Гидродинамические исследования газовых скважин и применение их на месторождении Южно-Луговское

дипломная работа

1.2.3 Физико-химические свойства и состав пластового газа, воды

В процессе разведки месторождения при испытании скважин в период с 1975 по год ОАО “Востокгеология” проводился отбор проб газа с целью получения данных о его компонентном составе и физико-химических свойствах. Пробы отбирались в интервале глубин 1057 - 1415 м.

Компонентный состав свободных газов определялся методами газо-жидкостной и газо-адсорбционной хроматографии согласно действующим ГОСТ, физико-химические свойства рассчитывались по компонентному составу газов. Относительная плотность газа изменяется от 0,5771 до 0,6010. В составе газов основным компонентом является метан, содержание которого колеблется в пределах 90,40 - 94,64 %. Содержание тяжелых углеводородов незначительно и в сумме не превышает 1,23 % об. Гомологи метана представлены: этаном - 0,06-1,04 %, пропаном - 0-0,18 %, бутанами - 0-0,09 % и пентанами - 0-0,02 %. Распределение метана и его гомологов подчиняется ряду: СН4 > С2Н6 > С3Н8 > С4Н10 > С5Н12. В составе газов присутствуют балластные примеси в значительных количествах: от 5,07 до 9,41 %. Азот является преобладающим компонентом, на долю которого приходится до 9,01 %, содержание углекислого газа составляет 0 - 1,16 %. Гелий и водород определялись не во всех пробах. Содержание гелия составляет 0,001 - 0,012 %, водорода 0,001 - 0,027 %.

Коэффициент сжимаемости с глубиной залежей изменяется незначительно: от 0,87 (IX пласт) до 0,88 (XIIIб пласт), объемный коэффициент снижается соответственно с 0,0086 до 0,0070.

В целом, по составу и физико-химическим показателям отмечается тесная близость свойств газов всех разведанных залежей, в том числе весьма незначительное присутствие в них гомологов метана и повышенное содержание азота.

Согласно геохимической классификации газов газонефтяных залежей (И. С. Старобинец) свободный газ относится к классу углеводородный сухой (СН4 >75 %, С2Н6+в < 25 %), азотный (N2 - 5-15 %), низкоуглекислый (СО2 < 2 %), низкогелеевый (He <0,1 %). Сероводород в газах отсутствует.

Вследствие повышенного содержания азота теплотворная способность исследованных газов не высокая и составляет QB = 33640 - 35280 кДж/м3, QH = 30300 - 31780 кДж/м3. Газы месторождения целесообразно использовать для среднетемпературных процессов. Применение данного газа в качестве источника химического сырья не является целесообразным, поскольку газ обеднен тяжелыми углеводородами, представляющими интерес для нефтехимической промышленности.

Воды месторождения представлены исследованиями 26 проб в ранее пробуренных поисково-разведочных скважинах №№ 1 Юл, 4 Юл, 5А Юл, 8 Юл, 1 Зл и 2 Зл. Испытания проводились бригадой ТОО «ГЕЛИКС». Методика вскрытия и опробования водоносных объектов была аналогичной для газовых пластов. Отбор проб проводился в поверхностных условиях с устья при фонтанировании скважин. Основные сведения о пластовых водах приведены в таблице 4А - Свойства и ионный состав пластовой воды (Северный блок); приложение А.

Подземные воды Южно-Луговского месторождения согласно гидродинамической расчленённости приурочены ко второму (II) водоносному комплексу Сусунайского артезианского бассейна. Данный комплекс представлен песчано-алеврито-глинистыми породами нижнемаруямского подгоризонта (верхний миоцен), толщина которого достигает 700 м. Чередование в разрезе комплекса выдержанных по простиранию проницаемых пластов и глинистых водоупоров предопределило существование в его недрах гидродинамического режима замедленного водообмена, когда гидравлическая связь подземных вод с дневной поверхностью происходит только в областях их питания и разгрузки.

Невысокая водообильность (дебит скважин 0,5 - 8,4 м3/сут.) пород II комплекса обусловлена низкими фильтрационными показателями его коллекторов. Но на отдельных участках (скважина 5А Юл) получены притоки воды 18 - 28 м3/сут. самоизливом, что свидетельствует о высокой продуктивности скважины и вскрытой ей части разреза.

Рассматриваемое месторождение тяготеет к окончанию короткого транзитного пути метеогенных вод, стекающих с северо-западных отрогов Южно-Камышовского хребта в направлении акватории Анивского залива. Этот подземный поток инфильтрационных вод, обладающих градиентом напора до 10 - 15 м/км в принципе является разрушающим по отношению к углеводородным залежам. Однако присутствующие в разрезе II комплекса диагональные и субширотные дизъюнктивные разрушения создали барьеры фронтальному стоку подземных вод и сформировали полузакрытые от вымывания участки.

Представляется, что сохранившиеся газовые залежи месторождения обязаны не только тектоническим экранам, но, возможно, в большей мере существованием в недрах продуктивного комплекса на изучаемой площади встречного (по отношению к инфильтрационному стоку) элизионного напора подземных вод, отжимаемых из прогибов Анивского залива. Другими словами, рассматриваемое месторождение приурочено к гидродинамическому барьеру, сформированному вдоль стыка инфильтрационных и элизионных вод Сусунайского субмаринного осадочного бассейна.

Поэтому в разрезе месторождения повсеместно встречены как инфильтрогенные (преимущественно гидрокарбонатнонатриевого - ГНК - типа), так и седиментогенные (хлоркальциевого - ХК - типа) воды. Но по ионному составу пластовые воды в основном хлоридные натриевые. В отношении гидрокарбонатов наблюдается площадное изменение с некоторым снижением их содержания (от 1,1 - 1,4 г/л до 0,6 - 1 г/л) в южном направлении, что обусловлено преобладанием роли вод ХК типа в составе пластовых вод. Все подземные воды месторождения малосульфатные (1 - 99 мг/л), но в их концентрации также наблюдается тенденция снижения их количества от Северного блока к Золоторыбному.

Смешанность в пределах месторождения подземных вод разного генезиса подчеркивается и малым диапазоном изменения коэффициента метаморфизма вод, rNa / rCl = 0,96 - 1,05.

В содержании специфических компонентов (йода до 15 мг/л, брома до 35 мг/л, бора до 150 мг/л) обращает на себя внимание повышенная концентрация бора.

Состав водорастворённых газов преимущественно метановый с примесью углекислого газа (до 2,4 %). Тяжелые углеводороды присутствуют в ничтожном количестве (доли процента).

Пластовые воды месторождения относятся к слабощелочным (pH = 7,1 - 8,0) и жестким (сумма солей кальция и магния составляет 10 - 30 мг-экв.).

Геотермический режим месторождения характеризуется повышенными (относительно геотемпературного фона) значениями температур (50 - 52 0С) в разрезе продуктивного комплекса. Соответственно и средний геотермический градиент на Южно-Луговском месторождении составляет 36 0С/км.

При разработке залежей, помимо газонапорного режима, следует учитывать серьёзное влияние водонапорного режима, создаваемого напором инфильтрационных вод. Выражаться он будет (в зависимости от тектонической экранированности) в основном во фланговом подпоре газовых скоплений. Позитивный тыловой подпор с юга и юга-востока, осуществляется в основном элизионными водами. Например, скважина 5А Юл, вскрывшая в продуктивном разрезе напорные воды (самоизлив с избыточным давлением) ХК типа является показателем проявления водонапорного режима за счет напорного потенциала элизионных вод. Но недостатком данного режима является (при отборах газа) поступление ограниченных объемов отжимных вод и, как следствие, отставание во времени процесса поддержания пластового давления.

Делись добром ;)