випробуваного пласта в св. 2 на глибині 5400,7 м, що відповідає абс.відмітці мінус 5241,8 м лінією літологічного заміщення та умовною лінією, проведеною на відстані 1000 м від св. 2 на північний захід, (блок І) за ступенем геологічного вивчення відносяться до попередньо розвіданих, за промисловим значенням - до балансових (категорія С2, код 122). Запаси решти покладу в межах УГВК (блок II) оцінені як попередньо розвідані, апробовані (категорія С2, код 112).

Продуктивний пласт В-19, являється основним на родовищі завдяки найбільшій товщині колектора (в св. 2 hеф дорівнює 35,4 м, а в св. 4 – 17,6 м, св. 51 - 19,3 м) та розповсюджений по всій площі родовища (св. 2, 4, 51). Пласт В-19 залягає нижче від пласта В-18 на 90-100 м і являється самостійним об'єктом. Випробування пласта проведено через фільтр в св. 2, 4, 51, де дебіт газу складав 144-347,3 тис.м³/добу (на діафрагмі 8 мм). Початковий пластовий тиск, заміряний в св. 2, становить 58,7 МПа.

Пористість колектора в продуктивній частині складає 8,4-8,9 % за ГДС і 6,5-10,9 % за лабораторними даними . ГВК покладу свердловинами не розкрито .

В межах УГВК (УКГ), що відповідає підошві газоносного колектора розкритого св. 4 (а.в. мінус 5452,5 м), розмір покладу становить 3,2 ´ 7,1 км.

За результатами ДПР свердл. 4 та 51 підтверджена промислова цінність покладу, що дало змогу в центральній частині покладу на площі, обмеженій умовними лініями, проведеними на відстані 1000 м від св. 4-2-51 в межах контуру газоносності (блок І) запаси віднести, за ступенем геологічного вивчення до розвіданих, а за промисловим значенням до балансових (категорія С1, код 111).

Рис. 1.3 Схема зіставлення контурів покладів

1.2 Фізико-хімічні характеристики нафти та газу

газопромисловий родовище трубопровід сепаратор

Повний комплекс промислових і лабораторних досліджень газоконденсатних систем на Семиреньківському родовищі здійснено для непорушених розробкою покладів у горизонтах В-16б2, В-17а, В-17б та В-17в + В-18 під час випробування розвідувальної свердловини 2.

Дослідження на конденсатність на свердловині виконувалися спеціалістами ДГП “Полтаванафтогазгеологія” з використанням промислового сепаратора (метод промислових відборів) згідно з вимогами інструкції . Дебіт газу визначався діафрагмовим вимірювачем критичної течії (ДВКТ), а дебіт стабільного конденсату – у мірній ємності. Дебіт сирого конденсату перераховувався через коефіцієнт усадки, який одержано шляхом дегазації його проби за атмосферних умов із каліброваного контейнера ємністю 100 см³ з визначенням залишку стабільної рідини мірним циліндром. Газоконденсатна система горизонту В-19 (свердловини 4 і 51) досліджувалася працівниками УкрНДІГазу із застосуванням малої термостатованої сепараційної установки (МТСУ) методом часткових відборів продукції свердловини. Умови, при яких були відібрані проби відсепарованого газу, сирого і стабільного конденсатів для лабораторного вивчення, наведені в таблиці 1.1.