Месторождение нефти Королевское Жылыойского района Атырауской области Республики Казахстан

Размещено на http://www.allbest.ru//

Размещено на http://www.allbest.ru//

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

Месторождение нефти Королевское расположено в Жылыойском районе Атырауской области Республики Казахстан (рисунок 1.1).

Ближайший населенный пункт - поселок Сарыкамыс, находящийся в 35 км к юго-востоку от месторождения. В 90 км расположен г. Кульсары - административный центр Жылыойского района, в 150 км к северо-западу - центр Атырауской области г.Атырау. Сообщение между этими пунктами и месторождением осуществляется по автомобильным дорогам, воздушным и железнодорожным транспортом. Основной автодорогой республиканского значения является Доссор - Кульсары - Сарыкамыс, к ней примыкают автодороги областного и местного значения.

Водоснабжение для хозяйственно-бытовых нужд населенных пунктов Жылыойского района, а также вахтового поселка «Тенгизшевройл» (ТШО) осуществляется по трубопроводу из реки Волга через водоочистные сооружения г.Кульсары. Для производственных нужд газоперерабатывающего завода (ГПЗ) водоснабжение осуществляется из водовода технической воды Астрахань - Мангистау.

Электроснабжение населенных пунктов Жылыойского района осуществляется от Атырауской и Кульсаринской ТЭЦ. ТШО имеет собственную газотурбинную станцию, от которой электроэнергия подается на производственные объекты и вахтовые поселки.

Нефть с месторождения Королевское поступает на ГПЗ. Расстояние от ГПЗ до поселка ТШО составляет 15 км. Производство товарной нефти и переработка газа обеспечивается комплексными технологическими линиями (КТЛ).

По территории района проходят следующие магистральные нефте-газопроводы:

магистральный газопровод Средняя Азия-Центр;

нефтепровод Тенгиз-Кульсары-Атырау-Новоросийск (КТК);

нефтепровод Узень-Кульсары-Атырау-Самара.

Территория месторождения представляет собой полупустынную равнину с незначительным наклоном в сторону Каспийского моря. Средняя абсолютная отметка рельефа составляет минус 25 м. Растительность бедная, солончаковая. С востока к месторождению подступают пески Каракума. Речная система отсутствует.

Климат района резко континентальный: с холодной зимой (до минус 300 С) и жарким летом (до плюс 450С). Основное количество осадков выпадает в весенний и осенний периоды, среднегодовое количество их нередко превышает 200 мм. Для района характерны сильные ветра.

Размещено на http://www.allbest.ru//

Размещено на http://www.allbest.ru//

Рисунок 1.1 - Обзорная схема

Размещено на http://www.allbest.ru//

2. ГЕОЛОГОИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Стратиграфия месторождения

Королёвское месторождение приурочено к карбонатному массиву ранне- среднекаменноугольного возраста, расположенному на девонском карбонатном основании.

Стратиграфически, вскрытый скважинами на месторождении Королёвское, осадочный чехол представлен отложениями от верхнедевонских до четвертичных. В нём выделяют три крупных литолого-стратиграфических комплекса: надсолевой (верхнепермские-четвертичные отложения), солевой (кунгурские эвапориты) и подсолевой (верхнедевонско-нижнепермские отложения).

Подсолевая карбонатная толща нижнепермско-верхнедевонского возраста по данным сейсмических исследований и пробуренных скважин, имеет сводовую платформенную часть и крутые крылья. В составе карбонатного массива по сейсмическим материалам и данным пробуренных скважин выделены три структурно-фациальные зоны: платформенная (скважины 16, 18, 3483, 3682), склоновая (крыльевая) (скважины 11,19, 22, 9, 10, 3185, 3880, 3882) и дистальная (бассейновая) (скважины 12, 14, 15 и, возможно, 13).

Область распространения подсолевого карбонатного резервуара ограничивается глубоководными глинистыми (глинисто-карбонатными) отложениями бассейна, не являющимися коллекторами и играющими роль надёжного латерального флюидоупора. Роль покрышки для залежи нефти выполняет толща пород нижнепермского возраста, включающая глинисто-карбонатные отложения артинско-московского возраста и сульфатно-галогенные породы кунгурского яруса толщиной 375-1887 м.

2.2 Тектоника

В тектоническом плане месторождение Королёвское расположено в юго-восточной части Прикаспийской нефтегеологической провинции и приурочено к восточной части Тенгиз-Кашаганской карбонатной платформе. На юго-западе структура сочленяется с Тенгизским поднятием, а на севере отделяется узким прогибом в районе скважины 13.

По кровле продуктивного карбонатного резервуара (кровля башкирских отложений) структура Королёвское представляет собой куполовидное поднятие, вытянутое с севера на юг (приложение 2). По сравнению с Тенгизской платформой, плоская платформенная часть на Королевском месторождении относительно узкая и осложнена в южной и восточной частях узкими поднятиями амплитудой 50-100 м. Склоны обрывистые, крутые и осложнены оползневыми сбросами. По оконтуривающей изогипсе минус 4933 м размеры поднятия составляют 8.5x4 км. Амплитуда достигает 900м.

Отложения верхней продуктивной толщи( башкирско-серпуховско-окский возраст)

Ранее считалось, что отложения московского яруса в данном районе отсутствуют, и их наличие не подтверждалось палеонтологическими данными. Однако биостратиграфические исследования установили присутствие пород московского возраста в пределах Тенгизского месторождения. На Королевском месторождении по данным ГИС московский горизонт толщиной до 50 м выделен в скважинах 8, 11, 14, 22. Литологическая характеристика пород отсутствует [2].

Породы башкирского яруса в центральной части структуры (скважины 16, 3483, 3882) представлены органогенными и органогенно-детритовыми известняками с разнокристаллическим цементом и прослоями сгустково-комковатых, водорослевых и фораминиферо-водорослевых известняков. Несколько реже встречаются обломочные известняки, основными компонентами которых являются окатанные и полуокатанные обломки известняков серпуховского возраста гравелитовой и крупнопесчанистой размерности, фрагменты криноидей, брахиопод, водорослей и фораминифер. Практически по всему разрезу отмечается наличие межзерновой пористости. В верхней части разреза известняки интенсивно выщелочены с образованием фрагментарных и межфрагментарных пустот, в результате чего видимое поровое пространство увеличивается, достигая 5%. Присутствуют вертикальные трещины и микростилолитовые швы. Трещины, каверны, пространства между обломками часто пропитаны битумом.

Погруженная часть структуры (скважины 12, 15) представлена переслаиванием серых, тонкоплитчатых зернистых известняков с остатками фауны и темно-серых до черных слабоизвестковистых, пиритизированных аргиллитов. Участками наблюдается доломитизация. Встречаются прослои туфов и спонголитов.

Серпуховские отложения представляют собой чередование светло-серых, серых разнозернистых известняков с органическими остатками и органогенно-детритовых, детрито-сгустковых и реликтово-органогенных известняков с разнокристаллическим цементом. Реже встречаются оолитовые разности известняков. Участками наблюдается доломитизация известняков, вплоть до полного их перехода в доломит (скважины 10, 3882), сульфатизация и окремнение (скважина 16).

Разнозернистые известняки - преимущественно мелко-микрозернистые с включением разнообразного детрита (фрагменты водорослей, брахиопод, гастропод, криноидей,

форанимифер) в значительной степени перекристаллизованные. Пористость таких известняков не превышает 2-3%. Каналы пор, как правило, закупорены битумом (скважины 18, 3882, 3483).

Органогенно-детритовые и реликтово-органогенные разности известняков перекристаллизированы и выщелочены с образованием каверновых полостей, частично инкрустированных новообразованным кальцитом и заполненных битумов. Пористость от 5% до 15%. В целом по разрезу отмечается интенсивное развитие трещин с примазками коричневого битума (скважины 10, 16, 3882, 3483).

Коллектора верхневизейского возраста (окский надгоризонт) в пределах платформенной части сложены преимущественно серыми, светло-серыми микрозернистыми известняками с органическими остатками (обломки члеников криноидей и брахиопод). Присутствуют прослои биогермных, сгустковых, водорослевых, фораминиферо-водорослевых и криноидно-водорослевых известняков. Реже наблюдаются прослои интенсивно перекристаллизованных обломочных известняков (известковистые песчаникик) с базальным цементом (скважина 10) и маломощные пропластки туфогенного материала. К последним тяготеют разноамплитудные стилолитовые швы. Участками наблюдается доломитизация, окремнение и сульфатизация (скважины 10, 11, 3483).

Пористость карбонатов, в основном, микрокристаллическая и межзерновая, реже микрокавернозная. В среднем по разрезу она колеблется в пределах 5-8%, в некоторых прослоях увеличивается до 10%. Отмечаются вертикальные и субвертикальные трещины, заполненные битуминозным веществом.

Отложения нижней продуктивной толщи (турнейско-нижневизейский возраст)

В кровле тульского горизонта выделяется пачка переслаивания туфоаргиллитов и карбонатно-глинистых отложений «вулканик». Она представлена вулканомиктовыми алевроаргиллитами и алевролитами с прослоями вулканомиктовых алевропесчаников, которые формировались за счет интенсивного размыва слаболитифицированных толщ вулканитов. Данная пачка условно делит продуктивную карбонатную толщу на две части, выше «вулканика» залегает стратиграфический объект I, а ниже стратиграфический объект II. Нижняя продуктивная толща (стратиграфический объект II) подразделяется на отложения нижневизейского (косьвинско-радаевские) и турнейского возраста.

Нижневизейские (косьвинско-радаевские) коллектора охарактеризованы керном в скважинах 9, 11, 19, 22. Породы представлены переслаиванием органогенно-обломочных,

сгустково-полидетритовых известняков и обломочных известняков (песчаников и гравелитов).

Органогенно-обломочные и сгустково-полидетритовые известняки сложены как целыми раковинами, так и обломками органических остатков размером порядка 0.5-1.2 мм. Мелкий детрит часто полностью гранулирован до потери внутренней структуры. У крупных фрагментов гранулирована периферийная кайма. Цемент, главным образом, базальный, участками микросгустковый, участками перекристаллизованный: крустификационный, заполнения пор. Пятнами матрица раскристаллизована до мелко-среднезернистого кальцита. Отмечаются нитевидные затухающие микротрещинки, заполненные углеводородами. Порода вокруг них также слабо обогащена битуминозным веществом.

Обломочные известняки преимущественно серые, светло-серые, средне-крупнопесчаной размерности, слабо битуминозные. Зерна, как правило, хорошо окатаны и являются обломками пород и фрагментами органических остатков: криноидей, водорослей, фораминифер, брахиопод. Цемент карбонатный, порово-базальный, микрозернистый, местами слабо перекристаллизован. В результате аномально высокого порового давления на ряде интервалов при подъеме на поверхность керн растрескивается в мелкую дресву. Участками наблюдается доломитизация и окремнение.

По разрезу отмечаются вертикальные и субвертикальные трещины, реже микростилолитовые швы, обогащенные битуминозным веществом (скважина 9).

Породы турнейского яруса (скважины 11, 12, 13, 3682) представлены органогенно-обломочными, сгустково-полидетритовыми, сгустково-комковатыми известняками и крупнообломочными известняковыми песчаниками. Породы обычно перекристаллизованы. Скелетные зерна разной степени сохранности представлены обломками члеников криноидей, брахиопод, остакод, раковинами фораминифер, фрагментами водорослей и трудноопределимыми окаменелостями. Участками отмечается слабое выщелачивание с образованием фрагментарных и межфрагментарных пустот.

Видимая пористость составляет 2-5%. Присутствуют стилолиты и микростилолиты.

Нефтеносность. Карбонатный резервуар, к которому приурочена залежь нефти, разделен на два стратиграфических объекта. Первый стратиграфический объект включает отложения башкирско-серпуховско-окского возраста, второй - отложения нижневизейско-турнейского возраста [1].

Залежь нефти в карбонатном массиве изучена опробованием 11 скважин (8-14, 16, 3483, 3682, 3882), из которых 4 скважины 8, 16, 3483, 3682 расположены в платформенной

части месторождения, остальные - в склоновой (за исключением скважин 12, 13, 14, которые расположены в погруженной зоне).

При раздельном опробовании одного из стратиграфических подразделений в скважинах 8 (башкирский ярус), 10 (нижневизейский ярус), 11 (турнейский ярус), 16 (серпуховский ярус) получены различные притоки нефти до абсолютных отметок -4033.8 м,. -4811 м, -4845.8 м, -4144.4 м, соответственно.

В остальных скважинах проводилось совместное опробование нескольких стратиграфических подразделений.

Платформенная часть карбонатного массива опробована в скважине 3682, где в эксплуатационной колонне из интервала, включающего башкирские, серпуховские и верхнюю часть окских отложений, получен приток нефти дебитом 1662 м3/сут до абсолютной отметки -4653.3 м (по результатам исследования PLT). В скважине 3483 проведено совместное опробование в открытом стволе нижней части окских отложений, а также тульских, турнейских и небольшой толщины девонских отложений. Получен приток нефти дебитом 684 м3/сут до абсолютной отметки -4649.3 м.

В скважине 9 при совместном опробовании серпуховских, окских, нижневизейских и турнейских отложений получен приток нефти дебитом 1283 м3/сут до абсолютной отметки -4809.4 м.

В скважине 12 в погруженной юго-восточной части склона из серпуховских отложений с абсолютной отметкой -4934.5 м получен слабый приток пластовой воды без признаков нефти. В скважине 13 из турнейских отложений с абсолютной отметки -4940.4 м получен переливающий приток воды дебитом 0.96 м3/сут. В скважине 14 из девонских отложений в интервале 5191-5248 м (-5207.7-5264.7) получен приток пластовой воды с растворенным газом дебитом 72 м3/сут.

Водонефтяной контакт нефтяной залежи, приуроченной к подсолевым отложениям, достоверно не установлен, что характерно для всего Прикаспия, также не установлена нижняя граница получения безводной нефти, так как при совместном опробовании в открытых стволах скважин исследования PLT проведены лишь в верхних частях продуктивных интервалов. В скважинах 3882 и 3483 по данным гидродинамического каротажа (MDT) на абсолютной отметке -4933 м происходит изменение градиента давления, свидетельствующее о смене нефтенасыщенной части разреза на водоносную.

В скважине 3882 по данным ГИС по постепенному спаду сопротивлений на кривой ИК установлена переходная зона (4810-4960 м) между нефтяной и водоносной частью разреза.

На данном этапе геологической изученности разреза месторождения, принимая во внимание ограниченные данные опробования, водонефтяной контакт принят условно на абсолютной отметке -4933 м.

2.3 Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных пластов и их неоднородности

При выделении эффективных нефтенасыщенных толщин исходили из того, что все поровое пространство за вычетом объема, занятого связанной водой и объема пород практически с нулевой пористостью, является эффективным и в той или иной мере участвует в притоке нефти. Это показывают результаты исследований компьютерной гидродинамической модели месторождения - при снижении пластового давления в процессе разработки происходит движение нефти во всех коллекторах, в том числе и в низкопоровых. Поэтому граничное значение коллектора по пористости не вводилось [2].

В таблице 2.2.1 приведена характеристика толщин коллекторов по стратиграфическим объектам.

Таблица 2.2.1 - Характеристика толщин залежи нефти по стратиграфическим объектам и участкам

Стратиграфический объект	Толщина	Наименование	Величина по участкам залежи	Всего
			платформа	склон
башкирско-серпуховско-окские отложения	эффект.	Средняя, м	439.6	261.5	342.4
		Коэф. вариации, д. ед	0.219	0.562	0.293
		Интервал изменения, м	84.8-625.4	77.5-717.7	77.5-717.7
	эффект. нефте-насы-щенная	Средняя, м	439.6	261.5	342.4
		Коэф. вариации, д. ед	0.219	0.562	0.293
		Интервал изменения, м	84.8-625.4	77.5-717.7	77.5-717.7
нижневизейско-турнейские отложения	эффект.	Средняя, м	361.3	-	361.3
		Коэф. вариации, д. ед	0.155	-	0.155
		Интервал изменения, м	94.2-520.2	-	94.2-520.2
	эффект. нефтена сыщен.	Средняя, м	309.7	-	309.7
		Коэф. вариации, д. ед	0.102	-	0.102
		Интервал изменения, м	94.2-440.2	-	94.2-440.2

В целом эффективная толщина продуктивной толщи составляет 703.7 м, эффективная нефтенасыщенная толщина - 652.1 м.

Толщина пород башкирского яруса на платформе порядка 88-115 м, в склоновой части 21-135 м.

Толщина серпуховских отложений на платформе колеблется от 102 м до 220 м, в склоновой части 54-514 м.

Отложения окского надгоризонта имеют толщину в центральной части структуры до 373м, сильно сокращаясь на периферии (до 4 м), вплоть до полного их отсутствия.

Толщина нижневизейских отложений в центральной части месторождения достигает 340м.

Толщина отложений турнейского яруса сокращаются от 148 м вплоть до полного исчезновения.

В процессе разведки месторождения в пределах залежи пробурено 11 поисково-разведочных скважин, вскрывших продуктивный карбонатный резервуар, приуроченный к подсолевым отложениям. Во всех скважинах, кроме 8, из продуктивной толщи производился отбор керна в ограниченных объемах. До создания ТШО отобранный объем керна составил 660 метров. С 2000 года ТШО было пробурено 5 новых скважин, в четырех новых скважинах (К-3483, К-3682, К-3882, К-3880) и одной углубленной (К-19) отобран керн общим метражом 920 метров. Итого общий метраж керна по Королевскому месторождению составляет 1580 метров.

В итоге продуктивная толща месторождения Королевское охарактеризована керном из 15 скважин. Башкирские отложения представлены керном из 6 скважин, серпуховские - из 11 скважин, окские - из 9, визейские - из 8, турнейские - из 5 и девонские - из 4 скважин. Освещенность керном вскрытой скважинами продуктивной толщи составила 10.6%.

Из полученного керна, отобраны 3145 образцов пород (штуфы) для проведения исследования, со скважин: К-3483- 1293 образцов, К-3682 - 354 образцов, К-3882 - 347 образцов, К-3880 - 738 образцов и К-19 - 413 образцов.

По результатам исследования керна [2] породы-коллекторы представлены, в основном, известняками. Пустотное пространство пород-коллекторов имеет сложную структуру и представлено первичной межзерновой пористостью, вторичными порами, кавернами, трещинами, что обусловлено условиями осадконакопления и диагенетическими процессами. Большое влияние на формирование пористости оказали процессы выщелачивания, перекристаллизации и образования трещин. Заполнение пор битумом, доломитом, вторичным кальцитом, окремнение привело к ухудшению ёмкостных свойств.

Коллекторы по строению пустотного пространства относятся к сложным. Приняты три типа строения пустотного пространства:

трещинно-поровый (Кп < 3)%;

трещинно-каверново-поровый (Кп - 3-7%);

каверново-поровый (Кп > 7%).

Характеристика емкостно-фильтрационных свойств коллекторов и нефтенасыщенности по стратиграфическим объектам представлена в таблице 2.2.2.

Таблица 2.2.2 - Характеристика емкостно-фильтрационных свойств пород-коллекторов

Метод определения	Наименование	Проницаемость *10-3, мкм2	Пористость, доли ед.	Нефтенасыщ., доли ед.
1	2	3	4	5
	Башкирский ярус. Платформа
Лабораторные исследования	количество скважин	1	1
	количество определений	178	182
	среднее значение	6.65	0.074
	коэффициент вариации	4.55	0.35
	интервал изменений	0.001-278	0.01-0.217
Геофизические исследования	количество скважин		3	3
	количество определений		3	3
	среднее значение		0.059	0.889
	коэффициент вариации
	интервал изменений		0.051-0.07	0.872-0.908
	Башкирский ярус. Склон
Лабораторные исследования	количество скважин	2	2
	количество определений	336	359
	среднее значение	39.7	0.056
	коэффициент вариации	3.81	0.57
	интервал изменений	0.001-8200	0.009-0.251
Геофизические исследования	количество скважин		6	6
	количество определений		6	6
	среднее значение		0.029	0.739
	коэффициент вариации
	интервал изменений		0.008-0.04	0.387-0.777
.	Серпуховский ярус. Платформа
Лабораторные исследования	количество скважин	1	1
	количество определений	333	337
	среднее значение	34.75	0.074
	коэффициент вариации	3.14	0.36
	интервал изменений	0.003-5970	0.007-0.194
Геофизические исследования	количество скважин		3	3
	количество определений		3	3
	среднее значение		0.0495	0.872
	коэффициент вариации
	интервал изменений		0.044-0.059	0.848-0.897
	Серпуховский ярус. Склон
Лабораторные исследования	количество скважин	2	2
	количество определений	409	428
	среднее значение	15.35	0.048
	коэффициент вариации	2.16	0.63
	интервал изменений	0.001-2550(трещ.)	0.002-0.0.273
Геофизические исследования	количество скважин		6	6
	количество определений		6	6
	среднее значение		0.033	0.788
	коэффициент вариации
	интервал изменений		0.009-0.041	0.515-0.775

Коэффициент эффективной пористости определяли по данным ГИС и керну.

Пористость по кривым ГИС определялась согласно методике вероятностного (многокомпонентного) анализа [2]. В значение пористости вносилась поправка за глинистость. Кп пород в интервалах, идентифицированных как глинистые, принималось равным нулю. В пористость, исправленную за глинистость, вносилась поправка за битум. Содержание битума в породах платформы, склоновой и погруженной зон различное и колеблется от 0.01 до 11%. В целом же его содержание закономерно уменьшается вниз по разрезу - от пермских до девонских отложений.

В I стратиграфическом объекте средняя пористость коллектора по ГИС на платформе варьирует от 3.74 до 5.9%, на склоне - 2.7-3.3%, по керну - на платформе 5.4 - 7.4%, на склоне - 4.8 - 5.6%. Во II стратиграфическом объекте средняя пористость по ГИС изменяется от 3.8 до 4.1%, по керну - в среднем составляет 4% (табл.2.2.2).

На платформе наиболее высокими средними значениями емкостных свойств обладают породы башкирского яруса и снижаются в серпуховском и окском ярусах.

Коллекторы склоновой части по сравнению с платформой имеют меньшие значения пористости.

Коэффициент нефтенасыщенности в предельно нефтенасыщенной зоны (на 100 м выше принятого уровня ВНК на абсолютной отметке -4933 м) определялся для новых скважин через коэффициент водонасыщенности по уравнению Арчи-Дахнова через сопротивление пластов. Сопротивления пластов определялось по данным индукционного каротажа. Сопротивление пластовой воды принято равным 0.05 Омм при температуре 1200С. Величина минерализации пластовой воды составляет 38.2 г/л. (скважина К-12). Минерализация пластовых вод месторождения Тенгиз составляет в среднем 40 г/л.

В новых скважинах 3483, 3682, 3882, 3880 в SIM04K, для каждого выделенного горизонта была определена величина объемного содержания воды (BVW=Кп*Кв) для платформенной и склоновой частей отдельно. В старом фонде скважин, при отсутствии каротажа сопротивления, определение водонасыщенности определяли следующим образом. Средневзвешенные величины BVW были применены для определения водонасыщенности по величине пористости в каждом пластопересечении в зависимости от расположения скважины на структуре.

Нефтенасыщенность пород по ГИС в I стратиграфическом объекте на платформе в среднем составляет 0.863 д. ед., в склоновой части - 0.780 д.ед. Во II стратиграфическом объекте в среднем нефтенасыщенность пород по ГИС равна 0.619 д. ед. (таблица 2.2.2).

Водонасыщенность пород по керну определялась методом Дина-Старка и оценивалась по результатам изучения пустотного пространства методом ртутной порометрии. Данные, полученные методом ртутной порометрии, позволили оценить распределение водонасыщенности для пород с различной пористостью по высоте залежи. Эти данные использованы, как указано выше, при оценке нефтенасыщенности пород в переходной зоне. Величина водонасыщенности, определенная по методу Дина-Старка по керну из нефтенасыщенной зоны не является достоверной, так как имеются потери, содержащейся в керне воды, обусловленные разгазированием флюидов при падении давления, вызванного подъемом керна на поверхность. Поэтому, величина нефтенасыщенности по керну для нефтенасыщенной зоны в таблице 2.2.2 не представлена.

Проницаемость пород, представленная в таблице 2.2.2 (лабораторные исследования) соответствует проницаемости пород для газа (Кпр), замеренной на образцах керна. Проницаемость для жидкости определена по проницаемости Клинкенберга (КпрKL). Проницаемость по Клинкенбергу изучена по керну, в основном, из скважины К-3882 и описывается выражением:

КпрKL= 0,558* Кпр1,0279.

Соотношение проницаемость-пористость получено как КпрKL=f(Кпкерн). В величину Кпкерн введена поправка на давление в условиях пласта. Зависимости, полученные для каждой из четырех зон: башкирский и серпуховский, окский, тульский, турнейский ярусы по данным керна из скважин К-3882, К-3483, К-3682, описываются следующими уравнениями [2]:

Отложения	Вид зависимости
башкирский и серпуховский ярус	КпрKL=10 -3,61941+41,999 *Кпкерн
окский надгоризонт	КпрKL=10 -3,44879+44,3881* Кпкерн
тульский надгоризонт	КпрKL=10 -3,75609+33,2745 *Кпкерн
турнейский ярус	КпрKL=10 -4,15735+51,6895*Кпкерн

Статистические ряды распределения проницаемости, определенной по керну, представлены в таблице 2.2.3.

Проницаемость пород, рассчитанная по гидродинамическим исследованиям скважин, оценена для склоновой и платформенной частей (в 9 скважинах). На дату отчета в скважинах были проведены исследования методом КВД, МУО и гидропрослушивания (10 исследовании).

Следует отметить несоответствие проницаемости коллектора, определенной по данным исследования керна и по данным гидродинамических исследований. Проницаемость

пород по керну, в основном, отражает проницаемость “матрицы”. Проницаемость по данным гидродинамических исследований, отражает проницаемость пород с учетом трещиноватости и кавернозности.

Таблица 2.2.3 - Статистические ряды распределения проницаемости по данным лабораторного изучения керна

Подразделение	Интервалы изменения проницаемости *10-3, мкм2	Кол-во  опреде- лений
	>0-0.01	0.01-0.1	0.1-1	1-10	10-100	100- 1000	1000- 10000
	Число случаев, %
Башкирский ярус. Платформа	0.5	21.9	41.6	28.1	6.2	1.7	0.0	178
Башкирский ярус. Склон	23.0	27.7	24.4	16.4	5.9	1.8	0.9	336
Серпуховский ярус. Платформа	1.2	17.7	37.3	29.7	12.3	1.2	0.6	333
Серпуховский ярус.Склон	33.0	34.2	17.9	10.5	2.2	2.0	0.2	409
Окский надгоризонт. Платформа	7.1	40.6	28.4	16.9	5.4	1.4	0.2	496
Платформа	4.0	29.7	33.7	23.1	7.8	1.4	0.3	1007
Склон	28.4	31.3	20.8	13.1	3.9	1.9	0.5	745
I объект	14.4	30.3	28.2	18.9	6.2	1.6	0.4	1752
Тульский горизонт	31.7	46.1	17.8	3.3	1.1			449
Турнейский горизонт	25.1	29.9	30.6	14.0	0.4			278
II объект	29.2	39.9	22.7	7.4	0.8			727

Достоверность определения проницаемости по результатам исследования скважин определяется соотношением перфорированной толщины и фактически работающим на момент испытания интервалом коллектора (по данным РLТ (дебитометрия) фактически работает лишь небольшой интервал наиболее проницаемой части пласта), что приводит к многократному занижению величины проницаемости.

2.4 Запасы нефти и газа

Последний подсчет запасов нефти, растворенного газа и попутных компонентов месторождения Королевское по состоянию на 01.01.2004 г. утвержден ГКЗ РК 28.06.2004 г. (Протокол № 320-04-У).

Сведения об утвержденных начальных геологических и извлекаемых запасах нефти, растворенного газа месторождения приведены в таблице 2.4.1.

Таблица 2.4.1 - Запасы нефти и растворенного газа.

Объекты подсчёта	Подобъект	Зона	Кате- гория	Геологич. запасы нефти, тыс.т	Коэффиц. извлечен. нефти, д.ед.	Извлек запасы нефти, тыс.т	Газосо держа- ние, м3/т	Запасы растворенного газа, млн.м3
								геологи- ческие	извлека- емые
I объект	Башкир- ский	платформа	С1	13783	0.456	6285	574	7911	3608
		склон	С1	6968		3177		4000	1824
			С2	21784		9934		12504	5702
	Серпухов- ский	платформа	С1	13710	0.456	6252	574	7870	3589
		склон	С1	22553		10284		12945	5903
			С2	46952		21410		26950	12289
	Окский	платформа	С1	13395	0.456	6108	574	7689	3506
		склон	С1	2839		1295		1630	743
			С2	6769		3087		3885	1772
	Итого по I объекту	платформа	С1	40888		18645		23470	10703
		склон	С1	32360		14756		18575	8470
			С2	75505		34431		43339	19763
		платформа + склон	С1	73248		33401		42045	19173
			С2	75505		34431		43339	19763
II объект	Нижне- визейский		С1	42635	0.456	19442	574	24472	11160
			С2	14497		6611		8321	3795
	Турней- ский		С1	2251	0.456	1026	574	1292	589
			С2	23309		10629		13379	6101
	Девонский	С2	1015	0.456	463	574	583	266
	Итого по II объекту		С1	44886		20468		25764	11749
			С2	38821		17703		22283	10162
Всего по месторождению	С1	118134		53869		67809	30922
	С2	114326		52134		65622	29925
	С1+С2	232460		106003		133431	60847

Запасы углеводородов подсчитывались по двум объектам подсчёта, соответствующим двум стратиграфическим объектам. Объект I включает отложения башкирско-серпуховско-окского возраста, объект II - нижневизейско-турнейского возраста.

Категорийность запасов нефти утверждена ГКЗ РК в соответствии со степенью изученности каждого из стратиграфических объектов, зон и участков залежи.

Запасы верхней части нефтяной залежи (I подсчётный объект) подсчитывались раздельно по каждому стратиграфическому горизонту (башкирскому, серпуховскому, окскому) с учетом выделенных структурно-фациальных зон (платформа, склон). Запасы нефти платформенной части I объекта оценивались по категории С1, склоновой части - по категориям С1 и С2.

Запасы нефти II объекта, приуроченные к нижезалегающим отложениям турнейско-нижневизейского возраста, подсчитывались по категориям С1 и С2 в целом, без учета структурно-фациальных зон.

К категории С1 отнесены запасы нефти на площадях, ограниченных радиусом 1 км вокруг скважин, давших промышленные притоки нефти, запасы остальной части залежи отнесены к категории С2. Радиус, равный 1 км, соответствует среднему расстоянию между скважинами при проектируемой сетке скважин.

По промышленной категории С1 запасы нефти I подсчётного объекта составили 73248 тыс.т или 49.2% от запасов, подсчитанных по этому объекту, запасы нефти II подсчётного объекта составили 44886 тыс.т или 53.6%, подсчитанных по этому объекту.

В целом по месторождению по категории С1 геологические запасы нефти составили 51% (118134 тыс.т) от общих подсчитанных запасов.

Подсчитанные извлекаемые запасы нефти в целом по месторождению составили 106003 тыс.т. Почти 64% из них сосредоточено в I объекте, 27.5% запасов приурочены к платформенной части и 72.5% - к склоновой.

Запасы растворенного в нефти газа по категории С1 составили 67809 млн.м3.

В связи с тем, что практически половина запасов нефти была оценена по категории С2, ЦКР при рассмотрении Технологической схемы (Протокол № 39 от 20.10.2006 г.) поручила Недропользователю составить и выполнить программу работ по доразведке месторождения и переводу запасов нефти категории С2 в С1. В настоящее время по результатам выполненных исследований (по состоянию на 01.01.2007 г.) НИПИнефтегаз проводит работы по переводу запасов нефти в промышленную категорию.

3. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА

3.1 Обоснование выбора рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования

месторождение продуктивный пласт скважина

3.1.1 Технологические условия эксплуатации скважин

Обоснование и выбор способа добычи нефти в рамках технологической схемы разработки месторождения Королёвское проводится на основании анализа данных пробной эксплуатации скважин с учетом геолого-промысловой характеристики продуктивной толщи, физико-химических свойств флюида, проектных условий и технологических показателей разработки.

Текущее состояние и существующие технологические условия эксплуатации скважин

На дату составления технологической схемы (01.01.06) на месторождении из 19 пробуренных скважин пять (9, 10, 3483, 3682 и 3882) находятся в эксплуатации, 8 скважин - в консервации и 6 скважин - в ликвидации. Из 8 скважин находящихся в консервации 11, 18 и 19 ожидают обустройства (подключение к сепаратору) и одна скважина (21) ожидает добуривания и вскрытие продуктивных горизонтов.

Для пробной эксплуатации устья скважин 10, 16, 22, 3882 оборудованы крестовыми фонтанными арматурами зарубежного производства типа 31/16 10М «Cameron», устья скважин 9 и 11 - типа 31/16 10М АВВ VG с диаметром проходного отверстия ствола ёлки 80 мм, устья скважин 9, 18, 19, 3185, 3483, 3682, 3880 - типа 41/16 10М АВВ VG с диметром проходного отверстия ствола ёлки 100 мм, устье скважины 21 фонтанной арматурой не оборудовано (на фланце установлен патрубок с заглушкой). Вся фонтанная арматура рассчитана на рабочее давление 70 МПа и оборудована сдвоенными запорными устройствами (задвижками), из которых внутренние (по ходу потока) являются аварийными, а наружные - рабочими. Арматура имеет канал для трубки управления скважинным клапаном-отсекателем. Каждый боковой отвод оборудован регулируемым щтуцером «АУМА», с максимальным проходным отверстием 50 мм, для регулирования режима фонтанирования, расположенного после стационарного щтуцера

Компоновка подземного оборудования добывающих скважин состоит:

- в скважине 10 из эксплуатационной колонны с наружным диаметром 168 мм, спущенной до 4803 м; фонтанного подъёмника, состоящего из НКТ марки стали С-90, с наружным диаметром 88.9 мм с двумя хвостовиками того же диаметра, общей длиной 4194 м; двух гидравлических пакеров типа «НЕ» фирмы «Baker», с наружным диаметром 168 мм, установленных на глубине 4140 м и 4172 м; клапана-отсекателя типа «FVHDM» фирмы «Baker», установленного на глубине 37 м от устья; двух посадочных ниппелей, установленных на глубине 4136 м и 4190 м; скользящей муфты - на глубине 4185 м. В процессе мониторинга труб (марка С-95), проведённого в январе 2005 г. были определены потери толщины стенок, которые составили в среднем 7-10 %. Потери металла на глубине 4186.2 м составили 21.4 %, на глубине 4190.21м -21.6 %.

- в скважине 3483 из эксплуатационной колонны с наружным диаметром 178 мм, спущенной до 4395 м, фонтанного подъёмника, состоящего из НКТ с наружным диаметром 114.3 мм и хвостовика того же диаметра, общей длиной 3819 м, марки стали С-90; пакера типа SLB QL с наружным диаметром 178 мм, установленного на глубине 3778 м; клапана отсекателя SCSSV фирмы «Camko», установленного на глубине 47.44 м от устья; трёх посадочных ниппелей типа SLB DS и SLB DN LN, диаметрами 2.81", 2.75", 2.703", установленных на глубине, соответственно 3774 м, 3799 м, 3809 м.

- в скважине 3882 из эксплуатационной колонны с наружным диаметром 178 мм, спущенной до 4352 м, фонтанного подъёмника и хвостовика, состоящих из НКТ марки стали С90 с наружным диаметром 114.3 мм, спущенных до 4321 м, пакера типа FB-3 фирмы «Baker», установленного на глубине 4294 м, клапана отсекателя типа BP-7HP фирмы «Camko», установленного на глубине 43.33 м от устья; трёх посадочных ниппелей типа AOF, диаметрами 2.81", 2.31", 2.25", установленных на глубинах, соответственно, 4290, 4308, 4318 м.

Межтрубное надпакерное пространство скважин с целью защиты наружной поверхности НКТ и внутренней - эксплуатационной колонны от воздействия пластового флюида, заполнено углеводородной жидкостью, обработанной антикоррозионными ингибиторами.

Скважины, находящиеся в консервации, имеют в основном аналогичные элементы компоновки ПО. Некоторое отличие заключается в том, что колонны НКТ в скважинах 18, 19 и 3185 составлены из труб двух марок С-90 и SM-2535, в скважине 11 подъёмник двухступенчатый, состоящий из труб диаметром 89 мм марки SM-2535 и диаметром 73 мм марки SM-90, в скважине 3880 подъёмник составлен из труб марки SAN28M. В скважине 21 подземное оборудование отсутствует.

Добыча нефти из скважин 10 и 3882 начата в ноябре 2001 г., из скважины 3483 - в феврале 2004 года, из скважин 9 и 3682 - с ноября 2005 года. Каждая добывающая скважина разрабатывает всю нефтяную залежь, но продукция учитывается раздельно по двум стратиграфическим объектам. Нефти разрабатываемых горизонтов характеризуются высоким газосодержанием (фактический газовый фактор по данным накопленной добычи нефти газа составляет 585 м3/т), умеренным содержанием парафина (среднее до 5.6%), высоким содержанием агрессивных компонентов (углеводорода - СО2 и сероводорода - Н2S) и отсутствием воды.

Пробная эксплуатация на месторождении осуществляется фонтанным способом на режиме истощения пластовой энергии.

На дату составления технологической схемы (01.01.06) добывающие скважины работали в режиме фонтанирования на штуцерах диаметрами 20-21 мм, с дебитами нефти 1310-1070 т/сут при устьевых давлениях (Ру) 31.6-39.0 МПа, с депрессиями 5.8-7.1 МПа при коэффициенте продуктивности (Кпр) 184.5 т/сут/МПа. Проводимые на скважинах солянокислотные обработки (СКО) способствовали увеличению их продуктивности. СКО скважины 10 (в марте 2001 года) обеспечило увеличение дебита нефти с 62 т/сут при Ру 21.5 МПа до 1394 т/сут при Ру 26.5 МПа. Для улучшения продуктивности планируется проведение солянокислотных обработок в добывающих скважинах 10 и 3882.

Фонтанирование скважин с устьевыми давлениями, превышающими давление насыщения, создаёт благоприятные условия эксплуатации без выделения газа в стволе (однофазный поток).

Оптимизация режимов фонтанирования производилась посредством определения и установки параметров, соответствующих условиям эксплуатации скважин, регулированием (уменьшением/увеличением) диаметра проходного отверстия штуцера.

Проектные технологические условия разработки месторождения

Согласно настоящей технологической схемы (глава 4.2), по рекомендуемому варианту (вариант 1б) планируется разработка на естественном водонапорном режиме, при этом добыча 3.3 млн. т. нефти стабильно удерживается с 2008 г. по 2024 г. включительно.

Фонд скважин увеличивается с 5 - в 2006 г. до 15 - в 2011 г. и до 18 - в 2023 г. за счёт ввода новых скважин. Ввод новых скважин (3 скважины) предусматривается в 2009-2011 гг. и в 2021-2023 гг. (3 скважины).

Средний дебит жидкости в 2006 г. составляет 763 т/сут, в 2015 г 640 т/сут. и в 2025 г. -606 т/сут.

Обводнённость продукции увеличивается с 0.1% в 2006 г до 4% в 2015 г. и до 17% в 2025 г.

Дебит нефти снижается с 762 т/сут в 2006 г. до 615 т/сут в 2015 г. и до 503 т/сут в 2025 г.

Согласно рекомендациям настоящей технологической схемы разработки и данных, характеризующих основной фонд скважин, основные показатели разработки по отбору нефти и жидкости, результаты исследований скважин и пластов, определены следующие технологические условия эксплуатации скважин месторождения Королёвское:

основной способ эксплуатации скважин - фонтанный;

при прекращении фонтанирования или при невозможности обеспечения проектных дебитов фонтанным способом из-за снижения пластового давления рекомендуется применение на месторождении газлифтного способа добычи;

скважины разрабатывают совместно I и II объекты;

скважины эксплуатируются со снижением пластового давления до 55 МПа в 2015 г. и до 33 МПа в 2025 г.

прогнозируемый коэффициент эксплуатации добывающих скважин составляет 0.945 д.ед;

эксплуатация скважин сопровождается увеличением обводнённости продукции;

коэффициент продуктивности скважин средний 571.9 т/сут/МПа;

среднегодовой дебит нефти на одну скважину снижается с 762 т/сут в 2006 г. до 615 т/сут в 2015 г. и до 503 т/сут в 2025 г.;

газовый фактор не снижается и составляет в среднем 528 м3/т.

На основании проведенного анализа существующих условий пробной эксплуатации и проектных технологических условий разработки, принятых в настоящей технологической схемы следует, что фонтанный способ добычи на месторождении является рациональным при условии регулирования работы скважин для выбора оптимальных режимов фонтанирования с наибольшим дебитом нефти при наименьшем газовом факторе, и с наименьшими гидравлическими потерями.

3.1.2 Расчет и обоснование минимальных давлений фонтанирования (соотношения устьевых и забойных давлений)

Для расчёта и обоснования фонтанного подъёмника необходимо определиться с условиями фонтанирования и минимальными забойными давлениями фонтанирования. Условия фонтанирования зависят от соотношения между эффективным газовым фактором смеси, поступающей из пласта, и удельным расходом газа, необходимым для подъёма газожидкостной смеси на поверхность. Для расчета предельных забойных давлений и обоснования применения фонтанного способа добычи в условиях эксплуатации месторождения Королёвское, использован графоаналитический метод, основанный на определении соотношений объема свободного газа и расхода газа в зависимости от давления на устье при работе газожидкостных подъемников различных диаметров [7].

Для условия фонтанирования необходимо, чтобы средний объем свободного газа, приходящийся на единицу массы жидкости (Гэф) был больше или, по крайней мере, равен удельному расходу газа, при работе подъемника на оптимальном режиме Rопт (Гэф ? Rопт).

На рисунках 6.1.2.1 и 6.1.2.2 приведены графики зависимости минимальных забойных давлений фонтанирования от устьевых давлений (условие фонтанирования) в подъемниках (НКТ) диаметрами 88.9 мм, 101.6 мм, 114.3 мм и 127 мм, для скважин, разрабатывающих залежь, соответственно, с безводной продукцией и с обводнённой до 39.2%. Как видно из графика на рисунке 6.1.2.1, устьевым давлениям от минимально возможного 3.5 МПа (ограниченного по давлению в системе сбора) до максимального 36 МПа (ограниченного депрессией и продуктивностью, необходимыми для обеспечения проектной добычи) соответствуют предельные забойные давления фонтанирования от 16.1 МПа (в НКТ 127 мм), 16.5 МПа (в НКТ 114.3 мм), 17.2 МПа (в НКТ 101 6 мм) и 18.2 МПа (в НКТ 88.9 мм) до 71 МПа. Из графика видно, что при минимальном устьевом давлении (3.5 МПа) разница забойных давлений в подъёмниках диаметрами 88.9, 101.6, 114.3 и 127 мм составляет 1-0.7 МПа, которая с ростом устьевого давления уменьшается, и при Ру от 15 МПа и выше, сводится к нулю. С увеличением обводнённости забойные давления возрастают на 8.9 МПа, при этом минимальному устьевому давлению 3.5 МПа соответствуют забойные давления от 25 МПа (в НКТ 88.9 мм) до 26.9 МПа (в НКТ 127 мм), максимальному устьевому давлению 35 МПа соответствует забойное давление 72.5 МПа.

Оптимальным условиям фонтанирования настоящего периода, в зависимости от продуктивности скважин, соответствуют устьевые давления от 40 МПа до 25.4 МПа (выше и равно давления насыщения) и забойные давления от 71 МПа до 54 МПа. При этом необходимо отметить, что для выполнения условия разработки месторождения с Рзаб ? Рнас, минимальные устьевые давления должны быть не ниже 5.9-6.5 МПа. Со снижением в процессе эксплуатации пластового давления и продуктивности скважин устьевые и забойные давления могут быть снижены: устьевое до допустимого значения - не ниже давления в системе сбора; забойное до значения, при котором создаваемая на пласт депрессия в зависимости от продуктивности скважин обеспечит проектные дебиты.

3.1.3 Обоснование и выбор фонтанного подъёмника и режимов эксплуатации фонтанных скважин

Продолжительность периода фонтанирования скважины во многом зависит от конструкции и размеров фонтанного подъёмника. Подъёмник должен обеспечить длительный оптимальный дебит нефти при минимальном удельном расходе энергии.

Для определения оптимального диаметра фонтанного подъёмника с использованием методики А.З. Истомина [8] построены графики зависимости градиента давления от дебита скважины в подъёмниках с наружными диаметрами 88.9, 101.6, 114.3 и 127 мм. Кривые на рисунке 6.1.3.1 наглядно характеризуют пропускную способность фонтанных труб применительно к условиям эксплуатации скважин месторождения Королёвское. Как видно из графика, с ростом скорости газонефтяной смеси (с увеличением дебита) суммарные потери напора в подъёмниках вначале уменьшаются, достигая своего минимума, затем начинают увеличиваться. Такое изменение суммарных потерь напора означает, что одному и тому же градиенту давления соответствуют два разных дебита (низкий и высокий). При этом диаметр подъёмника следует считать оптимальным, если дебит скважины соответствует точкам участка кривой, расположенного несколько правее точки минимума, где кривая начинает резко подниматься. Как видно из графика, для дебита порядка 550 - 600 т/сут оптимальный диаметр подъёмника - 88.9 мм, для дебита 700 - 800 т/сут - 101.6 мм, для дебита 900 - 1050 т/сут - 114.3 мм, для дебита 1400 т/сут и более оптимальный диаметр 12...