Эффективность применения горизонтальных скважин на месторождении Карачаганак по сравнению с вертикальными и наклонными

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Карачаганакское месторождение является одним из крупнейших нефтегазоконденсатных месторождений в мире. Оно расположено на северо-западе Казахстана и занимает территорию более 280 квадратных километров. По оценкам, Карачаганак содержит 9 миллиардов баррелей конденсата и 48 триллионов кубических футов газа, из которых к настоящему времени было добыто примерно 10 процентов.

С 1997 года Agip и BG занимаются разработкой и эксплуатацией Карачаганакского месторождения, передав основные эксплуатационные полномочия КПО, производственному предприятию, владельцами которой являлись четыре международные нефтяные компании, заключившие Окончательное соглашение о разделе продукции (ОСРП) с Республикой Казахстан в 1997 году: «BG Group» и «Eni S.p.A.» - совместные операторы с акционерной долей в 32,5% у каждой, «Chevron» с акционерной долей в 20% и «ЛУКОЙЛ» с акционерной долей в 15%.

Начиная с 1 июля 2012 года, национальная компания «КазМунайГаз» в лице ТОО «Компания по управлению долей в окончательномсоглашении о разделе продукции» стала партнером Карачаганакского проекта, в результате чего доля акционерного капитала была изменена следующим образом: для «BG Group» - 29,25%, «Eni S.p.A.» - 29,25%, «Chevron Corporation» - 18%, «ЛУКОЙЛ» - 13,5% и «КазМунайГаз» - 10%. ОСРП возлагает на Подрядчика ответственность за разработку месторождения до 2038 года. Пять вышеуказанных компаний, которые являются Подрядчиком, делятся своим совместным международным опытом с Республикой Казахстан с целью извлечения максимальной прибыли от Карачаганакского месторождения.

После ввода в эксплуатацию четвертой технологической линии стабилизации жидких углеводородов на КПК в 2012 году около 93 процентов добытых жидких углеводородов экспортировалось в виде сырой нефти на западные рынки по Каспийскому трубопроводному консорциуму (КТК) и трубопроводу «Атырау-Самара» (через систему «Транснефть»). Через КТК поставки осуществляются в Черноморский порт Новороссийска, а по трубопроводу «Атырау-Самара» - в порт Приморска на Балтийском море и Черноморский порт Новороссийска, а также в Польшу. В настоящее время аффилированное предприятие ТОО «КУДОСРП» отгружает 10 процентов продукции, поставляемой по КПК, в пользу Республики. Оставшаяся часть жидких углеводородов экспортировалась в 2012 году в виде нестабильного конденсата в Россию через Оренбург или была поставлена на местный рынок.

Одним из первых в республике горизонтальные скважины появились именно на Карачаганакском месторождении. Горизонтальные скважины способны решить проблему сложной неоднородности породы, содержащей углеводородное сырье, а также обеспечить большую площадь контакта с нефтеносным пластом, что приводит к увеличению продуктивности скважин и к повышению коэффициента извлечения нефти.

Горизонтальная скважина (ГС) - это скважина конечной длины, ось которой проходит между кровлей и подошвой пласта с углом наклона 80-100° относительно вертикали. ГС особенно эффективны при разработке трещиноватых коллекторов горизонтальной проницаемостью; при освоении залежей углеводородного сырья ограниченной площадью для установки бурового оборудования; для повышения нефтеотдачи пластов при доработке месторождений на поздней стадии эксплуатации; при разработке продуктивных коллекторов в условиях интенсивного образования газового и водного конусов; локальных залежей углеводородного вещества и др.

Следовательно, повышается степень охвата пласта дренированием, возникает возможность увеличить воздействие рабочим агентом.

Горизонтальные стволы, проходя по продуктивному пласту на сотни метров, а в отдельных случаях несколько сотен метров, могут открыть в неоднородном пласте участки трещиноватых зон с повышенной проницаемостью, что позволит получить по этим скважинам дебиты в несколько раз выше, чем по вертикальным. Появляется возможность разбурить газонефтяные залежи с обширными подгазовыми зонами и водонефтяные залежи значительно меньшим числом скважин и разрабатывать эти объекты при минимальных депрессиях.

В моей дипломной работе рассмотрены вопросы, посвященные эффективности применения горизонтальных скважин на месторождении Карачаганак по сравнению с вертикальными и наклонными.

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

Месторождение Карачаганак находится в Западном Казахстане, его площадь составляет около 280 квадратных километров. Месторождение расположено в зоне плодородных степей Приуралья на территории Западно-Казахстанской области и административно входит в Бурлинский район, центром которого является г.Аксай. Географически месторождение находится к северо-востоку от 51-ой параллели северной широты и 50-го меридиана восточной долготы, в 16 км от города Аксай, в 150 км на восток от г.Уральска, на высоте 80-130 м над уровнем моря. Ближайшими населенными пунктами являются: Тунгуш (вплотную прилегает к контуру месторождения), Березовка (3 км), Успеновка (9 км), Каракемир (8 км), Жанаталап (4 км), Карашыганак (6 км), Димитров (9 км), Жарсуат (9 км), Бестау (4 км). В 15 км южнее месторождения проходит железнодорожная линия Уральск-Илек. Площадь месторождения пересекает автодорога с твердым покрытием Уральск-Оренбург. В 35 км к северо-востоку от месторождения проходит газопровод “Оренбург - Западная граница”, а в 160 км к западу - нефтепровод “Мангышлак-Куйбышев”. От Карачаганакского месторождения до Оренбургского газоперерабатыавющего завода (ОГПЗ), расположенного в 30 км северо-западнее г. Оренбурга (ст. Каргала) проложены газо- и конденсатопроводы протяженностью 120 км. Расстояние от Карачаганакского до Оренбургского месторождения - 80 км. По западной части месторождения в северо- восточном направлении проложена линия электропередач ЛЭП-35, а через месторождения проходит ЛЭП-110.

Орографически район месторождения представляет собой равнину, изрезанную редкой сетью оврагов и балок глубиной 5-10 м. Перепады высот рельефа не превышают 50 м на 1 км. Большую часть месторождения занимаю земледельческие поля и пастбища, разделенные на отдельные участки защитными лесополосами. Небольшие лесные массивы имеются в поймах рек Урала и Илека. Около 50% территории района используется в полеводстве, 40% - как луга и пастбища и остальные 10% занимают городские, сельские поселения, леса, дороги и сооружения инфраструктуры. Речная сеть района представлена рекой Березовка, пересыхающей летом, которая в районе села Илек впадает в реку Илек впадающую, в свою очередь, в самую крупной реку области Урал, протекающую через всю область с севера на юг.

Климат района резко континентальный. Среднегодовая температура 4.8oС, среднемесячные меняются от минус 16.4 до плюс 26.4oС. Лето сухое и жаркое (до 44oС, зима холодная до -43oС). Почти постоянно дуют сильные ветры, в зимнее время 2 преимущественно южного и юго-восточного направления со скоростью до 6.2 м/с, а в летнее время - северного, северо-западного и восточного направления со средней скоростью до 4.3 м/с.

Среднегодовое количество осадков составляет от 220 до 250 мм, при среднемесячном - от 4.9 до 50 мм. Наибольшая суточная сумма осадков зимой достигала 10 мм, летом - 18.6. Высота снежного покрова за год меняется от 13 до 30 см, достигая иногда 50 см. Глубина промерзания почвы колеблется от 1.0 до 1.65 м. Почвенный покров области представлен южными черноземами, темно- каштановыми, средне-каштановыми, светло-каштановыми и бурыми почвами. В пойме Урала развиты пойменные почвы. Они образуются вследствие затопления поймы паводковыми водами и отложениями взмученного материала на поверхности почвы. По растительному покрову в районе выделяются степная и пустынно-степная зоны.

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика месторождения

В отчете по подсчету запасов 1988 г. литолого-стратиграфическая характеристика разреза приведена в соответствии со схемой расчленения, разработанной в процессе разведки на основе данных палеонтологии, литологии и гамма-термолюминисценции, увязанных с промыслово-геофизической характеристикой. В дальнейшем каротажные реперы, использовались для расчленения разреза, вскрытого более чем 140 скважинами, пробуренными после 1988 года. Это позволило уточнить диапазон изменения толщин выделенных ранее стратиграфических подразделений.

На Карачаганакском месторождении бурением вскрыты отложения кайнозойской, мезозойской и палеозойской групп.

Палеозойская группа (Рz)

Девонская система (D)

Наиболее древними отложениями, вскрытыми бурением, являются девонские, представленные нижним, средним и верхним отделами.

Нижний отдел (D1)

На основе детальной корреляции специалистами ПГО “Уральскнефтегазгеология” (Н.Г. Матлошинский, О.Н. Марченко, Р.Б. Бахтиаров) при обосновании заложения скважин Д3, ДР7 и ДР8 было проведено литолого-страти-графическое расчленение девонских отложений. Согласно этим исследованиям в скважине Д5 с глубины 6219 м и до забоя на глубине 6245 м вскрываются глинисто-карбонатные породы эмского яруса нижнего девона. В пробуренных позднее скважинах Д4 и ДР6 нижнедевонские отложения вскрыты на глубине 6169 и 6028 м соответственно. Породы представлены аргиллитами темно-серыми, почти черными, известковитыми.

Максимальная толщина вскрытых бурением нижнедевонских отложений достигает 430 м (скважина ДР6).

Средний отдел (D2)

Среднедевонские отложения установлены в объеме эйфельского и живетского ярусов и вскрыты скважинами 15, Д1, Д2, Д4, Д5, ДР6.

Эйфельский ярус (D2 ef)

Представлен в составе нижнего, недифференцированного, афонинского, частично бийского и койвенского горизонтов. Нижняя часть разреза представлена переслаиванием карбонатно-обломочных разностей. Глубоководные отложения характеризуются чередованием аргиллитов темно-серых, почти черных, плотных, микро- и тонкослоистых с известняками с пелоидами, водорослевыми структурами и онколитами. Толщина отложений эйфельского яруса составляет от 315 м (скважина Д5) до 380 м (скважина Д4).

Живетский ярус (D2 g)

Сложен темно-серыми, почти черными известняками, часто органогенными, кониконхиевыми и аргиллитами, реже алевролитами, наряду с которыми в верхней части разреза встречаются прослойки светло-серых микрокристаллических известняков.Толщина отложений живетского возраста варьирует от 64 м в скважине 15 до 92 м в скважине Д2. В скважине Д5 на южном склоне Карачаганакской структуры живетские отложения не фиксируются.

Верхний отдел (D3)

Верхнедевонские отложения представлены франскими и фаменскими ярусами.

Франский ярус (D3 f)

В скважинах Д1 и Д2 в интервалах 5701-5916 м и 5934-6093 м были выделены отложения франского возраста. В пробуренных позднее скважинах Д4 и ДР6 породы франского яруса вскрыты в интервалах 5503-5722 м и 5498-5595 м соответственно. Нижняя часть яруса сложена в основном алевролитами с прослоями аргиллитов и песчаников, которые вверх по разрезу сменяются известняками мелководного фациального облика. Толщина отложений франского яруса колеблется от 159 (скважина Д2) до 219 м (скважина Д4).

Фаменский ярус (D3 fm)

Породы фаменского возраста на месторождении вскрыты многими скважинами, но на полную мощность пройдены только скважинами 15, Д1, Д2, Д4, Д5 и ДР6. Фаменские отложения сложенны преимущественно органогенно-детритовыми сферолитовыми известняками, вторичными доломитами и доломитизированными известняками. Толщина вскрытых в полном объеме фаменских отложений колеблется от 293 (скважина ДР6) до 386 м (скважина Д4).

Каменноугольная система (C)

Отложения каменноугольной системы вскрыты на всей территории месторождения и представлены нижним и средним отделами.

Нижний отдел (С₁)

Нижнекаменноугольные образования включают в себя турнейский, визейский и серпуховский ярусы.

Турнейский ярус (С₁ t)

Породы турнейского яруса залегают на подстилающих отложениях фаменского яруса, практически не отличаясь от них по литологии. Его нижняя граница определяется по включениям фораминифер и конодонт и четко не установлена. В большинстве скважин, не имеющих палеонтологических определений, граница между турнейским ярусом нижнего отдела каменноугольной системы и фаменским ярусом верхнего девона не проводится и тогда эти отложения выделяются в объеме нерасчлененных турнейско-фаменских образований. Толщина собственно турнейского яруса колеблется от 2 (скважина 26) до 108 м (скважина 7).

Визейский ярус (С₁ v)

Визейский ярус выделяется по резкой смене водорослево-сферолитовых известняков органогенно-обломочными или темноцветными глинисто-битумонозными доломитизированными известняками. В основании яруса характерно наличие пласта аргиллита толщиной от единиц до 32 м. Аргиллит черный, плитчатый, местами слабо известковистый. В целом визейскому ярусу соответствует пачка с высокой гамма-активностью толщиной от 5 до 235 м, залегающая непосредственно в аргиллитах.

Серпуховский ярус (С₁ s)

Сложен он карбонатными породами мелководного, рифового и относи-тельно глубоководного типов разреза. Мелководный тип осадков представлен известняками биоморфно-детритовыми, перекристаллизованными, ангидрити-зированными. Толщина отложений серпуховского яруса мелководного типа составляет 400-700 м. Рифовый тип разреза обособляется в краевых частях структуры и представлен известняками светлыми, мшанково-водорослевыми, строматолитовыми, доломитизированными. Толщина отложений рифового типа колеблется от 244 (скважина 44) до 872 м (скважина 804). Относительно глубоководный тип разреза представлен темноокрашенными разностями плитчатых и микрослоистых известняков и доломитов. Толщина отложений этого типа изменяется от 15 (скважина 47) до 63 м (скважина 48).

Средний отдел (С₂)

Башкирский ярус (С₂ b)

Отложения среднего отдела представлены только башкирским ярусом. Бурением установлено развитие этих отложений только в краевых частях структуры, в сводовой части они размыты. В составе пород башкирского возраста преобладают осадки мелководно-морского типа разреза, представленные биоморфно-детритовыми, органогенно-обломочными, а также водорослевыми известняками с прослоями доломитов. Толщина их меняется от 4 м (скважина 28) до 55 м (скважина 17). В восточной части структуры скважиной 21 вскрыты депрессионные осадки- глубоководные темноцветные известняки и доломиты слоистой текстуры с включениями глинистого материала. Толщина этих отложений достигает 38 м.

Пермская система (Р)

Отложения пермского возраста выделяются в разрезах практически всех пробуренных на месторождении скважин и характеризуются наибольшим разнообразием литолого-формационного состава. Пермская система представлена обоими отделами.

Нижний отдел (Р₁)

В составе нижнего отдела пермской системы выделяются ассельский, сакмарский, артинский и кунгурский ярусы. Карбонатные породы первыхтрех ярусов образуют три типа разрезов - биогермный, склоновый и относительно глубоководный.

Ассельский ярус (Р₁ a)

Биогермные известняки, реже- доломиты и их биоморфно-детритовые разности ассельского возраста встречаются в основном в центральной купольной части мощного рифогенного массива. Максимальная толщина отложений этого типа достигает 728 м (скважина 180). Отложения рифового склона характеризуются преимущественным развитием доломитизированных биоморфно-детритовых, реже биогермных и биоморфных разностей с прослоями биохемогенных и обломочных пород. Толщина отложений склонового типа изменяется от 42 до 216 м. Относительно глубоководные ассельские отложения представлены темноцветными, почти черными тонко- и микрослоистыми битуминозными карбонатными породами с примесью глинистого и кремнистого материала.

Сакмарский ярус (Р₁ s)

В рифовой фации представлен светлыми разновидностями водорослевых, мшанковых, тубифитовых и криноидно-водорослевых известняков. Толщина отложений этого типа изменяется от 23 (скважина 10) до 90 м (скважина 6). Склоновый тип разреза сложен органогенно-детритовыми, брекчиевидными, тонкокристаллическими и пелитоморфными известняками, толщина которых изменяется от 15 до 56 метров.

Артинский ярус (Р₁ ar)

В рифовом типе разреза представлен биоморфно-детритовыми извес-тняками, реже вторичными биогермными, водорослевыми доломитами. Толщина артинских отложений этого типа достигает 90 м (скважина 2). Склоновый тип разреза представлен, в основном, вторичными доломитами, реже известняками биоморфно-детритовыми, органогенно-обломочными. Толщина яруса в разрезах склонового типа резко сокращается и изменяется от первых единиц (скважины 1, 27) до 217 м (скважина 7).

Кунгурский ярус (Р₁ k)

В пределах месторождения развит повсеместно. По палеонтологическим и палинологическим данным в нем выделяются филипповский и иреньский горизонты.

Филипповский горизонт (Р₁ kf)

Отложения филипповского горизонта вскрыты всеми пробуренными на месторождении скважинами. В наиболее полных разрезах они состоят из двух литологических толщ- карбонатной и карбонатно-сульфатной. Карбонатная толща сложена преимущественно перекристаллизованными, ангидритизи-рованными доломитами. Карбонатно-сульфатная толща филипповского горизонта представлена в основном ангидритами серой, светло-серой и голубоватой окраски с прослоями доломитов. Толщина филипповского горизонта меняется от нескольких метров в наиболее погруженных частях рифогенной структуры до 150-300 м в центральной части палеорифа.

Иреньский горизонт (Р₁ kir)

Представлен соленосными отложениями с терригенными прослоями. Толщина горизонта колеблется в широком диапазоне. В центральной части мульды толщина горизонта составляет, как правило, от нескольких единиц до 250 м, а в скважинах 18, 102, 111, 215 и 913 отложения иреньского возраста отсутствуют, что связанно с оттоком пластичных соляных масс в развития соляных куполов. В зоне развития соляных куполов толщина горизонта максимальная составляет более 5000 м.

Верхний отдел (Р₂)

Отложения верхнего отдела пермской системы выделяются в объеме уфимского, казанского и татарского яруса.

Уфимский ярус (Р₂ u)

Вскрывается скважинами в пределах межкупольной мульды и в литологическом отношении представлен чередованием аргиллитом, глин, алевролитов, солей и ангидритов. Толщина яруса меняется от 48 (скважина 433) до 1284 м (скважина 24), в отдельных случаях до 1630 м (скважина 8), увеличиваясь в направлении зоны контакта северного крыла мульды с Карачаганакским куполом.

Казанский ярус (Р₂ kz)

Повсеместно распространен в пределах развития межкупольной мульды.

По литологии казанский ярус подразделяется на калиновскую и нерасчлененные отложения гидрохимической и сосновской свит. Отложения калиновской свиты представлены глинами красно-коричневыми, коричневато-серыми, уплотненными, алевритистыми, с мелкими гнездами ангидритов и каменной соли, с прослоями глинистых известняков и доломитов. Толщина свиты изменяется от 25 м (скважина 1000) до 300 м (скважина 913). К нерасчлененной гидрохимической и сосновской свитам относится толща кирпично-красных, сильно уплотненных глин с прослоями каменной соли и ангидритов, реже алевролитов, известняков и доломитов. Толщина этих отложений колеблется от 152 до 742 м.

Татарский ярус (Р₂ t)

Представлен глинами коричневыми с голубоватыми пятнами, плотными, аргиллитоподобными, известковистыми, песчанистыми с прослоями косослоистых полимиктовых песчаников, алевролитов и слабосцементированных песков, реже известняков. Толщина яруса меняется от 148 м (скважина 163) до 1925 м (скважина 31).

Мезозойская группа (МZ)

Триасовая система (Т)

Отложения триасовой системы в пределах месторождения развиты повсеместно. В литологическом отношении породы триасового возраста представлены неравномерным переслаиванием глин, песчаников, песков, алевролитов и аргиллитов. На большей части территории толщина триасовых отложений составляет от 1068 до 2040 м, увеличиваясь на западной части территории до 2183 м (скважина 45). Сокращенные толщины триасовых пород приурочены к соляным куполам, здесь составляют от 63 м (скважина 13) до 600 м (скважина 31).

Юрская система (J)

Отложения юрской системы в пределах Карачаганакского месторождения представлены средним и верхним отделами и развиты в межкупольной зоне. В сводах соляных куполов отложения юрского возраста отсутствуют.

Средний отдел (J₂)

Терригенная толща среднеюрских отложений в нижней части представлена переслаиванием песчаников мелкозернистых, песков глинистых и глин, условно сопоставляемых с байосским ярусом. Верхняя часть сложена глинами неизвестковистыми, крупнослоистыми, предположительно батского возраста.

Верхний отдел (J₃)

Верхнеюрские отложения представлены породами келловей-оксфорд-кембриджского возраста в виде фосфоритовой плиты и глинисто-мергелистой толщей волжского яруса.

Общая толща отложений юрской системы колеблется от 22 (скважина 126) до 560м (скважина 37). На границе с Кончебайским куполом толщина пород сокращается от 495 м (скважина 447) до 148 м (скважина 213).

Меловая система (К)

Отложения меловой системы выделены в объеме нижнего отдела, который условно разделяется на нерасчлененные валанжин-готеривские образования, барремский и аптский ярусы. Развиты меловые породы только в центральной и южной частях межкупольной мульды.

Валанжин-готеривские отложения представлены пачкой глин с редкими прослоями мергелей. В основании пачки залегают мелкие фосфоритовые желваки.

Барремский ярус представлен глинами черными, плотными, грубослойчатыми, с редкими, тонкими прослоями мергеля и конкреций сидерита. Распространен преимущественно в юго-западной части месторождения.

Аптский ярус сложен глинами черными, неизвестковистыми, уплотненными, в основании которых залегает пласт мелкозернистого песчаника с фосфоритами.

Общая толщина отложений меловой системы изменяется от 12 м (скважины 12, 28) до 319 м (скважина 45).

Неогеновая система (N)

Отложения неогена залегают на разновозрастных породах нижнего мела, юры и триаса и представлены двумя ярусами- акчагыльским и апшеронским. Ввиду отсутствия кернового материала и недостаточного комплекса промыслово-геофизических исследований неогеновые отложения выделены нерасчлененной толщей, представленной в основном глинами серыми и зеленовато-серыми с прослоями разнозернистых песчаников и алевролитов. Толщина плиоценовых отложений колеблется от 20 м (скважина 8) до 115 м (скважина 32).

Четвертичная система (Q)

Породы антропогеновой системы представлены аллювиальными и делювиальными образованиями, состоящими из суглинков, супесей, песков с линзами галечников и прослоями глин, толщина которых меняется от 8 до 20м.

1.3 Тектоника

В тектоническом отношении Карачаганакское месторождение находится во внутренней части северной бортовой зоны Прикаспийской впадины, характеризующейся большой толщиной осадочного чехла и проявлением соляной тектоники. В районе месторождения по данным сейсмосъёмки на глубине 6-7 км выделяется выступ фундамента со сложным строением.

Месторождение связано с поднятием фундамента амплитудой около 400 м, ограниченным с севера дугообразным прогибом. С юга поднятие окаймляется двумя ветвями субширотного сброса, по которым поверхность фундамента ступенчато погружается с севера на юг. Амплитуда сбросов нарастает в западном направлении, достигая 1200 м. Сбросы древнего заложения и по кровле терригенного девона не прослеживаются. Об унаследованном характере южной ветви сброса свидетельствует крутое крыло Карачаганакского поднятия по каменноугольным и нижнепермским отложениям. Субширотная субмеридианальная ориентировка тектонических элементов древнего заложения находит отражение в форме локального поднятия по кровле отложений терригенного девона. Основной карбонатный массив Карачаганакского месторождения связан с фаменско-артинским структурным этажом, образующим крупный подсолевой массив широтного простирания, ориентированны параллельно борту Прикаспийской впадины. Размеры массива составляют 14.5*28 км, высота его 1600 м при общей толщине подсолевых карбонатны верхнедевонско-нижнепермских отложений до 2000 м. За пределами массива толщина этих отложений не превышает 600 м. Структурный этаж разделяется на три подэтажа: верхнедевонско-турнейский, визейско-башкирский и раннепермский, при этом каждый подэтаж характеризуется несколько отличным от других структурным планом. Строение визейско-башкирского структурного подэтажа, по сравнению с более древними, на месторождении изучено значительно лучше. Сверху подэтаж ограничен поверхностью предпермского перерыва в осадконакоплении. Структурная поверхность отложений карбона образована при активном влиянии денудационных процессов, сопряжённых с перерывом в осадконакоплении и приведших к срезанию верхней части визейско-башкирского карбонатного массива и выравниванию его поверхности. Массив приобретает в плане форму с широкой восточной частью и сужающейся западной периклиналью. При этом плоская слабо деформированная верхняя часть поднятия круто погружается на крыльях и периклиналях с углами наклона до 40-500.

В пределах уплощённой сводовой части поднятия, в районе скважин 420, 933, 304, 27, 24, 223, 43, где ширина свода достигает максимальных размеров, его вершина приобретает серпообразный изогнутый в плане вид. Эта часть поднятия оконтуривается изогипсой -4500 м и служит цоколем для нижнепермской постройки, возвышающейся над остальной частью карбонатног каменноугольного массива более чем на 100 м. Для раннепермского структурного подэтажа характерно наращивание вершины восточной расширенной част каменноугольного основания рифовой постройкой, высота которой равна высоте всего каменноугольного карбонатного массива. По результатам поисково-разведочного бурения на западе также выделялся участок развития нижнепермских отложений с размерами 3*4 км и высотой до 100 м. В настоящее время эксплуатационными скважинами 423 и 424 вскрыты нижнепермские отложения, в результате чего восточный и западный участки соединяются полосой развития нижнепермских карбонатных отложений шириной порядка 6 км. Кунгурско-триасовый структурный этаж, отличающийся развитием соляной тектоники, играет роль покрышки Карачаганакского месторождения. Особенности проявления соляной тектоники привели к формированию в краевых частях подсолевой структуры с запада на восток соляных гряд со сложными переходами от галогенных к терригенным отложениям. Средняя часть подсолевой структуры в плане совпадает с межкупольной мульдой, где практически полностью отсутствует соль, а сульфатная пачка кунгура последовательн перекрывается уфимскими, нижне- и верхнеказанскими отложениями по мере движения с северо-востока на юго-запад. На рисунке 1.1 представлен гелогический разрез месторождения.



Рисунок 1.1 Геологический разрез месторождения Карачаганак

1.4 Нефтегазоносность месторождения

Первый приток газа с конденсатом получен на месторождении в 1979 г. из артинских отложений в скважине П-10. В настоящее время установлена промышленная нефтегазоносность нижнепермских, каменноугольных, верхне- и среднедевонских отложений.

Небольшая газоконденсатная залежь выявлена в карбонатном пласте филипповского сульфатно-карбонатного горизонта, из которого в скважине 30 получен приток газа с конденсатом дебитом 47.7 тыс.м3/сут и 47.5 м3/сут соответственно. Толщина филипповского горизонта колеблется от первых метров до 302 м, нивелируя рельеф органогенной постройки, и коллекторы в карбонатном пласте развиты у её присклоновых частей. В горизонте установлены литологические ловушки, и границы залежей в краевых частях структур определены уровнем газоводяного контакта, принятого по результатам опробования скважины 30. Всего выявлено пять участков присутствия коллекторов в карбонатном пласте филипповского горизонта (площадью 1.8-38 км2). Керновые данные о коллекторских свойствах отсутствуют, а по ГИС средние значения пористости в скважинах колеблются от 6 до 9 %.

Небольшая нефтяная залежь установлена в пределах межкупольной мульды в низкопорово-трещинных коллекторах, залегающих непосредственно над филипповским горизонтом. В скважине 112 при опробовании в колонне из пласта в интервале 3556- 3568 м толщиной 10 м и пористостью 6.5 % получен приток нефти дебитом 30 м3/сут на штуцере 10 мм. Аналогичные коллектор установлены ещё в шести скважинах и образуют три участка ограниченной площади (0.6-1.1 км2) при толщине продуктивного пласта от 6 до 26 м. Ловушки пластовые, литологически ограниченные.

Промышленная нефтегазоносность среднедевонских отложений установлена в скважине 15 при опробовании интервала 5670-5754 м (эйфельский ярус), из которого получен приток лёгкой нефти дебитом 76.2 м3/сут и 69.1 тыс.м3/сут газа. Вскрытая толща среднего девона представлена темноцветными аргиллитами с прослоями известняков, и выявленная залежь наименее изучена как по строению, так и по свойствам коллекторов и насыщающих их флюидов.

Залежь имеет высоту почти 1600 м, по типу природного резервуара относится к массивным и сверху экранируется галогенно-терригенной покрышкой, представленной отложениями кунгурского яруса и верхней перми. Диапазон абсолютных отметок водонефтяного контакта вскрыт почти в 100 скважинах и его положение принято на отметке -5150 м на основании результатов опробования и ГИС.

Обоснование положения газонефтяного контакта по результатам опробования, когда в пластовых условиях флюиды находятся в околокритическом состоянии практически невозможно, так как в этом случае свойства жидкости и газа сближаются. Фазовое поведение системы после раздела на две фазы при незначительном изменении давления практически одинаково, как для процессов разгазирования, так и конденсации, так как объёмы образующихся газовой и жидкой фаз сопоставимы. Поэтому достоверную оценку фазового состояния подобных систем можно дать только по термобарическим параметрам на основе экспериментального исследования критических температур, либо критического газосодержания при пластовой температуре. Исследование фазового состояния пластовой смеси по отдельным объектам показало, что переход лёгких нефтей в газоконденсатное состояние должен осуществляться в диапазоне газосодержания 700-1000 м3/м3. Для уточнения критического газосодержания было проведено экспериментальное моделирование и полученные критерии, согласно которым при содержании газа менее 850 м3/м3 система трактуется как нефтяная, а при содержании газа более 850 м3/м3 - как газоконденсатная, были использованы для определения положения ГНК по промысловым данным при исследовании скважин через сепаратор «Порта-Тест». Анализ результатов исследований показал, что переход нефти в газоконденсатное состояние происходит в пределах интервала -4971- -4938 м. При этом самая высокая отметка получения нефти составляет -4965 м, а нижняя отметка получения газа - 4940м. Следовательно, контакт располагается в этом диапазоне и принят на отметке -4950 м.

В соответствии с принятыми газонефтяным и водонефтяным контактами высота газовой части залежи составляет 1400 м, а нефтяной - 200 м и продуктивные площади равны соответственно 198880 и 262600 тыс.м2.

Третий объект представлен нефтяной частью залежи и его разделили на 2 участка - юго-западный и северо-восточный , различающихся свойствами нефти, в частности, её плотностью.

Все параметры пластовой нефти нефтяной оторочки во флюидальной модели представлены отдельно для Северо-Восточного и Юго-Западного участков III объекта с учетом компонентного состава насыщающих их нефтей и приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 Параметры нефти, рассчитанные на абсолютную отметку залегания 5050 м.

Участок	Северо-Восточный	Юго-Западный
Начальное пластовое давление, МПа	58.7	58.7
Давление насыщения, МПа	58.1	55.3
Газосодержание, м3/т	625	449
Объемный коэффициент, доли ед.	2.28	1.99
Плотность пластовой нефти, кг/ м3	601	651
Вязкость пластовой нефти, мПа*с	0.28	0.57
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа*104	26.8	21.5

На сегодняшний день имеется значительная информация о физико-химических свойствах дегазированных проб конденсата и нефти, полученная экспериментально.

Таблица 1.2 Средние параметры дегазированной нефти и конденсата.

Параметры	Конденсат	НефтьСев.-Вост. участка	Нефть Юго-Зап. участка
Плотность при 20оС, кг/ м3	782	844	865
Вязкость 20оС, мПа*с	1.61	7.5	13.5
Содержание серы, % масс.	0.9	0.7	0.9
Содержание парафинов, % масс.	2.9	3.8	5.0
Содержание асфальтенов, % масс.	0.07	0.08	0.24
Содержание смол, % масс.	0.70	1.23	3.68
Температура застывания, оС	ниже -10	ниже -10	-28 +11
Выход фракций, % об. до 150оС	24.5	23.1	16.0
Выход фракций, % об до 250оС	53.5	47.8	41.2

Как видно из таблицы 1.2 конденсат и нефть по содержанию серы относятся к сернистым (среднее содержание серы превышает 0.6 % масс.). По содержанию парафинов к парафинистым. Несмотря на относительно высокое содержание парафинов, при положительных температурах конденсат и нефть северо-восточного участка сохраняют текучесть и застывают при температуре ниже -10оС. Концентрация высокомолекулярных парафиновых углеводородов в нефти Юго-Западного участка колеблется в пределах от 2.8 до 9.2 % масс., что предопределило температуру застывания нефти в интервале температур от -28 до +11оС.

Групповой углеводородный состав конденсата, определенный по 15 пробам, отобранным из скважин равномерно расположенных по площади и перфорированных на разных глубинах газоконденсатной залежи, свидетельствует о метаново-нафтеновом типе добываемого конденсата, состоящем на 60-70% из метановых углеводородов и на 18-20% - из нафтеновых. Нефть обоих участков также относится к метано-нафтеновому типу с содержанием метановых углеводородов во фракции н.к. -300оС 46-55% масс., нафтеновых - 6-43% масс., и ароматических - 9-12%масс.

По фракционному составу конденсат относится к тяжелым. Потенциальное содержание бензиновых фракций, выкипающих до 200оС, в нем не превышает 50 % об., содержание керосиновых, дизельных и масляных фракций в сумме составляет более 40 % об.

Нефть Северо-Восточного участка по фракционному составу отличается от нефти Юго-Западного участка повышенным содержанием светлых фракций, что вполне согласуется с ее вязкостно-плотностной характеристикой и углеводородным составом.

По результатам исследований лаборатории КПО б. в. массовое содержание асфальто-смолистых веществ в сдаваемом конденсате значительно возросло и колеблется в широких пределах от 4 до 15% при, практически, одной и той же плотности. При этом содержание парафинов по сравнению с начальным уменьшилось вдвое. Такое значительное изменение состава дегазированного конденсата не находит объяснения и поэтому в рамках программы контроля за разработкой необходимо провести целенаправленные исследования по уточнению содержания парафинов и асфальто-смолистых веществ в добываемых конденсате и нефти, т.к. массовое содержание высомолекулярных углеводородов предопределяет стратегию борьбы с отложениями парафино-асфальто-смолистых веществ при добыче и транспорте добываемой жидкости.

Газ сепарации всех трех объектов разработки близок по составу. Он более чем на 70% моль. состоит из метана, содержащие С5+в не превышает2% мол. Особенностью добываемого на месторождении Карачаганак газа, является повышенное содержание сероводорода и диоксида углерода, снижающих его товарные качества.

В таблице 1.3 приведены параметры пластового газа и конденсата на отметках 4200 м (для первого объекта разработки) и 4700м (для второго объекта разработки).

Таблица 1.3 Параметры пластового газа и конденсата

Объект разработки	I объект	II объект
Абсолютная глубина средней отметки залегания, м	4200	4700
Начальное пластовое давление, МПа	54.75	57.0
Давление начала конденсации, Мпа	44.7	48.5
Потенциальное содержание С5+в в пластовом газе, г/м3	470	640
Коэффициент сверхсжимаемости пластового газа, доли ед.	1.32	1.40
Мольная доля сухого газа в пластовом, доли ед.	0.917	0.900
Плотность пластового газа, кг/м3	441	474
Вязкость пластового газа, МПа*с	0.068	0.084
Плотность конденсата сепарации при 20оС, кг/м3	774.5	789.1
Вязкость конденсата пятиступенчатой сепарации при 20оС, мПа*с	1.28	1.95

Учитывая, что добываемая продукция проходит перед сдачей заказчику пятиступенчатую сепарацию, для указанных выше двух композиций пластового газа на (отметках 4200 м и 4700 м ) были смоделированы процессы однократного и ступенчатого снижения давления и температуры (в соответствии с существующей схемой подготовки газа ) от пластовых до стандартных условий, с тем, чтобы иметь представление о компонентом составе выделяющегося на каждой ступени газа и плотности конденсирующей жидкости.Пластовый газ месторождения Карачаганак характеризуется значительным отклонением от законов идеального газа, в частности, высоким значением коэффициента сверхсжимаемости (Z- фактора), в среднем составляющим для I объекта разработки 1.32, для II объекта разработки - 1.4.

1.5 Запасы нефти и газа

Запасы подсчитаны по трём объектам, соответствующим принятым во всех проектных документах эксплуатационным объектам: первый - газоконденсатная часть залежи в пермских отложениях, второй - газоконденсатная часть в каменноугольных отложениях и третий - нефтяная часть залежи, в пределах последнего подсчёт проводился раздельно для юго-западного и северо-восточного участков, различающихся свойствами нефти, в частности, её плотностью.

Запасы свободного газа и конденсата классифицированы по категории В в тех же границах, что и в 1988 г., и С1 на остальной площади залежи, а запасы нефти и растворённого в ней газа - по категории С1 за исключением района скважины 21, где запасы оценены по категории С2. По результатам анализа материалов опытно- промышленной эксплуатации месторождения запасы газа, конденсата и содержащихся в них компонентов переведены в категорию В по I объекту на площади ограниченной скважинами 117, 150, 126, 330, 121, 114, 6, 703, 215, 630, 172, 16, 171, 628, 626, 116, 622, 102, 621, 201, 115, 106, 127, 145, 118, 117 и II объекту - скважинами 305, 804, 310, 320, 7, 126, 326, 2Д, 622, 625, 628, 196, 116, 201, 822, 328, 605, 806, 305 [3].

Запасы свободного газа, конденсата, нефти и растворённого в ней газа подсчитывались объёмным методом. При этом расчёт газо- и нефтенасыщенных объёмов параллельно с построением карт, являющихся произведением карт эффективных толщин на карты пористости и карты нефтегазонасыщенности проводился на компьютере в программах Irap Mapping, разработанных норвежской компанией Smedvig Technologies. Поскольку коллекторы в нижнепермских отложениях, с которыми связан I подсчётный объект, присутствуют не на всём месторождении, площадь газоносности определена по границе распространения этих коллекторов. Газоносная площадь II объекта определялась по контуру газоносности, снятому с карты по поверхност резервуара (структурная карта по кровле коллектора).

Нефтеносносная площадь III объекта определялась раздельно для юго-западного и северо-восточного участков с различной плотностью нефти по границе этих участков и контуру нефтеносности, а в пределах юго-западного участка отдельно определена площадь, с которой связаны запасы категории С2. В каждой скважине среднее значение пористости по подсчётному объекту определялось как средневзвешенная по толщине величина и на основе этих данных составлялись карты пористости. Для определения порового объёма газо- и нефтенасыщенных пород использовались непосредственно сами карты пористости, которые умножались на карты эффективных газо- и нефтенасыщенных толщин.

Коэффициент нефтегазонасыщенности по скважинам для каждого подсчётного объекта рассчитывался как величина, средневзвешенная по пористости и толщине. По этим значениям строились карты нефтегазонасыщенности, а определение нефтегазонасыщенного объёма проводилось по картам, являющимся произведением этих карт на карты поровых объёмов по соответствующим объектам. Обоснованная ранее остаточная нефтенасыщенность (4.5%) учитывалась при подсчёте запасов газа следующим образом: из нефтегазонасыщенного объёма по объекту вычитался поровый объём, умноженный на 0.045. Значения подсчётных параметров, связанных с термобарическими условиями и флюидной системой, определялись как средневзвешенные величины по поровому объёму продуктивных пород. Был использован способ, предложенный и реализованный в подсчёте запасов в 1988 г. Его правильность обосновывается приуроченностью залежи к одному гидродинамически связанному резервуару, что подтверждается единством флюидной системы, в которой изменения параметров контролируются глубиной.

При подсчёте запасов параметры взвешивались по слоям толщиной 100 м, и в нижней части залежи, где происходят более существенные изменения параметров - через 50 м. Это повысило точность оценки средневзвешенных значений параметров по сравнению с предыдущим подсчетом запасов, так как в пределах меньшего по толщине слоя более уверенно можно говорить о его средней величине. Кроме того, более точными стали и зависимости изменения параметров от глубины, поскольку за 10 лет значительно увеличился объём исследований и на их основе создана компьютерная флюидальная модель.

Запасы газа и жидкости для I и II объектов рассчитывались по потенциальному содержанию С5+В и доле сухого газа в пластовом, а по III объекту - исходя из условий однократного разгазирования пластовой нефти.

Коэффициенты извлечения и извлекаемые запасы углеводородов подсчитаны по состоянию изученности на 01.01.99 г. и утверждены ГКЗ РК 14.11.99 г. (протокол № 42-99- Y). Остаточные геологические и извлекаемые запасы определялись как разница между начальными запасами и добычей, откорректированной на объемы сухого газа и потенциального содержание С5+В в добываемом газе, а нефти и растворенного газа - пересчитанные на условия однократного разгазирования.

1.6 Гидрогеологическая характеристика месторождения

Реки Илек, Березовка и Утва, протекающие через контрактную территорию и вблизи месторождения, имеют площадь водосбора от 50 кв. км и относятся к малым.

По источникам питания относятся к снеговому, по условиям протекания - к равнинным, по водному режиму - рекам с весенним половодьем, по степени устойчивости русла - устойчивые, имеющие сформированные самим потоком разработанные русла, по ледовому режиму - реки замерзающие.

Густота речной сети (отношение протяженности реки к площади бассейна) впределах контрактной территории составляет 0.2 км/км2. Реки и водотоки контрактной территории имеют хорошие условия дренировании подземных вод, что является чрезвычайно важным экологическим обстоятельством условиях высокого уровня техногенного загрязнения, присущего контрактной территории. В формировании ресурсов поверхностных вод, переносе техногенного загрязнения весеннее половодье играет главную роль.

В этот период объем стока составляет более 60% годового, в это же время происходит основная миграция загрязнения техногенной природы вплоть д о бассейна реки Урал, протекающей в 15 км севернее границы контрактной территории, и далее.

Гидрохимические особенности рек и водотоков обуславливаются источниками питания и загрязнения: почвенно - поверхностным, почвенно - грунтовым, грунтовым.

Минерализация малых рек и водотоков широко изменяется в течение года. Это зависит от неравномерности распространения и переноса техногенного загрязнения.

Повышение содержания хлоридов, свидетельствует о дренировании глубоколежащих объектов и разгрузке участков действующих грифонов и техногенной загазованности, приуроченных, к существующим тектоническим нарушениям, проявляющимся в рельефе дневной поверхности[1].

2. Технико-технологическая часть

2.1 Анализ текущего состояния разработки месторождения

Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение введено в разработку в 1984г. В период опытно промышленной эксплуатации и до настоящего времени разрабатывается на истощение. По ряду причин разработка началась с верхних продуктивных отложений. Затем с ростом числа глубоких скважин, вскрывших II и III эксплуатационные объекты, произошло перераспределение отборов с увеличением объёма добычи из отложений среднего карбона. Частично вскрыт и обрабатывается нефтяной III объект. Количественно эксплуатационный фонд скважин II и III объектов в два раза превышает фонд I объекта, являясь при этом в полтора раза лучше по продуктивности. Перенос основного объёма добываемого сырья на глубокие горизонты оптимизирует процесс разработки Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения, однако и на сегодня одним из основных вопросов является минимизация пластовых потерь в период до реализации сайклинг-процесса. С этим основным вопросом тесно связаны и другие: степень охвата дренированием продуктивных отложений по площади и разрезу месторождения, динамика и распределение пластовых давлений, состояние пластовой системы и его изменение в процессе разработки. Добыча неуклонно возрастала по мере введения в строй новых скважин и достигала стабильной производительности свыше 12000·10? м? / день (4,4 млрд. м? / год) газа и 12000 т/день (4,4 млн. т/год) жидких углеводородов.

Пластовый режим

От проведённых до сих пор исследований коллектора, исходя из имеющихся в распоряжении данных можно сделать вывод, что коллектор представляет собой преимущественно истощаемый газоконденсатный пласт, в котором нет ясного доказательства о существовании большого водоносного пласта. Если далее в жизни месторождения появится вклад водоносного слоя для вытеснения пластовой жидкости, в этом случае превалирующий водонапорный режим будет режимом периферийного поддержания давления водоносным слоем, скорее, чем режим напора подошвенных вод. Некоторые другие важные факторы подсказывают, что нельзя ожидать притока большого количества воды в коллектор. Присутствие нефтяной оторочки, там, где плотность нефти растёт быстро, приближаясь к прогнозированному водонефтяному контакту может препятствовать движение в водоносном пласте. Помимо этого, присутствие любого количества остаточного газа в обводнённой зоне может, вероятно, препятствовать дальнейшему движению воды, т.к. пластовое давление снизилось ещё больше[12].

2.2 Анализ и обоснование технологических показателей разработки

Согласно всем предыдущим проектным документам и ОСРП приоритет при разработке нефтегазоконденсатного месторождения Карачаганак отдается добыче жидких углеводородов (конденсат+нефть). При выборе возможных сценариев разработки месторождения были рассмотрены различные варианты сайклинг-процесса от частичной до полной компенсации пластового давления и интенсификации добычи углеводородов, в частности III объекта разработки - нефтяной оторочки.

После согласования с экспертами ГКЗ результатов оценочных сравнительных расчетов, выполненных на секторной модели и предварительно рассмотренных различных вариантов сайклинг-процесса, на полной симуляционной модели месторождения были рассчитаны следующие варианты разработки (таблица 2.1).

Таблица 2.1 Расчетные варианты разработки

Вариант	Описание
1	40% закачка в объект II
2	60% закачка в объект II
3	100% закачка в объект II
4	40% закачка в объект II + закачка оставшегося обогащенного газа в объект III
5	40% закачка в объект II + чередующаяся закачка обогащенного газа и воды в объект III
6	60% закачка в объект II + чередующаяся закачка обогащенного газа и воды в объект III
7	Естественное истощение
8	30% закачка в объект II + 10% закачка в объект III

2.3 Назначение и разновидность исследований горизонтальных скважин

С ростом числа ГС, находящихся в эксплуатации, проблема их исследований становится более актуальной.

Исследования на нефтяных и газовых месторождений проводятся для получения данных о продуктивном пласте, насыщающих его жидкостях, а также скважинах для установления рационального режима разработки месторождения, дальнейшего его контроля и корректировки.

Если в процессе строительства ГС, находящихся в эксплуатации и боковых горизонтальных стволов (БГС) вопросы геофизического информационного обеспечения решаются достаточно успешно, то в области исследования работающих скважин для определения профиля притока, интервалов обводнения, оценки текущей нефтенасыщенности делаются практически первые шаги. Из технологических систем, применяемых в отечественной и зарубежной практике геофизических исследований ГС, для проведения исследований в рабочем (гидродинамическом) режиме применимы только технологические системы безмуфтовых длинномерных труб (БДТ) с жестким геофизическим кабелем [7].

Существуют три вида исследований: лабораторные, геофизические и гидродинамические. Для определения фильтрационных характеристик пласта и скважин более представительными являются гидродинамические методы исследования. При гидродинамических методах исследованиях непосредственно используются результаты наблюдения движения жидкости и газа к забоям скважин в пластовых условиях. Эти методы позволяют исключить влияние изменения свойств пласта в призабойной зоне и непосредственно определить фильтрационные характеристики пласта. При исследовании геофизических материалов и кернов получают данные, характеризующие свойства пласта в отдельных точках скважин. Для усреднения этих данных используются определенные гипотезы и предложения. В свою очередь гидродинамические исследования подразделяют на четыре метода.

Метод установившихся отборов

Этот метод является наиболее распространенным. Применяют его при исследованиях всех видов действующих скважин, в том числе и горизонтальных (нефтяных, нефтегазовых, водяных, газовых, газо-водяных). Сущность метода сводится к установлению путем промысловых измерений зависимости между дебитом скважин и значением перепада давления (или перепадом между пластовым и забойным давлениями) при установившихся режимах эксплуатации скважин. На базе этой зависимости определяются такие важные характеристики, как коэффициент продуктивности скважины и коэффициент гидропроводности пласта в ее районе. Простейший вид индикаторной зависимости показан на рисунках 2.1 и 2.2. Взяв на индикаторной прямой произвольные две точки, определяют коэффициент продуктивности скважины:

, (2.1)

Где Q₁ и Q₂ - значения дебита скважины на разных установившихся режимах, т/сут;

Р'_заб и Р''_заб - соответствующие значения забойного давления, Па.

Дальнейший расчет ведется по формуле Дюпюи:

, (2.2)

Где Q - объемный дебит жидкости в поверхностных условиях, т/сут;

k - коэффициент проницаемости пласта в зоне дренирования, м²;

h - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м;

Р_ПЛ - пластовое давление, Па;

Р_ЗАБ - давление на забое при установившемся режиме работы скважины с дебитом Q, Па;

b - объемный коэффициент жидкости;

м - динамическая вязкость, Па?с;

R_K - радиус контура питания скважины, м;

r_c - радиус скважины по долоту, м;

С - коэффициент несовершенства скважины.

Рисунок 2.1 Индикаторная прямая Q = f(P_ЗАБ)

Коэффициент проницаемости пласта в зоне дренирования определяется по формуле:

...