шарувата неоднорідність як за площею, так і по розрізу.
Коефіцієнт піщанистого (КПЕС) по родовищу змінюється від 42,4% (скв. 38) до 100% (вкв. 3, 34, 40, 377, 379). Середнє значення КПЕС одно 82,8%. Високі значення промислово-геологічних параметрів приурочені до сводовой частини структури (до ділянок максимальних товщин). Коефіцієнт проникності по свердловинах змінюється від 91мД (скв. 358) до 1969мД (скв. 37). Сводовая частина представлена ??високопроніцаемого породами.
сеноманського товща має складну будову і являє собою чергування порід колекторів і неколлекторов.
Колекторами газу є пісковики і алевроліти, які характеризуються слабкою ступенем цементації. Зміст цементу в колекторах становить 5-10% іноді досягаючи 20%.
Склад цементу глинистий, представлений гідрослюда, хлоритом, каолинитом. За типом цемент поровий і плівковий-поровий. Колектори ПК1 володіють високими фільтраційно-ємнісними властивостями.
Охарактеризовано сеноманського продуктивна товща керном в 13 свердловинах. З газонасиченої частини винесено 90м керна (22,6% від сумарної ефективної товщини). Сумарний винос керна склав 153,14м, що свідчить про низьку охарактеризування пласта ПК1 керном.
Всього з колекторів сеноманской товщі виконано 73 визначення пористості і 14 - проникності.
Пористість по керну змінюється від 29,5 до 47%, середньозважене значення становить 36,6%. Коефіцієнт пористості, визначений за даними ГДС. дорівнює 35,5%.
Коефіцієнт початковій газонасиченості по ГІС складає 0.76 (див.табл. 2.1.).
Якісних прямих визначень проникності по керну не отримано. За ГІС проникність визначена по залежності Кпр=f (Кпеф) і складає 988 мД.
Фізико-хімічна характеристика вільного газу.
сеноманського газова поклад охарактеризована двома аналізами по вкв. 33 і 34. Для газу сеноманской поклади характерна відсутність або дуже низький вміст важких вуглеводнів. Вміст метану становить 98,23%, етану - сліди, пропану - 0,01 - 0,03%, бутанів - 0,02 - 0,06%, пентану + вищі - 0,03%. Вуглекислий газ міститься в кількості 0,04%. Азот, гелій і аргон присутні в дуже малих кількостях, відповідно: 1,62 - 2,18%; 0,02%; 0,01%. Відносна щільність становить 0,564.
Компонентний склад газу сеноманской поклади визначений за шести пробам з 8 свердловин. Природний газ має метановий склад. Вміст метану змінюється від 98,02% (скв.12) до 98,96 (скв.1).
Вищі гомологи метану представлені етаном - 0,06. Вміст вуглекислого газу варіює від 0,04 (скв.12) до 0,43 (скв.10), азоту 0,64 - 1,95%, сірководень відсутній, водень виявлений у трьох пробах в кількості 0,02%, вміст гелію становить 0,02% - 0,017%, аргону - 0,02%.
Среднекрітіческіе параметри газу становлять: среднекрітіческое тиск - 4,6МПа, среднекрітіческая температура 189,93 ° К.
Температурні умови надр.
Для вивчення температурного режиму при випробуванні свердловин замерялась пластова температура одночасно з вимірами пластового або забійного тиску. Більшість замірів приурочено до продуктивним нафтовим пластам і характеризують нижню частину розрізу.
Запис геотермічного градієнта проведена в скв.30. Свердловина перебувала в стані спокою 56 діб. Середня температура продуктивних пластів визначалася по лінії, побудованої за точковим вимірами, на рівні середнього положення ГВК або ВНК. Температура продуктивної товщі сеномана становить 320С, пласта БП110- 780С, БП111-800С, БП112-780С.
3. Технологічна частина
3.1 Стан розробки
Розробка Вингаяхінского родовища газу знаходиться в початковій стадії освоєння, тому технологічні показники розробки газового покладу вибиралися, враховуючи ряд факторів геологічного, технологічного і техніко-економічного характеру.
До геологічним чинників відносяться, в першу чергу, особливості геологічної будови, фільтраційно-ємнісні характеристики покладів і величини запасів газу. Сеноманського газова поклад Вингаяхінского родовища є водоплавної масивного або пластово-масивного типу і залягає на невеликій глибині. Запаси газу порівняно невеликі - 100 млрд.м3. Для покладів подібної будови і з такими запасами, як показує досвід розробки аналогічних родовищ, оптимальним рівнем річних відборів газу в основний період розробки є щорічний видобуток 3 - 5% від величини початкових запасів газу.
З технологічних, основним чинником, що обмежує видобуток газу, є продуктивність видобувних свердловин. Як показують результати газодинамічних досліджень розвідувальних свердловин, очікувана продуктивність покл...
