Литолого - стратиграфическая характеристика вскрытых отложений

Введение

Системы сбора и подготовки нефти и газа предназначены для выполнения следующих операций:

1) измерение дебитов нефти и газа;

2) транспорт нефти, газа и воды от скважин к сборным пунктам;

3) сепарация нефти от газа;

4) отделение нефти от свободной пластовой воды;

5) деэмульсация (обезвоживание) и обессоливание нефти;

6) стабилизация нефти;

7) очистка и осушка нефтяного газа;

8) очистка пластовой воды.

Системы сбора и подготовки нефти и газа состоят из системы трубопроводов, замерных и сепарационных установок, резервуарных парков, установок комплексной подготовки нефти и воды, насосных и компрессорных станций. Трубопроводы от скважин до замерных установок называют выкидными линиями. Выбор системы сбора определяется условиями добычи нефти и газа на данном месторождении – составом и физическими свойствами нефти, устьевыми давлениями и температурами, газовым фактором, сеткой расположения скважин, рельефом местности.

Геология

Общие сведения о районе исследования

Мирненское ГКМ разрабатывается ООО «Газпром добыча Краснодар» на основании лицензии на «Право пользования недрами с целью добычи газа».

Регистрационный номер лицензии – СТВ 00496 НЭ.Срок действия – с 08.12.2000 по 01.08.2014.

Мирненское ГКМ расположено в 130 км к востоку от г. Ставрополя. На Мирненском ГКМ выделено три эксплуатационных объекта I₂, Iз и I₄ про­дуктивные пласты, приуроченные к нижнемеловым отложениям. В ОПЭ месторождение введено в 1966 году на основании ПД – «Временная технологическая схема разработки Мирненского месторождения».

По имеющимся геолого-промысловым материалам запасы газа возможно было оценить по категории С₁ только по I₂ пласту. Запасы газа, определенные объем­ным методом по категории С₁, составили 20 млрд.м³. Максимальный годовой отбор по результатам газодинамических расчетов определен в объеме 1,5 млрд.м³ фондом 19 скважин.

Подсчет запасов газа

Подсчет запасов газа по нижнемеловым залежам Мирненского ГКМ проведен в 1968 году. Запасы газа по категории В+С1, определенные объемным методом, составили: пласт I₂, – 50,3461 млрд.м³ , пласт Iз – 5,5132 млрд.м³ , пласт I₄ – 2,8387 млрд.м³; в целом по месторождению – 58,698 млрд.м³. Запасы газа утверждены ГКЗ СССР (протокол №5503 от 16.10.1968),

В 1969 году выполнена технологическая схема разработки Мирненского месторождения (н.мел) на утвержденные запасы газа продуктивных пластов I₂, I₃ и I₄ вобъеме 58,698 млрд.м³. По результатам ТЭР рекомендован вариант разработки месторождения 120 эксплуатационными скважинами с максимальным годовым отбором 5,0 млрд.м³ газа из пластов I₂, I₃ и I₄. При этом пласт I₂ рассматривался как самостоятельный эксплуатационный объект, пласты I3 и I4 предполагалось разрабатывать совместной сеткой скважин.

С момента подсчета и утверждения запасов, с 1968 по 1971 годы, на Мирненском ГКМ было пробурено 8 разведочных и 66 эксплуатационных скважин. Полученный геолого-промысловый материал позволил уточнить начальные запасы газа ниж­немеловых залежей.

Сотрудниками лаборатории промысловой геологии СевКавНИИгаза в 1972 году пересчитаны запасы газа объемным методом и по МППД. В отчете пласт I2 впервые рассматривался как группа пропластков.

Определенные по МППД запасы газа I₂, пласта составили 36 млрд.м³, I₄ пласта – 16,3 млрд.м³. Запасы газа I_з пласта определены в объеме 5,5 млрд.м3 и равны ранее утвержденным. Запасы газа утверждены по пластам I₂ и I₄ Геологическим управлением Мингазпрома (протокол № 11/72 от 15.11.1972).

Проект разработки I2 пласта Мирненского ГКМ составлен СевКавНИИгазом в 1972 году на уточненные по МППД запасы газа 36,0 млрд.м3 (запасы конденсата 1480 тыс.т). По проекту рассматриваемый эксплуатационный объект было рекомендовано разрабатывать 62 скважинами с максимальным годовым отбором: газа 4,0 млрд.м3, конденсата 53 тыс.т. Проект разработки утвержден Рабочей комиссией Мингазпрома в апреле 1973 г. (протокол № 15/73).

В 1972 году составлен проект ОПЭ газоконденсатной залежи пласта I₄. Прогнозные показатели разработки рассчитывались на уточненные по МППД запасы газа 16,3 млрд.м (конденсата 1322 тыс.т). Рекомендован вариант, предусматривающий разработку залежи 75 скважинами с максимальным годовым отбором газа 1,4 млрд.м³. Проект ОПЭ утвержден Рабочей комиссией Мингазпрома в апреле 1973 г, (протокол № 16/73).

С 1968 по 1972 годы пласты I2 и I4 разрабатывались как самостоятельные экс­плуатационные объекты, а с 1973 года – совместно-раздельной сеткой скважин.

В 1974 году ПДК Мингазпрома:

- утвердила прирост начальных запасов газа пласта I4 в количестве 11,159 млрд.м³; запасы газа составили 13,998 млрд.м³по категории С₁;

- списала начальные запасы газа I₂ пласта в количестве 10,070 млн.м3 ; запасы газа составили 40,276 млрд.м3 по категории С₁.

Проект разработки пласта I₄ выполнен СевКавНИИгазом в 1975 году. В работе уточнены запасы газа по МППД. Запасы газа составили 11,5 млрд/м³, конденсата 935 тыс.т. По результатам ТЭР к внедрению рекомендован вариант с максимальным годовым отбором 1,2 млрд.м3 газа и 61 тыс.т конденсата. Число эксплуатационных скважин 64, из них 14 скважин, обеспечивающих совместную эксплуатацию 1₂ и 1₄ пластов. Анализ разработки 1₂ пласта выполнен в 1975 году. В работе проведено уточнение запасов газа объемным методом и по МППД. Дня дальнейшего проектирования принята величина запасов, определенная по МППД – 28,3 млрд.м³. На уточненные запасы газа рассчитаны прогнозные показатели разработки месторождения. Рекомендован вариант с максимальным годовым отбором газа по месторождению 1,2 млрд.м3 конденсата 15,8 тыс.т. Эксплуатационный фонд – 50 скважин, из них 14 скважин совместно дренирующих I₂ и I₄ пласты.

Переоценка запасов газа нижнемеловых залежей (продуктивные пласты I₂ и I₄) Мирненского ГКМ проведена в 1977 году. Запасы газа пересчитаны тремя методами: объемным, по МППД и методом удельных объемов дренирования. После сопоставления результатов, полученными разными методы, запасы газа определены в объеме:

- 37,9 млрд-м³ по I₂ пласту;

- 9,5 млрд.м по I₄ пласту.

По состоянию на 01.01.1982 на Мирненском ГКМ пробурено 23 разведочных и 110 эксплуатационных скважин, из месторождения отобрано 32,4 млрдли³ газа и 1491 тыс.т конденсата. Полученные геолого-промысловые данные позволили провести переоценку запасов газа и конденсата. Уточненные начальные запасы по категории В + С₁ составили:

- по I₂пласту: газа - 29,634 млрд.м³, конденсата — 1333,9 тыс.т;

- по I₃ пласту: газа - 5,266 млрд-м³, конденсата - 460,5 тыс.т;

- по I₄ пласту: газа - 12,628 млрд-м³, конденсата -1101,1 тыс.т.

Пласт I₃ разрабатывается с 1982 года (по официальным документам) одной скважиной № 152. За период с 1986 по 1988 годы с I₂ и I₄ пластов переведены на пласт I₃ 11 скважин. Залежь разрабатывалась без составления ПД с годовым отбором газа не более 14 млн.м3 в год, что составляет 0,3 % от начальных утвержденных в 1968 году запасов (5,5132 млрд.м³).

В 1989 году составлен проект ОПЭ пласта 1₃ на НБЗ газа 5,5132 млрд.м3 , конденсата – 453.3 тыс.т. В проекте ОПЭ рассматривалась возможность разработки залежи пласта I3 только скважинами, переведенными с выше- и нижележащих эксплуата­ционных объектов. По рекомендуемому варианту максимальный годовой отбор 16-ю скважинами составит 64.2 млн.м3 газа и 1,8 тыс.т. конденсата.

В 1992 году выполнена работа по пересчету начальных запасов газа Мирненского ГКМ. Данная работа, практически, явилась продолжением отчета по пере­счету запасов, выполненного в 1982 году. В работе 1992 года учтены новые дан­ные по разработке нижнемеловых залежей и разведки. Полученный геолого­промысловый материал подтвердил точность определения начальных запасов газа представленной ранее геологической модели месторождения. НБЗ газа согласно протоколу ЦКЗ РАО «Газпром» от 02-03.03.1993 составили по категории В + С1

- по I2 пласту: газа - 29,635 млрд.м³, конденсата - 1251 тыс.т;

- по I3, пласту: газа - 5,266 млрд.м , конденсата - 427 тыс.т;

- по I4, пласту: газа - 12,628 млрд.м³, конденсата - 1024 тыс.т;

- по месторождению в целом: газа - 47,529 млрд.м ; конденсата - 2702 тыс.т.

В 1993 году на утвержденные начальные запасы газа I₂ и I₄ пластов составлены коррективы к проекту разработки. По рекомендуемому варианту предусматрива­лась разработка пластов существующим фондом скважин. Пять эксплуатационных скважин по пласту I₂, восемь эксплуатационных скважин по пласту I4 и две скважины, совместно эксплуатирующие пласты I2 и I4. Максимальный отбор газа из пласта I2 по проекту составил 19,8 млн.м³, из пласта 1₃ - 14,5 млн.м .

Проект разработки пласта I₃ составлен на утвержденные начальные запасы газа 5266 млн.м3 в 1993 году. По проекту, на основании ТЭР, рекомендован 4 вариант разработки залежи. По предложенному варианту максимальный годовой отбор газа из пласта составил 75,8 млн.м3, эксплуатационный фонд 23 скважины. Продуктивный пласт предполагалось разрабатывать скважинами возвратного фонда, переведенными с I2 и I4 пластов.

Мирненское газоконденсатное месторождение расположено в 130 км к востоку от г.Ставрополя. В административном отношении месторождение находится в Благодарненском районе. Ближайшая железнодорожная станция – г.Благодарный, который расположен в 30 км и соединен с селом Мирное асфальтированным шоссе.

Месторождение подключено к магистральному газопроводу Мирное - Изобиль­ное Диаметр газопровода - 1020 мм. Изучаемая территория представляет слабовсхолмленную равнину. Рек с постоянным водотоком на территории нет. Климат района - умеренно континентальный.

Водоснабжение населения осуществляется из артезианских скважин, пробуренных на сарматские отложения.

Южнее месторождения (около 70 км) производится разработка залежи строительного песка и стекольного сырья.

Обзорная схема района месторождения представлена на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 – Схема района месторождения

Литолого - стратиграфическая характеристика вскрытых отложений

Наиболее древними отложениями, вскрытыми скважинами Мирненского месторождения, являются дислоцированные сланцы, песчаники и аргилиты. Выше залегают пестоцветные глины толщиной от 0 до 90м. Их перекрывают апт-альбские отложения толщиной от 386 до 492м и верхней части которых выделяет шесть песчано-алевролитовых пластов. Отложения верхнемелового отдела представлены известняками и мергелями толщиной от 152 до 211 м. Палеогеновая система представлена палеоценовыми эоценовыми и олигоценовыми отложениями. Верхняя часть разреза включает отложения неогеновой системы, которые литологически выражены глинами и прослоями алевролитов и глинистыми садками сармата. Общая толщина миоцена от 450 до 520 м. Плиоцен представлен песчаными глинами и песками понтического яруса и континентальными отложениями армавирской свиты общей толщиной 134 м.

В тектоническом отношении Мирненская структура расположена в пределах Мирненско-Арзгирской структурной зоны. Нижний структурный этаж сложен дислоцированными породами палеозоя, залегающими на глубине около 2850-2900 м.

Верхний структурный этаж представлен осадками мезокайнозойского возраста и формировался в типично платформенных условиях.

Продуктивные пласты сложены алевролитами и песчаниками с прослоями аргиллитов. Песчаники, хорошо проницаемые, характеризуются небольшим содержанием цементирующего материала (до 12 %), высокой пористостью (до 32 % до 44 %) и проницаемостью до 260х10^-15 м². Алевролиты плотно сцементированные, характеризуются наличием большого количества цемента (от 20 % до 40 %) по типу базального, по составу глинистого, слюдистого, иногда обогащенного фосфатом, карбонатом, пи­ритом. Эти породы имеют низкую проницаемость или не проницаемы. Пористость составляет от 10% до 20%.