Курсовой проект "Система сбора и подготовки газа на примере 13 укпг уренгойского месторождения" Уфа 2007 Введение
 Скачать 0.72 Mb.
|
Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разрезаРазрез Уренгойского месторождения представлен породами палеозойского складчатого фундамента и терригенными песчано-глинистыми отложениями платформенного мезозойско-кайнозойского осадочного комплекса. Палеозойский фундамент На Уренгойской площади сверхглубокой скважиной СГ – 6 отложения палеозойского фундамента вскрыты на глубине 7 км. Породы фундамента представлены метаморфизированными аргиллитами и алевролитами. Скважиной 414 породы фундамента вскрыты на глубине 5385 м и представлены серыми миндалекаменными базальтами типа андезита. Триасовая система представлена 3 отделами: нижний, средний, верхний. Отложения триасового возраста представлены нижним, средним и верхним отделами. Нижний отдел включает отложения красноселькупской серии, в нижней части которой залегают эффузивные песчаники, в верхней – переслаивание песчано-алевролито-глинистых пород. Среднетриасовый отдел включает нижнюю часть тампейской серии, состоящей из пурской и нижней части варенгаяхинской свит. Отложения свит представлены терригенными породами. Верхнетриасовый отдел представлен тампейской серией, включающей варенгаяхинскюу и витютинскую свиты, которые сложены терригенными породами. Толщина триасовых отложений составляет 4-6 км. Юрская система представлена 3 отделами: нижний, средний, верхний. Тюменская свита представляет мощную толщу прибрежно-континентальных отложений, литологически состоящих из крайне неравномерного переслаивания аргиллитов, алевролитов, песчаников. Абалакская свита литологически делится на 2 подсвиты: нижнюю и верхнюю. Нижняя подсвита толщиной 49 117 м представлена аргиллитами с прослоями песчаников и алевролитов. Верхняя – аргиллитами. Меловая система состоит из песчано-глинистых отложений мегионской, вартовской, покурской, кузнецовской, березовской и ганькинской свит. Мегионская свита объединяет ачимовскую толщу, очимкинскую, южно-балыкскую и чеускинскую пачки. Ачимовская толща – это чередование песчано-алевролитовых и глинистых пород толщиной 43-157 м. К толще приурочены залежи углеводородов. Очимкинская (539-690 м) и южно-балыкская (62-103 м) пачки по каратажу и керну представлены песчано-алевролитовыми и глинистыми породами. В песчаных пластах БУ12, БУ13, БУ14 имеются углеводороды. В южно-балыкской пачке выделяются продуктивные горизонты БУ10-11. Чеускинская пачка является репером при корреляции разрезов; сложена хорошо отмученными плитчатыми глинами толщиной 14-33 м. Вартовская свита подразделяется на 2 подсвиты: нижнюю и верхнюю. Нижневартовская свита состоит из 3-х литологических пачек: правдинской, усть-балыкской и пимской, сложенных песчаниками, алевролитами и глинами. В составе правдинской пачки выделено 4 пласта БУ7, БУ80, БУ8, БУ9, три из которых продуктивны. По всей площади над пластом БУ80 четко прослеживается реперные «шоколадные» тонкоплитчатые аргиллиты 131 – 215 м. Усть-Балыкская пачка – это переслаивание мощных песчано-алевролитовых и глинистых пластов. В составе пачки из 6 песчаных пластов 2 продуктивны БУ1-2 и БУ5-6. Толщина пачки 181 – 336 м. Пимская пачка толщиной 23 – 58 м – это алевритистые аргиллиты. Верхневартовская подсвита толщиной 231 – 424 м переслаивание аргиллитов, алевролитов и песчаников. Покурская свита (апт-альб-сеноман) – чередование алевритопесчаных и глинистых пород различной толщины, плохо выдержанных по площади. К верхней части покурской свиты приурочена уникальная газовая залежь сеноманского возраста толщиной 300 – 350 м. Общая мощность отложений свиты 812 – 978 м. Кузнецовская свита сложена аргиллитоподобными морскими глинами толщиной 32 – 80 м. Березовская свита – глины монтмориллонитового состава с прослоями глинистых и известковистых алевролитов толщиной 213 – 314 м. Ганькинская свита толщиной 234 – 350 м представлена морскими глинами с прослоями алевролитов. Палеогеновая система объединяет отложения тибейсалинской, люлинворской, чеганской и атлымской свит. Тибейсалинская свита сложена глинами с маломощными прослоями песчаников и алевролитов 165 – 301 м. Люлинворская свита представлена опоковидными и диатомовыми глинами с незначительным содержанием песчано-алевролитов толщиной 49 –95 м. Атлымская свита объединяет песчаные отложения континентального генезиса толщиной 17 – 75 м. Четвертичная система представлена песками, глинами, супесями с включением гравия и галек. Толщина 18 – 140 м глинами, диатомитами. Тектоника Уренгойская площадь. Приурочена к четко выраженной антиклинальной структуре субмеридианального простирания. Максимальная амплитуда поднятия составляет 225 м. Устанавливается 2 купола: – южный, в пределах южной переклинали (УКПГ-1АС) и основной, с максимумом поднятия в районе УКПГ-8. На севере площади установлено продолжение переклинального погружения структуры в северном направлении. Это погружение выделено в отдельный Таб-Яхинский участок. По новым данным бурения по сравнению с 1979 установлено наличие расширения перешейка между Уренгойской и Ен-Яхинской структурами, в отдельных местах расширение достигает 10 – 15 км. Ен-Яхинская площадь. В отличие от Уренгойской газоносной площади Ен-Яхинское поднятие представляет собой плоскую изометрическую структуру, близкую к квадратной форме. Крыльевые ее погружения отличаются изрезанностью границ, нередко причудливых очертаний. Максимальная амплитуда поднятия достигает 80 м. Плоский свод структуры, по данным последних построений, несколько увеличился в широтном направлении. Уменьшился этаж газоносности (на 20 м) северо-восточного купольного осложнения, хотя размеры его увеличились. По существу это осложнение представляет собой северо-восточное погружение плоского свода Ен-Яхинской структуры, отделенное от него седловиной до 10 м глубины. На северо-западном крыле выделено небольшого размера погружение внутри газонасыщенной площади, где кровля сеномана опускается ниже газоводяного контакта. Разрывных нарушений по сеноману не установлено. Строение Уренгойского вала в осадочном чехле прослежено по опорным отражающим горизонтам «Б» и «Г», а также по данным бурения. По кровле пласта БУ80 Уренгойский вал имеет меридиональное 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. Нефтегазоносность 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%; – проницаемость 0,3 мкм2 – 3,5 мкм2; – газонасыщенность 70 74%; – начальное пластовое давление 12,25 МПа; – средняя температура залежи 31С. 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. – 2340 м. (сравнительно с – 2333 м. принятом при утверждении запасов в ГКЗ). Пласт БУ5 на Южном куполе залежь эта нижняя в составе I объекта и залегает на глубинах 2505–2537 м. Залежи в пластах ПК16 и БУ1-2 выделяются по данным ГИС, из них реальный интерес может представлять залежь в пласте БУ1-2, имеющая высоту 27 м. В пласте ПК16 поле газоносности приурочено к самой сводовой части Южного купола, высота залежи немного более 10 м. II эксплуатационный объект включает в себя пласты БУ80, БУ8 и БУ9. К пласту БУ8 приурочена единая газоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой кольцевого типа, окаймляющей газоконденсатную часть в пределах Северного купола (СК) и восточного склона севера ЦПЗ (центральной приподнятой зоны). На Южном куполе (ЮК), юге ЦПЗ и восточном склоне севера ЦПЗ нефтяная оторочка отсутствует. Высота газоконденсатной шапки на СК составляет 120 м (при среднем уровне ГНК – 2665 м), в северной части ЦПЗ около 100 м, на юге ЦПЗ – 95 м на ЮК также около 100 м [2]. В пределах Южного купола пласт БУ80 не имеет четкого раздела от нижележащего пласта БУ8. На основании отметок газоводяного контакта при подсчета запасов для ЮК принята модель единой залежи в пластах БУ80 – БУ8. При этом газоводяная зона расширяется до 2 – 5 км в восточной и западной частях залежи до 6 – 7 км южной периклинали и в зоне перехода от Южного купола к ЦПЗ. Залежь в пласте БУ8 также единая в пределах всех структурных элементов, по морфологии и характеру распространения нефтяной оторочки аналогична вышеописанной. К плату БУ9 приурочены две залежи УВ (углеводородов): основная охватывает Северный купол, север и юг ЦПЗ, а вторая контролируется Южным куполом. Залежь Южного купола для целей разработки можно рассматривать как чисто газоконденсатную, поскольку она не имеет столь явно выраженный по комплексу ГИС переходной зоны от газовой к водоносной части. Уровень ГВК располагается несколько ниже, чем в основной залежи и находится на абсолютных отметках 260–2686 м. Высота залежи 65 м. III эксплуатационный объект включает в себя продуктивные пласты горизонта БУ10-11 (БУ101, БУ102, БУ111, БУ11 2, БУ113) и пласт БУ121. Пласт БУ10 соответствует одному подсчетному объекту для газоконденсатной части, в нефтяном интервале пласт разделен на два объекта (БУ101 и БУ102). Наибольшую высоту она имеет на Южном куполе (106 м), на Северном куполе – 90 м и на ЦПЗ – 75 м. Ширина газовой залежи изменяется незначительно, в пределах 12 – 14 км за исключением зон сочленения между структурными элементами, где сокращается до 9 км. Ширина газонефтяной зоны составляет 1,5 – 3 км. К пласту БУ111 приурочены две газоконденсатные залежи: основная включает в себя СК+ЦПЗ и вторая связана с ЮК. Южная часть газовой шапки при сокращении ширины имеет небольшую высоту (менее 20 м). Газовая шапка нефтегазоконденсатной залежи Южного купола имеет высоту 70 м, размеры 8,5 19 км. Нефтяная оторочка кольцевая типа с узкой нефтяной зоной. По плату БУ112 поле нефтегазоносности распадается на несколько изолированных участков. В залежи Южного купола газовая шапка преобладает в объеме. Высота ее 66 м., размеры 8 9 км. Газонефтяная зона узкая, шириной преимущественно до 1 км. Пласт БУ113 содержит газонасыщенный объем только в пределах Южного купола, где газовая шапка имеет высоту 45 м и размеры 6,5 13 км. Газонефтяная зона также узкая – от 0,5 до 1 км при этом нефтяная оторочка, как и в верхних пластах горизонта БУ10-11, кольцевого типа. В пласте БУ121 по промышленным категориям разведаны и эксплуатируются 4 залежи: одна на Северном куполе, две в пределах ЦПЗ и самая крупная на Южном куполе. Максимальными запасами в пределах пласта БУ121 обладает залежь на Южном куполе, газовая часть которой имеет размеры 10 22 км и высоту 85 м. Нефтяная оторочка кольцевого типа высотой в среднем 18 м. Высота газовой шапки в пределах УКПГ – 1АВ от 30 до 70 м. IV эксплуатационный объект включает в себя пласты БУ122, БУ13, БУ141, БУ142. В пласте БУ122 имеются две газоконденсатные залежи. Основная охватывает по площади всю ЦПЗ (длина 28,5 км) и имеет ширину 9 км в зоне сочленения между ними. Высота залежи в северной части около 50 м, в южной до 55 м. На Южном куполе газоконденсатная залежь имеет размеры 8 16,5 км и высоту 58 м. На Северном куполе пласт БУ122 заглинизирован. В плате БУ13 коллекторы присутствуют на южном склоне ЦПЗ и Южном куполе. Залежь на Южном куполе газоконденсатная, но на восточном борту структуры выявлена нефтяная оторочка козырькового типа. Газовая залежь пласта БУ13 имеет размеры 8 18,5 км и высоту около 60 м. Горизонт БУ14 с учетом различия в газоконденсатных контактах разделен на два продуктивных пласта БУ141 и БУ142 имеют развитие в песчаных фракциях на всей площади месторождения за исключением Северного купола. В пласте БУ141 имеются две газовые залежи: одна в пределах Центральной приподнятой зоны, вторая на Южном куполе. К пласту БУ142 приурочены две газовые залежи в пределах ЦПЗ и одна на Южном куполе. Залежь на Южном куполе чисто газовая. Размеры залежи в целом 8 19,5 км, высота около 50 м. Таким образом, залежи продуктивных пластов, включенных в IV эксплуатационный объект, имеют распространение в пределах Центральной приподнятой (УКПГ – 5В и УКПГ – 2В) и Южного купола (УКПГ – 1АВ). При этом максимальная площадь газоносности и газонасыщенные объемы приурочены к Южному Куполу, в том числе в границах УКПГ – 1АВ. В разрезе Уренгойского НГКМ ниже горизонта БУ14 до нижележащего объекта разработки, ачимовской толщи, имеют локальное распространение продуктивные пласты БУ15, БУ16, БУ17. 1.5 Характеристика сырья и получаемых продуктов Газ сеноманской залежи имеет в основном метановый состав (от 95,4 до 99,3%). Максимальное содержание углеводородов С2+высшие не превышает 1%. Относительный удельный вес газа по воздуху 0,577 0,557, среднее – 0,563. Критические параметры: критическое давление – 4,73 МПа, среднекритическая температура – 190,5 К. Низшая теплотворная способность 32121 33472 кДж/м3. Средняя 32900 кДж/м3. Среднее содержание компонентов, входящих, в состав газа: СН4 – 98,28%; С2Н6 – 0,15%; С3Н8 – 0,002%; С4Н10 – 0,0014%; С5 + высшие – 0,0006%; СО2 – 0,35%; Н2 – 0,02%; О2 – 1,16%; N2 – отсутс.; Не – 0,013%; Н2S – следы. Содержание углеводородного конденсата – от 0,03 до 0,05 см3/м3. Для валанжинских УКПГ сырьем является пластовая смесь валанжинских залежей, состоящая из пластового газа и газового конденсата. Таблица 1.1 – Состав пластового газа
| |||||||||||||||||||||||||||