1.1 Краткая геологическая характеристика сеноманской залежи Ямбургского месторождения
Ямбургское газоконденсатное месторождение открыто в 1969 г. Район Ямбургского месторождения отмечается крайне неблагоприятными гидрогеологическими условиями, связанными с наличием мощной толщи многолетнемерзлых с поверхности пород.
Месторождение представляет собой комплекс многопластовых залежей, продуктивные горизонты которых приурочены к сеноманским и нижнемеловым (валанжин) отложениям.
Cеноманская залежь, содержащая основные запасы газа, имеет размеры 170х50 км, этаж газоносности 220 м, общая площадь газоносности -- 4655 км2, залегает на глубинах от 1000 м до 1200м. Залежь -- пластово-массивного типа, водоплавающая.
Сеноманская продуктивная толща представлена песчаными, песчаноалевритовыми, глинисто - алевритовыми и глинистыми породами. Вверху перекрывается толщей глин и подстилается на всей площади ее распространения водоносной толщей.
В целом по залежи коллекторы характеризуются высокими значениями открытой пористости, 30 %, среднее значение проницаемости по керну 0,68 мкм2 (680 мДарси) и 0,54 0,69 мкм2 (540 690 мДарси) по данным ГИС, газонасыщенность достигает 75 %.
По химическому составу газ сеноманской залежи однотипен с газом сеноманских залежей других месторождений Севера Западной Сибири. Состоит на 99 % из метана.
Начальное пластовое давление 11,73 МПа (117,3 ата), пластовая температура 296 303 К (2330 ОС) у газоводяного контакта (ГВК).
Сопоставление запасов газа сеноманской залежи, подсчитанных различными способами в 1995г., подтверждают начальные запасы газа, утвержденные в ГКЗ в 1983г., в объеме более 4 трл.м3.
Неокомская залеж
Проектом разработки выделено два эксплуатационных объекта
Особенностью продуктивных пластов является низкая их песчанистость, 1050%. Средняя проницаемость по пластам изменяется от 3,6 до 15,1х10-3 мкм2 (3,6-15,1 мДарси), значение газонасыщенности по керну 5760%, по ГИС 6670%.
Конденсатосодержащий газ валанжинских залежей содержит около 90% метана, более 3% углеводородов С5+ , азот, углекислый газ.
Начальное потенциальное содержание конденсата в пластовом газе по первому объекту эксплуатации принято 128г/м3, по второму эксплуатационному объекту 109112г/м3.
Коэффициент извлечения конденсата - 0,68.
Начальное пластовое давление первого эксплуатационного объекта 26,72МПа (267,2 ата), пластовая температура 344 К (71ОС). Начальное пластовое давление второго эксплуатационного объекта 32,40МПа (324,0 ат), пластовая температура 355359К (8286 ОС).
Утвержденные в 1985г. в ГКЗ начальные запасы газа нижнемеловых залежей около 1,5 трл.м3, конденсата более 200 млн.т . На Рис.2.1 отображена карта.
- Введение
- 1. Общие сведения о месторождении
- 1.1 Краткая геологическая характеристика сеноманской залежи Ямбургского месторождения
- 1.2 Краткие сведения о геологическом изучении и истории открытия месторождения
- 1.3 Тектоника
- 1.4 Краткая литолого - стратиграфическая характеристика разреза
- 1.5 Газоконденсатная характеристика месторождения
- 1.6 Характеристика исходного сырья
- 1.7 Характеристика изготовляемой продукции
- 2. Состояние разработки Ямбургского ГКМ
- 2.1 Конструкция скважин ЯГКМ
- 3. Газовые гидраты
- 3.1 Условия образования гидратов
- 3.2 Образование гидратов в скважинах и способы их устранения
- 4. Предупреждение образования гидратов природных газов и борьба с ними
- 4.1 Ввод ингибиторов, используемых при ликвидации гидратных пробок
- 4.2 Ингибиторы для борьбы с образованием гидратов
- 4.2.1 Ввод метанола
- 4.7. Методы предупреждения образования гидратов
- 1.4 «Методы предупреждения образования гидратов в газопроводе»
- 1.7.Ингибиторный способ борьбы и предупреждения гидратообразования
- 13 Гидраты природных газов и их влияние на процессы разработки месторождений.
- 15. Отложение солей при добыче нефти
- 20. Основные осложнения возникающие при добыче природного газа.
- 3. Осложнения, возникающие в процессе добычи газа, и мероприятия по их устранению.
- Мероприятия по предупреждению гидратообразования
- 10.1. Методы предупреждения образования гидратов углеводородов