Автор работы: Пользователь скрыл имя, 09 Апреля 2012 в 17:52, реферат
Разработка КНГКМ производится под руководством четырех международных партнеров по проекту – компаний «Бритиш Газ» (Англия) и «Аджип Карачаганак б.в.» (Италия), каждая из которых имеет по 32,5% акций, «Шеврон Тексако Интернэшнл Петролеум Компани» (США) – 20% и ОАО Нефтяная компания «ЛУКОЙЛ» (Россия) – 15%. Эти компании объединились в Карачаганкскую Интегрированную Организацию (КИО). В Казахстане КИО осуществляет свою деятельность как АОЗТ «Карачаганак Петролеум оперейтинг б.в.» ,(«КПО б.в.»).
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 м3/сут. Фонтан ликвидирован путем задавки глинистым раствором плотностью 1,56 г/см3. 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 С5+. 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/см3) 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:
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/см3 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, Топаревской 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-
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.