Социальные и правовые проблемы экономического развития (стр. 4 )

Исследованиями нефти охарактеризованы горизонты: I-nс – 1 пробой из скв. 48, II-nс – 2 пробами из скв. 21, IV-nс, пл. «А» – 1 пробой из скв. 48, V-nc - 2 пробами из 2-х скважин (1 и 33), II+IIIА-nс - 3 пробами из скв. 34.

Свойства нефти в пластовых условиях

В 2016 г. при исследовании физико-химических свойств нефтив пластовыхусловиях в 2-х скважинах 48 (инт. 485-490м, 570-578м, 644-646м, 654-658м) и 49 (инт. 605-608м, 784,6-786м, 794,9-796,5м), пробы оказались некондиционными для проведения экспериментальных исследований из-за высокого содержания воды  и низкого содержания нефти в пробоотборниках. Исследование глубинных проб выполнено в лабораторииДепартамента аналитических исследований ТОО «КазНИГРИ» аккредитованной на техническую компетентность с компанией «CNLC».

Отчеты по исследованиям скважин, представлены в книге4.

При подсчете запасов характеристика пластовой нефти неокомских продуктивных горизонтов месторождения Даулеталы принята по аналогии с соседним месторождением Кырыкмылтык (из отчета по пересчету запасов 2010г.), имеющими схожее геологическое строение, и близкие термобарические условия.

Результаты анализов пластовых проб нефти приведены в таблице 4.2.1.

Плотность пластовой нефти изменяется в пределах от 0,9058 г/см3 до 0,9114 г/см3, в среднем составляя0,9076 г/см3. Пластовая нефть характеризуется давлением насыщение от 0,44 до 0,51 МПа, при температуре 21°С и Рпл.=3,75 МПа, газосодержанием от  2,52 до 4,18 мі/т, в среднем по горизонту-3,3 мі/т. Объемный коэффициент в среднем по горизонту составляет-1,01. Пересчетный коэффициент соответственно равен-0,990, динамической вязкостью – 599 мПа∙с.

Гидрогеологическая характеристика месторождения

Характеристика водоносного горизонта

Площадь Даулеталы характеризуется слабым развитием поверхностных вод.

Во время снеготаяния в нескольких оврагах, расположенных на площади, скапливается небольшое количество воды, которое в летнее время высыхает. Здесь также находится несколько колодцев. Питаются они из маастрихтского водоносного горизонта. Мощность горизонта не превышает 5 метров, глубина зеркала воды от поверхности находится на уровне от 3 до 10 метров. Вода по вкусовым качествам слабо соленая, дебит не превышает 500 л/час.

При бурении структурно-поисковых и глубоких скважин водопроявлений не отмечалось. По данным электрометрии и гаммакаротажа в разрезах структурно-поисковых скважин в нижнем мелу отмечены водоносные горизонты. Испытание их не производилось.

В скважинах 1, 33 при испытании на нефть и газ была получена пластовая вода. В скважине 1 опробовано шесть горизонтов, из которых получены притоки воды. Соленость воды изменяется в пределах 9,93-16,23оВе. Вода III класса, хлоркальциевого типа. В скважине 33 из интервалов 741-745 м получена вода соленостью 15,7оВе.

Полученную воду использовали при бурении скважин как техническую.

Другие гидрогеологические исследования на площади не проводились.

Анализ имеющихся гидрогеологических данных показывает, что в целом по гидродинамическим и гидрохимическим показателям площадь Даулеталы не отличается от соседних площадей, где были установлены ограниченные по запасам залежи нефти.

В пределах Прикаспийского бассейна выделяются два типа водонапорных систем элизионный и инфильтрационный, состоящие из нескольких нефтегазоводонапорных комплексовУ нижнемелового, юрского, верхнепермско-триасового, нижнепермского, каменноугольного и возможно верхнедевонского.

Для площади Даулеталы изученный разрез заканчивается нижнепермскими отложениями кунгурского яруса, поэтому гидрогеологическая характеристика разреза приводится  с верхнепермских отложений.

Верхнепермско-триасовый водонапорный комплекс состоит из преимущественно терригенных отложений. На соседних площадях он представлен всеми тремя отделами, а на описываемой территории это нерасчлененная толща пермотриаса. Водовмещающими породами являются пески, песчаники, алевролиты, перекрытые глинистыми пластами. По сравнению с нижнемеловыми и юрскими породами они менее водообильны.

Область инфильтрационного питания водоносных горизонтов комплекса по своим размерам значительно меньше нижнемелового и юрского комплексов.

Воды этого горизонта изучены на месторождениях Орысказган и Кырыкмылтык.

На площади Кырыкмылтык в скв. I при испытании триасовых горизонтов получены притоки пластовой воды соленостью 13,5 и 18,30Ве, удельного веса 1,14 г/см3. Дебит воды 52,8 м3/сут при среднединамическом уровне 678 м.

По данным анализов она относится к хлоркальциевому типу, к III классу.

Значение коэффициента изменяется в пределах от 2,50 до 4,05. Жесткость 470 мг-экв.

Юрский нефтегазоводонапорный комплекс включает в себя водоносные горизонты всех отделов и представлен терригенными образованиями, состоящими из разнозернистых песков, песчаников и алевролитов, перекрытых глинистыми пластами.

На значительной территории Прикаспийского бассейна верхнеюрские глинисто-карбонатные образования представляют водоупор для песчано-глинистых горизонтов.

Чаще юрские отложения представлены средним отделом, а верхний и нижний размыты.

Месторождение Кырыкмылтык, находящееся в непосредственной близости от описываемой площади, по юрско-меловому комплексу в гидродинамическом отношении приурочено к области разгрузки при инфильтрационным режиме вод, характеризующемся затрудненным водообменном.

В гидрохимическом плане оно приурочивается к зоне распространения вод различной минерализации (до 200 г/л), относящейся к средней гидрохимической зоне.

На месторождении Кырыкмылтык юрский горизонт вскрыт и опробован в скв. 1 (интервал 944-951 м), где получен интенсивный приток пластовой воды удельного веса 1,15 г/см3, соленостью 18,20Ве. Дебит воды 40,8 м3/сут при динамическом уровне 452 м, жесткость 209,46 мг-экв. По характеристике Пальмера вода относится к III классу хлоркальциевого типа.

Нижнемеловой нефтегазоводонапорный комплекс литологически сложен терригенными образованиями У неокома, апта, нижнего и среднего альба и сеномана. Водовмещающими породами являются разнозернистые пески и песчаники, перекрытые глинистыми пластами, мощность и количество которых увеличивается в направлении к Каспийскому морю. Подземные воды этого комплекса залегают в довольно широком диапазоне глубин не только в региональном плане, но и в пределах отдельно взятых солянокупольных структур. Водообильность пород этого комплекса колеблется в широких пределах и обуславливается, главным образом, фильтрационно-емкостными свойствами пород-коллекторов.

Физические свойства и химический состав пластовых вод

Всего на месторождении физико-химические свойства пластовых вод продуктивных горизонтов меловых отложений изучены по 11 пробам из 4-х скважин (1, 33, 48, 49), из них одна проба из скважины 48 (инт.654-658м) признан некондиционным, так как состав пластовый воды резко отличается на фоне остальных проб. Не кондиционная проба не учитывалась при определении средних значений параметров.

Пробы воды были проанализированы в лаборатории ТОО НИИ «Каспиймунайгаз», ТОО  «КазНИГРИ» с компанией «CNLC». (книга 4)

Сведения о физических свойствах воды и химическом составе приведены в таблице 5.1.1.

Горизонт - III-nс. Состав и свойства вод изучены по 2 пробам воды из 2-х скважин 48 (инт.570-578м) и 49 (605-608м).

Минерализация пластовых вод изменяется от 160,4 до 167,4 г/л, среднем составляет 163,9г/л. Плотность вод при 200С изменяется от 1,115 до 1,120г/см3 и в среднем составляет - 1,119г/см3, рН среда от 6,4 до 7,7, общая жесткость 134,2-231,8 мг-экв. По классификации тип воды относятся к хлориднокальциевым.

Горизонт - IV-nс. Состав и свойства вод изучены по 2 пробам воды из 2-х скважин 48 (инт.644-646м) и 1 (653-663м).

Минерализация пластовых вод изменяется от 145,4 до 155,2 г/л, среднем составляет 150,3 г/л. Плотность вод при 200С изменяется от 1,110 до 1,116 г/см3 и в среднем составляет - 1,113 г/см3, рН среда от 6,5 до 7,3, общая жесткость 29,97-208,94 мг-экв. По классификации тип воды относятся к хлориднокальциевым.

Горизонт - V-nс. Состав и свойства вод изучены по 2 пробам воды из скважин 1 (инт.737-748м), 33 (инт.741-745м).

Минерализация пластовых вод изменяется от 160,9 до 175,8 г/л, среднем составляет 168,3г/л. Плотность вод при 200С изменяется от 1,120 до 1,125г/см3 и в среднем составляет - 1,122г/см3, рН среда от 6,4 до 6,6, общая жесткость 32,8-550 мг-экв. Воды по классификации относятся к рассолам, хлоридно-кальциевого типа.

Горизонт - VI-nс. Состав и свойства вод изучены по 1 пробе воды из скважины 1 (инт.757-759м).

Плотность при 200С - 1,125г/см3, рН среда слабощелочная 6,55, общей минерализацией – 162,2 г/л, жесткостью – 35,26 мг-экв. По классификации тип воды относятся к хлориднокальциевым.

Горизонт - VII-nс. Состав и свойства вод изучены по 2 пробам воды из скважины49 (инт.784,6-786м, 794,9-796,5м).

Минерализация пластовых вод изменяется от 165,9 до 167,7 г/л, среднем составляет 166,8г/л. Плотность вод при 200С изменяется от 1,115 до 1,116г/см3 и в среднем составляет - 1,116г/см3, рН среда от 7,4 до 7,6, общая жесткость 254,1-344,1 мг-экв. Воды по классификации относятся к рассолам, хлоридно-кальциевого типа.

В целом минерализация пластовых вод по некомским (K1-ne) продуктивным горизонтам в среднем составляет 154,4 г/л. Плотность вод при 200С составляет - 1,112 г/см3, рН среда от 7,0, общая жесткость 192,9 мг-экв. Воды по классификации относятся к рассолам, хлоридно-кальциевого типа.

Верхнеюрский горизонт - J3. Состав и свойства вод изучены по одной пробе из скважины 1 (инт.855-867м). Вода характеризуется плотностью при 200С - 1,074г/см3, рН среда слабощелочная – 4,75, общей минерализацией – 199,3 г/л, жесткостью – 23,62 мг-экв. По классификации тип воды относятся к хлориднокальциевым.

Оценка воздействия проектируемых работ на атмосферный воздух.

При выполнении работ загрязнение атмосферного воздуха происходит вследствие выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от оборудования и автотранспорта буровой установки (химическое загрязнение) и вследствие воздействия на окружающую среду теплового, электромагнитного излучения, акустических колебаний (шум) и механических вибраций (физическое загрязнение).