Биомаркерные технологии в повышении эффективности разработки Астраханского газоконденсатного месторождения

АННОТАЦИЯ К МАГИСТЕРСКОЙ ДИССЕРТАЦИИ 5
СПИСОК УСЛОВНЫХ СОКРАЩЕНИЙ 6
ВВЕДЕНИЕ 9
1 АНАЛИЗ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ АСТРАХАНСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 11
1.1 Общие сведения об Астраханском газоконденсатном месторождении 11
1.2 Геологическая характеристика месторождения 12
1.2.1 Литолого – стратиграфическая характеристика 12
1.2.2 Характеристика пластового флюида 27
1.3 Основные черты геологической модели Астраханского месторождения 31
2 ИЗУЧЕНИЕ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ 31
2.1 Анализ показателей разработки месторождения 31
2.2 Исследование работы фонда скважин 32
2.2.1 Анализ технического состояния эксплуатационных скважин 32
2.2.2 Анализ мероприятий по предупреждению осложнений при эксплуатации скважин и борьбы с ними 36
2.3 Обобщение опыта разработки месторождения 37
3 АНАЛИЗ ПРАКТИКИ ПРИМЕНЕНИЯ КОМПЛЕКСА ПРОМЫСЛОВЫХ, ЛАБОРАТОРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ И ПРИМЕНЯЕМЫХ ТЕХНОЛОГИЙ НА АСТРАХАНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ 38
3.1 Мониторинг для отслеживания техногенных сейсмических явлений 39
3.2 Мониторинг контроля сейсмодеформационных и флюидодинамических процессов 39
3.3 Мониторинг для контроля технического состояния скважин 40
3.4 Мониторинг на основе низкочастотного сейсмического зондирования для выявления перетоков газовых залежей 42
3.5 Мониторинг на основе пассивного микросейсмического метода для контроля скоплений пластовых флюидов 42
3.6 Мониторинг для изучения продуктивных пластов 42
3.6.1 Гидропрослушивание скважин 45
3.7 Мониторинг для контроля газоконденсатной характеристики и генезиса пластовых флюидов 46
4 ОБОСНОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ НОВЫХ ИНСТРУМЕНТОВ ГЕОХИМИЧЕСКОГО МОНИТОРИНГА ПРИ АНАЛИЗЕ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ФЛЮИДОВ АСТРАХАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 48
4.1 Изучение новых классов биомаркеров и их геохимического значения 48
4.2 Изучение методов определения биомаркеров 50
4.2.1 Обычная газовая хроматография GC-MS 51
4.2.2 Многомерная газовая хроматография MDGC 52
4.2.3 Применение хроматомасс-спектрометрии как нового инструмента контроля состава конденсата Астраханского месторождения 56
4.3 Анализ практики использования комплекса газоконденсатных исследований для геохимического мониторинга на Астраханском газоконденсатном месторождении 59
4.4 Обоснование эффективности новых геохимических критериев при анализе состава конденсата Астраханского месторождения 61
4.5 Оценка экономической эффективности применения новых геохимических критериев 66
4.5.1 Роль технологических инноваций в разведке и добыче нефти и газа в период энергетического перехода 66
4.5.2 Приблизительная оценка экономической эффективности применения новых геохимических критериев при анализе состава конденсата Астраханского месторождения 72
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 74
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 75
ПРИЛОЖЕНИЯ 78

Весь текст будет доступен после покупки

Применение методов органической геохимии является актуальным и современным подходом для определения закономерности распределения углеводородного состава в нефтях, конденсатах и рассеянном органическом веществе пород на молекулярном уровне [1].
С 1962 года данный метод использовался для поиска и определения возраста месторождений нефти по термодинамически устойчивым диастереомерам. Это обусловлено тесной связью особенного строения диастереомеров с их относительной термодинамической устойчивостью [1].
Разработка месторождений от поисков-разведки до завершающей стадии сопровождается созданием и последующим развитием информационной базы различных методов исследования. Эти исследования называются мониторингом разработки месторождений. Широко известны и применяются геофизические исследования в скважинах, гидродинамические методы, геохимические и лабораторные исследования проб жидкостеи? и газов [2].
Комплекс промысловых, лабораторных исследований и применяемых технологий АГКМ является эффективным инструментом, обеспечивающим безопасную эксплуатацию объектов промысла и неотъемлемой частью технологического процесса.
Уникальный состав продукции скважин АГКМ (суммарное количество агрессивных компонентов – сероводорода и диоксида углерода до 50% мольн.), сложный многокомпонентный состав анализируемых сред, применение разнообразных химических реагентов и технологических жидкостей, ингибиторов коррозии и гидратообразования и ряд других факторов обуславливают необходимость поиска дополнительных информативных критериев и разработки системного подхода для устранения факторов неопределенности при изучении газоконденсатной характеристики месторождения.
Потребность в более оперативном анализе состояния разработки, научном и техническом обосновании комплексного применения различных средств и назревшие проблемы добычи углеводородного сырья делают актуальным совершенствование геохимических исследований.

Весь текст будет доступен после покупки

1.1 Общие сведения об Астраханском газоконденсатном месторождении
Астраханское газоконденсатное месторождение (АГКМ) является одним из крупнейших месторождений газа и газового конденсата в России. Месторождение находится в юго-западной части Прикаспийской низменности, в 70 км севернее областного центра г. Астрахани (рисунок 1.1), и открыто в 1976 году. В 1986 году АГКМ введено в опытно-промышленную эксплуатацию.
Основная залежь АГКМ относится к карбонатным отложениям каменноугольного возраста. Район месторождения, ограниченный контуром разведанной залежи, занимает площадь 110?40 км.
Территория месторождения принадлежит аридной климатической зоне. Климат района резко континентальный, с жарким засушливым летом и холодной малоснежной зимой.

Рисунок 1.1 – Обзорная карта Астраханского свода
Площадь месторождения принадлежит водосборному бассейну р. Волги. Рельеф площади месторождения характеризуется разнообразием форм, что определяется его расположением на низменной равнине с отрицательным гипсометрическим уровнем, так и флювиальными процессами на территории, расположенной в пойме р.р. Волги и Ахтубы. Поверхность рельефа колеблется от -2 до -22 м. 1,5 м составляет глубина промерзания грунта в зимний период.
Растительность в районе характеризуется степными, полупустынными и пустынными видами. Почвенный слой здесь слабо развит и местами полностью отсутствует. Ввиду малочисленности атмосферных осадков и недостатка влаги местной гидросети, большая часть площади АГКМ для земледелия непригодна.
Помимо углеводородного сырья в разрезе АГКМ значительные запасы имеет сероводород, служащий сырьём для получения газовой серы и добываемый совместно с газом и конденсатном разрабатываемой башкирской залежи. Левобережная часть месторождения – это около 60% площади и запасов сырья. 35% запасов приходится на пойменную часть, 5% – на правобережную часть.

1.2 Геологическая характеристика месторождения
1.2.1 Литолого – стратиграфическая характеристика
По данным бурения и геофизических исследований разрез осадочного чехла АГКМ разделяется на три структурно-формационных комплекса: надсолевой, солевой и подсолевой (рисунок 1.2). По данным метода корреляционный преломленных волн и гравиразведки поверхность фундамента на левобережном блоке Астраханского свода залегает на глубинах 10-12 км.
К подсолевому комплексу относится большая часть палеозойского разреза от кровли фундамента до артинских отложений нижней перми (подошва соленосного комплекса).
Докембрийские отложения предположительно слагают комплекс пород фундамента. В составе фундамента преобладают гнейсы и метаморфические сланцы.
Палеозойская группа - PZ состоит из ордовик – силурийской, девонской, каменноугольной, пермской, мезозойская, триасовой, юрской, меловой систем.
Ордовик - силурийская система - O+S. Древнейшими отложениями осадочного чехла Астраханского свода являются отложения, вскрытые скважиной 2-Девонская, достигшей глубины 7003 м. Разрез в интервале глубин 6775 - 7003 м сложно идентифицировать из-за отсутствия корреляционной базы для данного района. Но, по аналогии с геологическим разрезом Волго-Уральской нефтеносной провинции, скважиной 2-Девонская вскрыты осадочнометаморфические породы промежуточного (O-S) комплекса. Прогнозируемая толщина отложений на Астраханском своде составляет 2-3 км.

Рисунок 1.2 – Сводный литолого-стратиграфический разрез осадочного чехла Астраханского свода

Разрез девонских отложений полностью вскрыт скважиной 2-Девонская.
Девонская система – D. Нижний отдел - D1. Отложения нижнего отдела девонской системы в объеме эмсского яруса вскрыты скважиной 2-Девонская с глубины 6570 м и палеонтологически обоснованы. Разрез представлен аргиллитами от светло-серой до зеленоватой окраски средней плотности с алевролитами и известняками. Средний отдел - D2. Отложения среднего девона вскрыты на полную мощность в левобережной части свода. Представлены эйфельским и живетским ярусами. Разрез эйфельского яруса D2еf характеризуется преимущественно терригенным составом с отдельными прослоями известняков. Живетский ярус D2g представлен толщами переслаивания различных терригенных и терригенно-карбонатных пород. Породы представлены преимущественно известняками темно-серыми, глинистыми. Песчаники имеют подчиненное значение. Толщина отложений среднего девона изменяется от 65-450 м. Верхний отдел - D3. Верхнедевонские отложения вскрыты скважинами 2-Володарская в интервале глубин 5386-5974 м, 1-Табаковская в интервале 5030-6018 м и 1, 2 и 3- Девонскими и состоит из отложений франского и фаменского ярусов. В отложениях франского века D3f выделяются преимущественно терригенный, терригенно-карбонатный и карбонатные типы пород. Нижняя часть франского яруса сложена аргиллитами, чередующимися с известняками пелитоморфными и доломитами среднезернистыми. Верхняя часть отложений франского яруса с залегающими выше осадками фаменского яруса составляет единую карбонатную формацию. Толщина франских отложений – 600-650 м. Фаменский век D3fm характеризуется преимущественно накоплением карбонатных пород. Отложения фаменского яруса представлены почти по всему разрезу доломитами светло-серыми. При вскрытии этих отложений отмечалось сильное поглощение промывочной жидкости и газопроявления. В скважине 2- Володарская в верхнедевонских отложениях отмечен выход нефти. Толщина пород фаменского яруса до 530 м.
Каменноугольная система – С. Нижний отдел - С1. В нижнем карбоне на основании палеонтологических исследований выделены турнейский, визейский и серпуховский ярусы. Литологический разрез турнейского яруса С1t сложен известняками от темно-серого цвета до черного, органогенно-детритовыми, массивной текстуры. Отложения турнейского яруса полностью вскрыты поисково-разведочными скважинами 2-Володарская, 1-Табаковская, 2 и 3-Девонские. Толщина отложений турнейского яруса составляет 190-270 м. Разрез визейского яруса С1v представлен толщей органогенных известняков. Текстура пород массивная, участками они порово-кавернозные, трещиноватые. Отложения визейского возраста полностью вскрыты скважинами, 2-Володарская, 1-Табаковская, 2 и 3-Девонские, 15-Астраханская, 16-ЮжноАстраханская, 1-Астраханская, 200-Николаевская, 2-Долгожданная, 2-Еленовская. Толщина отложений данного яруса составляет 600-650 м. Отложения серпуховского яруса С1s сложены известняками от светло-серой до темно-серой, почти черной окраски, и известняками доломитистыми, слабоглинистыми, трещиноватыми. Отложения серпуховского яруса вскрыты большим количеством скважин. В целом, толщины С1s изменяются от 26 м до 150 м. Средний отдел - С2. Его образования вскрыты большим числом скважин, расположенных в разных частях Астраханского свода. На основании палеонтологических данных в среднекаменноугольных отложениях выделен башкирский ярус С2b. Выпадение из разреза Астраханского свода пород московского яруса и верхнего карбона, по всей вероятности, обусловлено его длительным и устойчивым воздыманием в этом интервале времени. Породы башкирского яруса С2b залегают на размытой поверхности нижнего карбона. Нижнебашкирские отложения С2b1 представлены толщами известняков различного генезиса краснополянского, северо-кельтменского и прикамского горизонтов. Общая мощность башкирских отложений колеблется от 115 до 319 м и зависит от величины эрозионного среза. Верхнебашкирские нерасчлененные образования С2b2 залегают в кровле продуктивной толщи. Представлены они известняками кремовато-серыми, органогенно-обломочными. Мощность отложений изменяется от 4 м в скважине 5 Долгожданная до 24 м в скважине 1-Воложковская.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Гордадзе Г.Н., Гуриц М.В., Кошелев В.Н. Органическая геохимия углеводородов: Учебное пособие для вузов: В 2 кн. – М.: Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина, 2012, - Кн. 1 – 392 с.
2. РД 153-39.0-109-01 Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследовании? нефтяных и нефтегазовых месторождении? Применяется с 01.03.2002 Утвержден и введен в действие с 01.03.2002 г. приказом Минэнерго России от 05.02.2002 г. N 30
3. Багринцева К.И. Условия формирования и свойства карбонатных коллекторов нефти и газа – М.: РГГУ, 1999. - 285 с. 2.1-10.
4. Навроцкий О.К., Сидоров И.Н. и др. Геохимическая модель формирования АГКМ / Геология нефти и газа. – 1990. - № 7. - С.19-24. 2.1-11.
5. Нефтегазоносные провинции СССР / Под ред. Дикенштейна Г.Х., Семеновича В.В. и др. - М.: Недра, 1983 г. – 271 с. 2.1-12.
6. Нефтегазоносность Прикаспийской впадины и сопредельных районов. - М.: Наука, 1987. - 191 с. 2.1-13.
7. Перепеличенко В.Ф., Билалов Ф.Р. и др. Разработка нефтегазоконденсатных месторождений Прикаспийской впадины – М.: Недра, 1994. - 364 с. 2.1-14.
8. Перепеличенко В.Ф., Косачук Г.П. и др. Состояние и перспективы освоения ресурсов Астраханского свода / Теория и практика добычи, транспорта и переработки газоконденсата. - Астрахань, 1999. – С.12-15. 2.1-15.
9. Атлас карбонатных коллекторов месторождений нефти и газа Восточно-Европейской и Сибирской платформ. Под ред. Багринцевой К. И. – М., 2003. - 264 с. 2.1-16.
10. Особенности формирования и размещения залежей нефти и газа в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины. Под. ред. Кирюхина Л.Г. – М.: Недра - 1984.

Весь текст будет доступен после покупки