Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

• Введение
• 1. Геологический раздел
• 1.1 Общие сведения о месторождении
• 1.2 История геологической изученности и разработки месторождения
• 1.3 Стратиграфия
• 1.4 Тектоника
• 1.5 Нефтегазоносность
• 1.6 Водоносность
• 2. Технико-технологический раздел
• 2.1 Краткая история разработки месторождения
• 2.2 Технологические показатели по отбору углеводородов, разделение продукции скважин по объектам разработки
• 2.3 Характеристика начальных и текущих дебитов
• 2.4 Динамика КГФ и газовых факторов
• 2.5 Характеристика фонда скважин
• 2.6 Выделение эксплуатационных объектов
• 2.7 Расчетные варианты разработки
• 2.8 Очистка газа
• 2.9 Технологическое описание очистки топливного газа
• 2.10 Расчет пропускной способности вертикального гравитационного сепаратора
• 3. Техника безопасности и охрана окружающей среды
• 3.1 Анализ производственно-опасных и вредных факторов
• 3.2 Безопасность работ при очистке природного газа
• 3.3 Охрана окружающей среды
• 4. Экономический раздел
• 4.1 Научно-технический прогресс в нефтегазодобывающей промышленности и экономическая эффективность новой техники и технологии
• 4.2 Методика определения экономической эффективности внедрения новой техники и технологии
• 4.3 Краткая характеристика предлагаемых мероприятий и цель их внедрения
• Заключение
• Литература

Введение

Сформировавшемуся в последнее время нефтегазовому комплексу Республики Казахстан отводится ведущая роль в топливно-энергетическом балансе и экономике страны. При нынешних темпах развития производительных сил и освоения углеводородных ресурсов вопросы охраны окружающей природной среды приобретают особую остроту и социальную значимость. Это обусловлено тем, что производственная деятельность предприятий нефтяной и газовой промышленности неизбежно связана с техногенным воздействием нефтегазодобычи на объекты природной среды. Как показывает практика, геохимический техногенез свойственен всем этапам освоения месторождений от бурения до введения в эксплуатацию, а также на протяжении всего периода эксплуатации.

Увеличение темпов добычи, объемов разведывательного и эксплуатационного бурения, и соответственно, транспорта, особенно в шельфе Каспийского моря, сырой нефти, газа и конденсата ставит вопрос необходимости создания собственных новых и реконструкции уже существующих мощностей переработки углеводородного сырья. В силу специфики состава углеводородов (повышенное содержание соединений серы) переработка сырья уменьшила бы экологический риск в процессе транспортировки продукции, а также увеличила бы количество экспортируемой продукции нефтегазовой отрасли.

Очистка и переработка природного газа Карачаганакского месторождения позволит решить вопрос снабжения дешевым природным газом потребителей данного региона и топливным газом собственных установок по подготовке газа к транспортированию. Создание установки очистки и переработки природного газа природного газа приведет к созданию собственной инфраструктуры переработки газа и конденсата, а это в свою очередь, увеличит количество рабочих мест в этом районе.

В перспективе при увеличении объемов добычи газа и конденсата в последние годы создание очистных и перерабатывающих мощностей снимет угрозу экологических катастроф при транспортировании углеводородов, так как природный газ и конденсат Карачаганакского месторождения содержат повышенное количество токсичных компонентов, в частности, сероводород. Извлечение сероводорода и других соединений серы в виде элементной серы позволит снизить выбросы в атмосферу оксидов серы и увеличит ассортимент получаемой продукции.

Наиболее актуальной инженерно-экологической проблемой для нефтегазовых производств является оптимизация и комплексная автоматизация всех технологических процессов и операций по экологическим факторам.

В данной работе сделана попытка освещения и разработки предложений по очистке природного газа и переработки кислых газов с получением товарной продукции (серы) на Карачаганакском месторождении.

1. Геологический раздел

1.1 Общие сведения о месторождении

Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Бурлинском районе Западно-Казахстанской области Республики Казахстан, в 30 км к северо-востоку от города Аксай, в 150 км к востоку от города Уральск.

Территория Бурлинского района, в пределах которого располагается КНГКМ, составляет 5,6 тыс.км ². В районе расположен 1 город, 1 районный поселок и 35 сельских населенных пунктов. Население Бурлинского района на 01.04.99 г. составло 48143 человека, в том числе г. Аксай - 29912 человек.

В среднем по району на каждый сельский населенный пункт приходится 635 жителей. Число сел с количеством жителей от 1000 до 3000 человек по району - 6, где проживает 8,2 тыс. человек, составляющие около 39% всего населения района. Численность населения города Аксая - 29912 человек или 61,2% всего населения района. По характеру рассредоточения Бурлинский район характеризуется как компактный. Расстояние между населенными пунктами по району в среднем не превышает 15-25 км при перемещении по шоссейным дорогам, г. Аксай удален от областного центра (г. Уральск) на 120 км. Сообщение с г. Уральском осуществляется автотрассой протяженностью 140 км и железной дорогой.

Дорожная сеть представлена автомобильными дорогами с твердым покрытием Аксай - Оренбург, Уральск - Оренбург и Западно-Казахстанской железной дорогой, проходящей через город Аксай. Основными видами транспорта является автомобильный и железнодорожный. В орографическом отношении район представляет равнину с редкой сетью оврагов и балок. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 80 до 130 метров. Гидрографическая сеть представлена к северу от месторождения рекой Урал, к северо-востоку рекой Илек, на западе рекой Утва. На площади встречаются небольшие естественные водоемы. Техническое водоснабжение обеспечивается преимущественно за счет подземных вод. Водоносные горизонты, залегающие на глубинах от 5 до 110 метров и приурочены к трещиноватым мергелям и известнякам, а также песчаникам. Климат района резко континентальный, температура воздуха от -40⁰С зимой и до +40⁰С летом.

Рисунок 1. Ситуационная карта-схема Карашыганакского нефтегазоконденсатного месторождения

Превалируют ветры юго-восточного и северо-западного направления. Среднегодовое количество осадков составляет 0,3 - 0,35 м, выпадающих в основном летом, осенью и зимой. Снеговой покров, как правило, незначительный, на возвышенных местах практически отсутствует. Глубина промерзания грунта колеблется от 1 до 1,5 метров в зависимости от толщины снежного покрова. Продолжительность отопительного сезона 176 дней с 15 октября по 15 апреля. Растительность типичная для сухих степей. В пределах площади месторождения степи сплошь распаханы, свободны лишь участки вдоль оврагов и балок.

1.2 История геологической изученности и разработки месторождения

Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1979 году при бурении параметрической скважины № 10-П производственно-геологическим объединением "Уральскнефтегазгеология". В 1983 году произведен оперативный подсчет запасов нефти, газа и конденсата. С ноября 1984 года началась опытно-промышленная эксплуатация месторождения.

На основании данных сейсмической разведки в пределах территории Карачаганакского месторождения был выявлен хребет основания (слоя земной коры под осадочным слоем и над поверхностью Мохоровича). По оценке амплитуда хребта составляет 700 м, а глубина до его кровли - приблизительно - 7 км. На основании сейсмических данных было высказано предположение о том, что основание покрыто комплексом древних терригенных отложений, над которыми залегают карбонатные отложения среднего и верхнего палеозоя. Эти отложения формируют крупный подсолевой массив, простирающийся в широтном направлении, параллельно окраине Прикаспийской впадины. Протяженность массива превышает 10 х 20 км, и его пределах общая толщина предсолевых карбонатных отложений верхнего девона и нижней перми превышает 2000 м. За пределами массива мощность этих отложений составляет не более 600 м, и только изредка до 800 м. Карбонатные породы на всей площади покрыты карбонатно-сульфатными отложениями, толщина которых меняется значительным образом (от 7 - 10 до 3000 м). С точки зрения взаимного положения по отношению к солевым структурам, большинство подсолевых поднятий Карачаганакского месторождения расположено в межкупольном пространстве между соленосными массивами - Карачаганакской, Кончебайской и Сухореченской солевыми структурами. Межкупольный прогиб в основном заполнен верхними пермскими и триасовыми терригенными отложениями, имеющими тенденцию к падению в южном направлении. Как межкупольные прогибы, так и солевые купола покрыты тонким слоем юрско-меловых, неогеновых и четвертичных отложений, толщина которых не превышает нескольких сотен метров.

Основной карбонатный массив Карачаганакского месторождения является составной частью фаменско-артинского структурного яруса, который образует крупный, протяженный подсолевой массив, залегающий параллельно склону Прикаспийской впадины. Размеры Карачаганакского карбонатного массива в плане составляет 15 х 30 км, а его высота равна 1600 м. Структурный ярус подразделяется на три подъяруса: верхний девонский-турнейский, визейский-башкирский и нижнепермский. Отложения среднего визейского подъяруса залегают на размытой поверхности верхнего девонского-турнейского подъяруса. Нижняя часть среднего визейского разреза содержит аргиллитовый карбонатный маркирующий горизонт, толщина которого изменяется от 1,75 до 23,5 м. Поверх этого горизонта проходит субширотная антиклинальная складка, северное крыло которой характеризуется более крутым уклоном. В горизонтальном разрезе эта складка совпадает с северо-западным и северо-восточным склонами приподнятого основания.

Визейско-башкирский подъярус сверху ограничен допермским перерывом в осадконакоплении. В уплощенной приподнятой части, там, где свод достигает максимальной ширины, гребень свода образует дугу. Эта антиклинальная часть поднятия оконтурена стратоизогипсами -4400 и -4500 м, образуя основание нижней пермской структуры.

Пермская суперструктура залегает поверх хребта каменноугольного массива в пределах стратоизогипсы -4500 м. Данные, полученные по результатам бурения, указывает на то, что первоначально ранний пермский атолл начал формироваться в широкой восточной части изометрического каменноугольного основания. Однако степень понижения западной части основания превышало скорость рифообразования, в результате чего риф приобрел дугообразную форму. В западной части каменноугольного основания процесс раннего пермского рифообразования обладал меньшой интенсивностью, и на этом участке была обнаружена низкоамплитудная органическая структура размера 3 х 4 км и мощностью свыше 100 м.

Кунгурско-татарский структурный ярус, отмеченный соляной тектоникой, образует перекрывающие породы Карачаганакского месторождения. Особенности соляной тектоники вели к формированию соляных хребтов на северной и южной окраинах подсолевой структуры со сложными переходами между соленосными и терригенными породами. В плане средняя часть подсолевой структуры залегает согласно с межкупольным прогибом, где солевые отложения практически отсутствуют, при этом при движении с северо-востока на юго-запад кунгурское сульфатное подразделение последовательно покрыто уфимскими, казанскими и татарскими отложениями. Триасовые отложения, залегающие в прогибе, демонстрируют моноклинальное понижение с севера на юг. На севере они залегают под неогеново-четвертичными отложениями, и при перемещении к югу они последовательно перекрыты юрскими и меловыми отложениями.

От верха пермского периода, около 3600 м ниже уровня моря, до глубины около 4950 м ниже уровня моря в каменноугольном регионе газовый конденсат медленно становится жирнее с увеличением глубины. Полученный при добыче газовый фактор уменьшается с приблизительно 2000 м ³ в верхней части газового региона до приблизительно 800 м ³ при глубине 4950 м ниже уровня моря. Остаточная (не разжижаемая) нефть, как видно, занимает около 4,5 % всего порового пространства в газовом регионе Карачаганака. Так как эта нефть не находится в состоянии равновесия с газом, газ в результате недонасыщен, так что конденсат не выпадает немедленно при снижении давления в резервуаре.

С 4950 м ниже уровня моря вниз до водонефтяного контакта, около 5150 м ниже уровня моря, находится нефтяное крыло. Этот нефтяной регион должен быть разделен на две части, в каждой из которых нефть имеет довольно различные жидкостные свойства. На юге и на западе месторождения нефть быстро уплотняется с увеличением глубины, а содержание газа снижается с 800 ст. м³ на 4950 м ниже уровня моря до приблизительно 250 ст. м³ при 5150 м ниже уровня моря. На северо-востоке месторождения плотность нефти возрастает с увеличением глубины гораздо медленнее, и газовый фактор снижается меньше - с 800 м³ на 4950 м ниже уровня моря вниз до приблизительно 500 ст. м³ при водонефтяном контакте. Нефть в юго-западном регионе явно находится в состоянии гравитационного равновесия (или близко к нему) с увеличением глубины, в то время как нефть на северо-востоке не достигла этого состояния, что, возможно, предполагает произошедший позднее приток газа в эту область.

Различие между нефтями юго-западного и северо-восточного региона не абсолютна, и в некоторых скважинах добывается промежуточный тип. Есть еще некоторая неопределенность относительно характера нефти северо-восточного региона.

Важно признать, что в Карачаганаке нет очень четкой границы между газом и нефтью. Состав жидкостей таков, что при водонефтяном контакте пластовая жидкость довольно близка к своей критической точке. Это означает, что газ и нефть имеет очень схожие составы, так что при переходе от газа к нефти изменения в жидкостных свойствах происходят постепенно, а не внезапно. Поэтому точная позиция водонефтяного контакта не ясна из данных, и в любом случае при построении данной модели использовалось цифра 5100м ниже уровня моря.

1.3 Стратиграфия

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, ДР 7 и ДР 8 было проведено литолого-стратиграфическое 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 (D₂ef)

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 (D₂g)

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 Д 2. В скважине Д 5 на южном склоне Карачаганакской структуры живетские отложения не фиксируются.

Верхний отдел (D₃)

Верхнедевонские отложения представлены франскими и фаменскими ярусами.

Франский ярус (D₃f)

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 (D₃fm)

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 (С₁t)

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 (С₁v)

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 (С₁s)

Сложен он карбонатными породами мелководного, рифового и относительно глубоководного типов разреза. Мелководный тип осадков представлен известняками биоморфно-детритовыми, перекристаллизованными, ангидритизированными. 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 (С₂b)

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 первых трех ярусов образуют три типа разрезов - биогермный, склоновый и относительно глубоководный.

Ассельский ярус (Р₁a)

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 (Р₁s)

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 (Р₁ar)

В рифовом типе разреза представлен биоморфно-детритовыми известняками, 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 (Р₁k)

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

Филипповский горизонт (Р_1k^f)

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, ангидритизированными 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 (Р_1k^ir)

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 отсуствуют, 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 (Р₂u)

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 (Р₂kz)

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 (Р₂t)

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 8-20м.

1.4 Тектоника

Карачаганакское месторождение расположено во внутренней части северной бортовой зоны Прикаспийской впадины, характеризующийся большой толщиной осадочного чехла и проявлениям солевой тектоники. Месторождение пространственно сопряжено с поднятием фундамента, амплитудой около 400м, ограниченного 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 1200м. Переинтерпритацией сейсмических материалов подтверждено, что сбросы, выявленные по поверхности фундамента в отложениях осадочного чехла не проявляются. Субширотная и субмеридианальная ориентировка тектонических элементов древнего заложения находит отражение в поднятии по кровле отложений терригенного девона.

В разрезе осадочной толщи в пределах бортовой зоны Прикаспийской впадины выделяются три структурных этажа, различно реагировавших на тектонические движения. Нижний структурный этаж объединяет отложения от верхнедевонских до артинского яруса включительно, средний - включают кунгурскую сульфатно-галогенную толщу и верхний - охватывает образования верхней перми и триаса.

Основной карбонатный массив Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения связан с фаменско-артинским структурным этажом, образующим крупный подсолевой массив широтного простирания, ориентированный параллельно борту Прикаспийской впадины. Размеры массива в плане составляют 14,5 х 28 км, высота 1600 м при общей толщине подсолевых карбонатных верхнедевонско-нижнепермских отложений до 2000 м, в то время как за пределами массива она не превышает 600 м. Структурный этаж разделяется на три подэтажа: верхнедевонско-турнейский, визейско-башкирский и раннепермский, причём каждый подэтаж характеризуется несколько отличным от других структурным планом [лист 1,2].

Строение визейско-башкирского 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. При этом плоская слабо деформированная центральная часть поднятия круто погружается на крыльях и периклиналях с углами наклона до 40-50є.

В пределах плоской сводовой части поднятия, в районе скважин 420, 933, 304, 27, 24, 223, 43 ширина свода достигает максимальных размеров и в пределах изогипсы минус 4500 м возвышается над остальной частью карбонатного каменноугольного массива более чем на 100 м, являясь цоколем для нижнепермской постройки.

Для раннепермского структурного подэтажа характерно наращивание вершины восточной расширенной части каменноугольного основания рифовой постройки.

По мере разбуривания месторождения эксплуатационными скважинами в разрезе выделяются более повышенные участки залегания нижнепермских отложений. В районе скважин 427 и 1000 по изогипсе минус 4000 м оконтуривается куполообразное поднятие амплитудой до 600 м и размерами 2,0 х 1,7 км. В пределах единой изогипсы минус 3700 м в районе скважин 314, 606, 321, 150, 324, 2Д, 112, 214 оконтуриваются небольшие поднятия субмеридианального направления, амплитудами до 100 м. В районе скважин 803, 139Д, 439, 701, 253 фиксируются локальные малоамплитудные 25-100-метровые поднятия.

В настоящее время эксплуатационными скважинами 423, 424, 912 вскрыты от 135 до 170 м нижнепермских отложений, в результате чего восточный и западный участки соединяются полосой развития нижнепермских карбонатных образований шириной порядка 6 км.

Средний структурный этаж отличается развитием соляной тектоники и играет роль покрышки Карачаганакского месторождения. Особенности проявления соляной тектоники привели к образованию валообразных поднятий и соляных куполов.

Центральная часть подсолевой структуры совпадает в плане с межкупольной мульдой, где практически отсутствует соль, а сульфатная пачка кунгура перекрыта уфимскими и казанскими красноцветами.

1.5 Нефтегазоносность

Основная (разрабатываемая) нефтегазоконденсатная залежь связана с карбонатными верхнедевонскими (фаменскими), каменноугольными и нижнепермскими (по артинский ярус включительно) отложениями. Толщина залежи около 1600 м, минимальная глубина залегания ее кровли 3680 м. Водонефтяной контакт (ВНК) этой залежи расположен в среднем на абсолютной отметке минус 5150 м, или на глубине порядка 5250 м от поверхности земли.

Ниже, под основной нефтегазоконденсатной залежью, разведочной скважиной № 15 в интервале глубин 5630-5754 м (абсолютные отметки минус 5530-5654 м) вскрыта нефтяная залежь в отложениях среднего девона. Нефтенасыщены аргиллиты темно-серые с прослоями известняков. Развитие нефтяной среднедевонской залежи предполагается в центральной части месторождения и несколько севернее контура основной нефтегазоконденсатной залежи.

Для настоящего проекта основной интерес представляет нефтегазоносность кунгурских отложений, которая поэтому более подробно изложена ниже.

Нефтеносность кунгурских отложений установлена эксплуатационной скважиной № 112. Нефть в этой скважине была получена в процессе бурения при глубине 3528 м. Был получен фонтан нефти дебитом порядка 100 м ³/сут. Фонтан ликвидирован путем задавки глинистым раствором плотностью 1,56 г/см ³. После этого скважина была продолжена бурением с отбором керна до глубины 3594 м. С целью опробования скважину оборудовали эксплуатационной колонной до глубины 3588 м, которую зацементировали до устья. Для опробования была произведена перфорация колонны в интервалах: 3515-3534 м (I объект), 3485-3495 м (II объект), 3465-3475 м (III объект), 3556-3568 м (IV объект). Приток нефти получен из IV объекта, дебит нефти составил 30 м³/сут на штуцере 10 мм, пластовое давление не замерялось. Остальные объекты оказались "сухими".

Скопление нефти приурочено к ангидритам светло-серого цвета, трещиноватым, с характерной косослоистостью, обусловленной тонкими пропластками доломитов, пропитанных нефтью. Пористость нефтегазоносных пород, по данным ГИС составляет 6,5 %.

Ниже отметки минус 5000 м залегает нефтяная зона. Судя по высокому газожидкостному фактору (ГЖФ), превышающему 500 м³/м³ и физико-химическим свойствам жидких углеводородов, нефть (особенно в верхних слоях зоны) легкая, маловязкая, переходящая к отметке минус 5130 в более плотную и вязкую, которая в сочетании с ухудшенными коллекторскими свойствами вмещающих пород может блокировать залежь участками или повсеместно.

Ниже отметки минус 5130 м, согласно данным исследований скважины № 13, предположительно находится переходная водо-нефтяная зона.

В северных районах Прикаспийской впадины основные перспективы нефтегазоносности связаны с подсолевым палезоем. Промышленная продуктивность отложений этого возраста установлена в 1973-1975 годах открытием Гремячинского, Тепловского, Токаревского и ряда других небольших по запасам газоконденсатных и газоконденсатнонефтяных месторождений.

В 1979 году во внутренней части прибортовой зоны на площади Карачаганак в скважине П-10 был получен фонтан газа и конденсата из нижнепермских отложений с глубины 3908 м.

Комплексные газодинамические и газоконденсатные исследования, проведены в разведочных и эксплуатационных скважинах Карачаганакского месторождения, доказали промышленную продуктивность вскрытого карбонатного разреза, нижней перми и карбона до глубины 5217 м (скважины 13). В целом по месторождению установленный бурением этаж углеводонасыщенных пород достигает 1557 м (3660-5217 м; в абс. отметках 3567,8-5137,8 м).

С глубиной увеличивается содержание С ₅₊. В трех скважинах П-13, 20 и 9 получены притоки нефти с конденсатом в интервале глубин 5152-5217 м. Плошадь распространения и мощность нефтяной оторочки пока не установлены в виду недоразведанности месторождения.

Степень изученности месторождения неравномерна по площади и разрезу. В стратиграфическом отношении наиболее изучены пермские отложения, причем главным образом в прикупольных областях залежи, в то же время каменноугольные отложения и периферийности структуры в целом освещены результатами глубокого бурения недостаточно.

Пластовые воды в чистом виде на месторождении получены не были, и по этим причинам конфигурация месторождения и высота залежи однозначно не установлены. Вместе с тем, есть основания полагать, что примесь жидкости, полученная с нефтью в скважине 13 с глубины 5202~5217 м, представлена преимущественно (70~80 %) пластовой водой. На это указывает, с одной стороны ее химический облик с характерным для глубин вод соотношением составляющих компонентов, а с другой - ее стабильные притоки в значительных количествах (25~30 %), что не наблюдалось в других скважинах с аналогичными условиями проходки, вскрытия и освоения пластов. Кроме того, сравнение химических составов полученной воды и бурового раствора показывает их несоответствие.

Появление пластовой воды на первых этапах освоения скважины, а также наличие стойкой водонефтяной эмульсии, могут указывать на наличие воды в непосредственной близости от дыр перфорации и, таким образом, не исключено, что скважина 13 в интервале перфорации 5202~5217 вскрыла переходную водонефтяную зону в ее верхней части. Поскольку из интервала 5125~5190 м той же скважины получена безводная нефть, то надо полагать, что нижняя граница чисто нефтяной подушки проходит на глубине примерно 5210 (-5130 м); ниже залегает переходная водонефтяная зона. Не заключено также, что высокий градиент нарастания плотности нефти (до 0,85 г/см ³) в сочетании с резким сокращением притоков пластовых флюидов (скважины 13 и 9) указывают на ухудшение ФЕС к низу залежи, и возможно "запечатывание" залежи твердыми продуктами нефти.

Относительно небольшая площадь залежи и большой этаж газонефтеносности предопределяют чрезвычайно высокую плотность запасов углеводородов.

По данным промысловых и лабораторных исследований Карачаганакское месторождение является конденсатогазонефтяным: в пермских отложениях находится газоконденсатная залежь, в каменноугольных газоконденсатная залежь и нефтяная подушка.

Граница между газоконденсатной и нефтяной зонами точно неустановлена. Исследование рекомбинированных проб пластовых смесей (интервал 4870 ~4965 м) на установке фазовых равновесий mini-PVT, указывает на то, что она находится ниже глубины 4965 м (-4332 м), поскольку давление начала конденсации в скважине 19 оценивается в диапазоне 52,7~55,0 МПа, то есть эта система является недонасыщенной.

Учет этого фактора в сочетании с физико-химическими характеристиками (цвет, плотность, КГФ, компонентный состав и др.) пластовых флюидов более глубоких интервалов вскрытия пласта (скважин 5 и 20) позволяют оценить положение газонефтяного контакта на отметке 5000 м.

В межсолевых отложениях в процессе бурения скважины 112 при забое 3594 м было получено активное нефтепроявление. Нефть черного цвета, вязкая плотная с удельным весом 0,89 г/см ³ и аномально высоким пластовым давлением.

По скважине 102 расположенной вблизи скважины 112 намечен комплекс исследований для изучения причин и масштаба нефтепроявлений.

Подобного рода нефтепроявления наблюдаются и на других разведочных площадях этой зоны - Чиликской, Токаревской и других, однако эти локальные скопления нефти и аномально высокое пластовое давление в них снижалось до нормального.

1.6 Водоносность

В гидрогеологическом отношении в разрезе Карачаганакского НГКМ выделяется два гидрогеологических этажа, разделенных регионально сульфатно-галогенным водоупором кунгурского возрастов.

Верхний этаж охватывает преимущественно терригенные отложения четвертично-неогенового-мелового-юрского, триасового и верхнепермского возрастов. Подземные воды этого этажа изучены до глубины 150 м скважины пройденными при поисках источников водоснабжения. Они приурочены к песчаным линзам и прослоям четвертичных, неогеновых, нижнемеловых, юрских отложений к мело-мергелъным трещиноватым породам верхнего мела.

В целом, эти горизонты характеризуются невысокой водообильностью и поэтому могут быть пригодны для водоснабжения только мелких водопотребителей,

Водовмещающие породы четвертичных делювиальных отложений имеют невыдержанные мощности 4-5 м. Дебиты скважин невелики составляют 0,1-2 л/сек.

Подземные воды апшеронских отложений безнапорные, статистические уровни отмечаются на глубине 9,2-27,0 м. Мощность водовмещающих пород колеблется от 5-10 до 15-20 м. Дебиты скважин изменяются от 0,2 до 0,6 л/сек, при понижении уровня от 4,5 до 26,0 м.

Подземные воды акчагыла - слабонапорные, они залегают на глубине от 28 до 662 м, а установившиеся уровни в скважинах отмечаются на глубине 16-31 м. Мощность водоносных пород изменяется от 2-5 до 11-16 м. Водообильность отложения крайне неравномерная. Наряду с практически безводными скважинами в центральной части КГКМ имеются скважины с дебитом 5,0-5,5 л/сек, на юге площади. Средняя величина дебитов составляет 2,6 л/сек, при понижении уровня 14м.

Мощность водовмещающих верхне-меловых, мело-мергельных пород 35-65 м. Подземные воды имеют безнапорный характер и вскрываются скважинами на глубине 9-29 м. Водообильность отложений неравномерная, дебиты скважин изменяются от.0,1-1,0 л/сек, при понижении уровня 12-24 м, до 7,5-21,6 л/сек, при понижении уровня 5,9-8,2 м. Наиболее водообильные скважины пробурены на западном участке распространения горизонта.

Водоносный горизонт юрских отложений приурочен к верхнему и среднему отделам, мощность водовмещавших прослоев изменяется от 510 до 23-26 м. Подземные воды горизонта напорные. Они вскрыты на глубине 45-116 м, статические уровни отмечены на 5-68 м. Водообильность горизонта низкая, дебиты скважин составляют 0,3-0,6 л/сек, при понижении уровня 7,0-31 алхимический состав вод всех описанных горизонтов пестрый.

Развиты комплексные гидрокарбонатные, так и солоноватые и соленые хлоридно сульфатные, хлоридно-гидрокарбонатные, гидрокарбонатные сульфатные гидрокарбокатно-хлоридные воды.

В целом, район Карачаганакского месторождения, характеризуется преобладанием подземных вод повышенной минерализации, среди которых пресные воды развиты на отдельных участках.

Минерализация подземных вод первого от поверхности земли водоносного горизонта независимо от возраста и литологии водовмещающих пород составляет обычно 2-3 г/л, реже, до 1 г/л. С глубиной она увеличивается и глубинах 120-150 м повсеместно развиты соленосные воды с минерализацией 5-20 г/л.

Из верхнепермских опробованы только татарские отложения (в самой кровельной части) на глубине 1808-1670 м в скважине РП-1, пробуренной до разведки поглощающих горизонтов. Водоносными являются межсреднезернистые песчаники и алевролиты, дебит которых после компрессирования скважины при восстановлении уровня с глубины 600м до глубины 180 м составил 54 м³/сут. В результате опробования были получены пластовые воды хлоридного натриевого состава с минерализацией 281,2-302,0 г/л и плотностью 1,182-1,187 г/см³.

Нижний гидрогеологический этаж приурочен к карбонатным отложениям нижней перми и каменноугольного возраста. Пластовые воды этого этажа вскрыты скважинами 1 Карачаганакская и П-2Аксайская за пределами контура газоносности КГКМ. Скважиной 1 они были вскрыты на глубине 4584 м, скважиной 2-П на глубине 4708 м. Пройденная мощность водоносной части разреза в этих скважинах, соответственно, составила 217 и 321 м. Опробование было проведено в скважине П-2 в четырех интервалах 4708-4724, 4749-4764 (артинско-ассельские отложения), 4807-4828 (артинско-ассельские и плюс 3 метра башкирских отложений), 4883-4900 м (нижний карбон). В результате исследований были получены весьма небольшие притоки пластовой воды дебитом от 2,0 до 5,5 м³ /сут. Плотность воды 1,161-1,19 г/см³, минерализация от 233 до 279 г/л. По составу воды хлоридные, тип вод - хлор - кальциевый.

2. Технико-технологический раздел

2.1 Краткая история разработки месторождения

Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1979 году, когда при испытании открытого ствола в поисковой скважине П 10 из интервала 4171-4262 м был получен фонтан газа дебитом 698 тыс.м³/сут и конденсата - 708 м³/сут через 16 мм штуцер. Пластовое давление составило 50,4 МПа. Подошва продуктивной толщи скважиной не вскрыта.

В 1983 году произведен оперативный подсчет запасов нефти, газа и конденсата. В 1984 году произведен институтом ВНИИГаз был составлен проект опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ), утвержденный в 1985 году Министерством газовой промышленности СССР. С ноября 1984 года была начата опытно-промышленная эксплуатация месторождения.

В 1988 году подсчитаны и утверждены запасы углеводородов. На месторождении было выделено три эксплуатационных объекта: первый и второй - в газоконденсатной части и третий - в нефтяной части. С глубиной содержание конденсата по объектам увеличивается.

В начале опытно-промышленой эксплуатации месторождение характеризовалось высоким пластовым давлением (4200м - 55МПа). Пластовая температура в пределах продуктивного разреза изменяется от 70,5^_С на кровле, до 82^_С на газожидкостном контакте.

Газ месторождения многокомпонентный и содержит: сероводород до 3,4 - 3,8%, меркаптаны, причём меркаптановой серы содержится до 400 мг/м³, диоксид углерода 5,1-6,3%. В состав добываемого газа входят газы: азот, аргон, гелий. Содержание конденсата от 0,468 до 0,644 кг/м³, в пересчёте на пластовый газ, и наличие в пластовых условиях жидких углеводородов ниже отметки 4890м, позволило классифицировать месторождение как нефтегазоконденсатное. Пластовый газ пермского объекта значительно недонасыщен высококипящими углеводородами в среднем 10 МПа. Пластовый газ объектов карбона менее недонасыщен жидкими углеводородами - в среднем на 7 МПа.

В первые годы ОПЭ разрабатывались преимущественно продуктивные отложения первого объекта разработки, что, в целом, не соответствовало принципам рациональной разработки месторождений с большим содержанием конденсата. В связи с этим, начиная с 1987 года, осуществили переход на эксплуатацию преимущественно второго объекта разработки, а с 1989 года начали приобщать третий объект.

Учитывая, что в центральной части месторождения третий объект разработки имеет незначительные толщины продуктивных отложений и характеризуется малыми дебитами нефти, скважины строили с совместным вскрытием второго и третьего объектов. В скважинах, пробуренных в качестве нагнетательных или с повышенной толщиной нефтяного объекта, устанавливали два пакера, обеспечивая тем самым управление отборами из каждого вскрытого объекта. Для предупреждения выпадения конденсата к настоящему времени полностью сменили фонд скважин, работавщих с начала ОПЭ и достигнувших давления начала конденсации.

Проектом ОПЭ Карачаганакского месторождения предусматривалось промышленная разработка месторождения осуществлять с применением сайклинг-процесса, которая стала внедрятся с 2001 года. При этом, понимая сложность организации закачки сухого газа в резко неоднородную продуктивную толщу, в проекте заложены определенные решения по увеличению коэффициента охвата закачиваемым газом вскрытых продуктивных отложений.

Для эксплуатационных объектов предусматривается самостоятельные сетки скважин как эксплуатационных, так и нагнетательных скважин. При реализации варианта разработки с поддержанием пластового давления, запроектированы четыре сетки нагнетательных скважин: на первый объект, на второй объект, на второй и третий объекты и на третий объект. Размещение скважин на первом объекте проведено независимо от размещений скважин в остальных сетках.

Расстояние между нагнетательными скважинами - 1 км. Эксплуатационные скважины располагаются на расстоянии 1 - 1,5 км от линии нагнетательных скважин.

В 1991 году решением расширенного заседания с участием представителей ННК "Казахойл" и Подрядчика срок действия "Уточненного проекта ОПЭ" продлен до конца 1998 года. На этом совещании отмечалось, что с 1994 года на месторождении не проводится авторский надзор и анализ разработки месторождения. Правительством РК выдана Лицензия на право пользования недрами в Республике Казахстан Со-операторам: "Аджип Сп. А (Италия)", "Бритиш Газ Эксплорейшн энд Продакшн Лтд" (Соединенное Королевство), РАО "Газпром" (Российская Федерация), ГХК "Казахгаз" (Республика Казахстан) для добычи углеводородного сырья на нефтегазоконденсатном месторождении Карачаганак. В 1997 году произошли изменения в составе Со-операторов: вместо РАО "Газпром" в качестве иностранного партнера введена ОАО "Нефтяная компания Лукойл" (РФ). Также в состав лицензиатов вошла американская фирма "Тексако Интернешл Петролеум Компани".

...