С летом.
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.
1.1.2 Общая схема геологического строения месторождения
Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение расположено во внутренней части северной бортовой зоны Прикаспийской впадины в области сочленения последней с Волго-Уральской антеклизой. Оно уникально по продуктивности, многофазности пластовых флюидов, их специфическому составу и свойствам.
Месторождение связано с крупным карбонатным массивом, формировавшимся с позднего девона по артинский век. Его размер 15x30 км, высота продуктивной толщи 1600 м при общей толщине подсолевых верхнедевонских - нижнепермских отложений до 2000 м. Массив осложнен куполами: северным, двухкупольным центральным, южным и западным.
Различный характер колебательных тектонических процессов (от усиленного погружения до восходящих движений) обусловил значительную пестроту литофациального состава, слоистость разреза и разное соотношение структурных планов и толщин пермской и каменноугольно-девонской частей месторождения. Выпадение из разреза верхнетурнейско-нижнедевонских и верхнебашкирско-верхнекаменноугольных отложений определяет трехчленное строение массива.
Девонско-турнейские отложения, залегающие в основании массива, образуют крупное плоское карбонатное тело толщиной до 300 м, осложненное по периферии биостромами и мелкими биогермами.
Для визейско-башкирских отложений толщиной 650 м, унаследованно сохранивших структурный план нижележащих отложений, характерно формирование кольцевого рифа с внутририфовой лагуной. При этом период наиболее интенсивного рифообразования атоллового вида приходится на серпуховское время.
Нижнепермская рифовая постройка островного типа высотой 800 м, сформированная в ассельское и артинское время, приурочена к восточной приподнятой части каменноугольного основания.
Продуктивная толща Карачаганакского месторождения сложена преимущественно органогенными карбонатными породами, лишенными терригенной примеси. Только в основании нижнепермских отложений и в низах визейского яруса прослеживаются не выдержанные по толщине и простиранию пласты глинистых известняков с прослоями аргиллитов. Наиболее распространены породы биогермного (43%) и биоморфно-детритового (38%) типов, присутствуют также органогенно-обломочные (3%) и биохемогенные породы (2%), перекристаллизованные породы составляют 14%. В центральной части массива преобладают известняки (70-80%), доломиты и доломитизированные породы составляют 30-20%. На склонах массива резко уменьшается доля известняков (до 30%), доломитов (20%) и переходных разностей (50%).
1.1.3 Тектоника
Карачаганакское месторождение расположено во внутренней части северной бортовой зоны Прикаспийской впадины, характеризующийся большой толщиной осадочного чехла и проявлениям солевой тектоники. По данным сейсморазведки в районе месторождения выделяются выступы фундамента со сложным строением и глубиной залегания поверхности в 6-7 км. Месторождение пространственно сопряжено с поднятием фундамента, амплитудой около 100 м, 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 1200 м. Сбросы древнего заложения по кровле терригенного девона не прослеживаются. Основной карбонатный массив связан фаменскоартинским структурным этапом.
1.1.4 Нефтегазоносность и термодинамическое состояние пластовой смеси
Флюидальная система, заполняющая массивно-пластовый резервуар, представлена двумя частями единой залежи: газоконденсатной (высота 1390 м) и нефтяной (200 м). Особенность залежи - высокое содержание конденсата в пластовом газе, меняющееся от 380 г/м3 в кровле до 705 г/м3 на контакте газ - нефть (-4950 м). С глубиной его плотность увеличивается от 770 до 810 кг/м3. Начальное пластовое давление составляет 51,5 МПа в верхней части залежи и 59,3 в подошве. Пластовая смесь в залежи находится в околокритическом состоянии.
В продуктивном разрезе выделены три объекта разработки: два газоконденсатных (нижнепермский и каменноугольный) и нефтяной (каменноугольно-девонский). ВНК по данным опробования установлен на отметке - 5150 м. Залежь находится на глубине 3650-5300 м.
Дебиты газа составляют 40-1980 тыс. м3/сут., а конденсата 30-1354 м3/сут.
Получение притока лёгкой нефти дебитом 72,6 м3/сутки и газа 69,1 тыс. м3/сут. при опробовании интервала 5670 -5764 м в скважине №15 доказана промышленная продуктивность среднедевонских отложений.
Продуктивная толща характеризуется резкой фильтрационно-емкостной неоднородностью. По керну и данным ГИС выявлены коллекторы порового, каверно-порового, трещинно-порового и трещинно-каверно-порового типов. Доля коллекторов в разрезе меняется по площади от 4,5 до 82%, в среднем составляя для нижнепермских отложений 35%, каменноугольных 45%. Доля пород с некондиционной пористостью (менее 6%) соответственно составляет 65 и 55% от общего объема пород, коллекторы характеризуются относительно невысокой пустотностью. Большинство коллекторов (до 65%) имеют пустотность от 6 до 15%, остальные (35%) - 15-20.
Названные особенности требуют нетрадиционного подхода к освоению месторождения. Основное условие - поддержание пластового давления на уровне, превышающем давление начала конденсации, поэтому предусматривается разработка месторождения с применением сайклинг-процесса.
Плотность дебутанизированных конденсатов находится в пределах 780-800 кг/м3, на границе с ГНК плотность повышается до 814 кг/м3. Увеличение плотности конденсатов в приконтактной зоне с 785,0 до 810,5 кг/м3 приводит к повышению его вязкости с 2,07 до 3,598х10 м2/с, повышение температуры застывания на 15 ºС, возрастанию содержания твёрдых парафинов с 1,76 до 3,0% мас. и смол от 0,28 до 0,78% мас. Характерные особенности конденсатам придают значительные содержания серы. Из сераорганических соединений присутствуют сульфиды, дисульфиды. Из кислородосодержащих содержащих - смолы и асфальтены.
Физико-химические свойства девонской нефти изучены по одной пробе, отобранной в скважине 15 из интервала 5647-5754 м. Плотность девонской нефти равен 803,5 кг/м3. По компонентному составу нефть малосернистая (0,30% мас.) смолистая (0,89% мас.) с невысокой концентрацией асфальтенов (0,056% мас.). Содержание твердого парафина составляет 4,38% мас. Фракционный состав нефти относительно лёгкий. Растворённый в нефти газ представляет собой сложную смесь, состоящую из углеводородов и не углеводородных компонентов. Углеводородная часть представлена главным образом, метаном (74,2-78,4% мас.) и его гомологами С (10,2 - 14,1%). Не углеводородная часть состоит из сероводорода (1,78 - 7,6%), двуокиси углерода (4,96 - 7,69%) и азота (0,44 - 0,89%). Суммарное соединение тяжёлых углеводородов С не превышает 0,49% мол.
По товарным характеристикам конденсаты и нефти месторождения содержат бензиновые, керосиновые, дизельные, масляные фракции и остатки выше 450 С. Потенциальные содержания фракций следующие: бензиновая (22,0% до 51,9% мас), легкая керосиновая от 11,6 до 15,8% мас, дизельная от 3,6 до10,6% мас, масляная от 12,7 до 20,5% мас, остаток выше 450 С (мазут) от 6,1 до 38,0% мас. Балансовые запасы газа 600 млрд. м3, конденсат 500 млн. т, нефти 200 млн. т.
Массивный характер залежи, ее необычайно большая высота, выдержанность литолого-фациального состава коллектора, существенная дифференциация содержания конденсата, изменчивость термобарических условий, наличие нефтяной подушки позволяют рассматривать Карачаганакское месторождение как эталонный объект для изучения фазового состояния глубокопогруженных залежей. Исследование проведено как на теоретическом, так и экспериментальном уровне. Установлено, что пластовая смесь находится в двух гомогенных фазах: газовой и жидкой. Переход из одной фазы в другую осуществляется в результате изменения главным образом критической температуры.
Различный методический подход к определению параметров фазового состояния пластовой смеси обусловил разноречивую оценку степени насыщенности системы. Ю.П. Коротаев и др. на основе математического моделирования фазового поведения пластовой смеси по уравнению состояния реальных газов в модификации Пенга-Робинсона пришли к выводу, что пластовая система Карачаганакского месторождения существенно недонасыщена жидкими УВ в газоносной его части и газообразными в нефтяной. Пластовое давление по всей высоте залежи выше давления начала конденсации и насыщения на 20 - 30 МПа и, следовательно, степень насыщенности системы составляет 55-60%.
Экспериментальные данные, полученные на различных установках - «Раска», модернизированная АСМ-600 «Альстом-Атлантик» (ВНИИгаз, НВ НИИГГ. КазНИГРИ, ПО НВ НИИГГ), говорят о еще большей близости давления начала конденсации к пластовому при насыщенности газоконденсатной системы на 76-98% Возможно, дефицит насыщения обусловлен технологическими причинами при исследовании скважин, в частности создаваемыми депрессиями на пласт, при которых часть конденсата в нем может выпадать. Вместе с тем дифференциация C5+высш. по высоте залежи и предельная насыщенность нефтяной системы не исключают рост насыщенности пластового газа в сторону подошвенной части.
Изотермы Карачаганакского месторождения имеют крутую форму. Давление начала конденсации изменяется от 45,5 до 57 МПа, а пластовое от 51,2 до 58,4 МПа, давление максимальной конденсации возрастает от 18 до 23 МПа в направлении от нижнепермской к каменноугольной части разреза. Следует отметить, что при возрастании потенциального содержания конденсата по высоте залежи существенно увеличивается количество выпадающей жидкости в ретроградной области, в зоне максимальной конденсации.
В каменноугольном объекте участок изотермы от давления начала конденсации до давления максимальной конденсации близок к вертикали, что свидетельствует о приближении к критической точке. Следовательно, при небольшом снижении давления в пласте будет выпадать значительное количество конденсата, что приведет к резкому уменьшению доли стабильного конденсата в выносимом газе (см. рис. 2.6 кривая 5). Характерно также и то, что по стабильному конденсату зона прямого испарения практически не фиксируется (см. рис. 2.6 кривая 4). Коэффициенты конденсатоотдачи при эксплуатации залежи на режиме истощения составят 0,31-0,42 для нижнепермского объекта и 0,26-0,29 для каменноугольного.
Для повышения конденсатоотдачи необходима реализация сайклинг-процесса, особенно на каменноугольном объекте. По расчетным данным, коэффициент извлечения конденсата можно повысить до 0,75 - 0,85. На основе анализа ряда вариантов для повышения конденсатоотдачи некоторые исследователи предлагают начинать разработку на режиме естественной энергии пласта до достижения текущего пластового давления 40 МПа и одновременно создавать оторочку из широких фракций легких УВ. Затем применить частичный сайклинг-процесс с возвратом в пласт 50% сухого газа для проталкивания оторочки и вымывания конденсата, выпавшего в пласте. Доразработку осуществлять на режиме истощения. Эти мероприятия позволят получить также высокую конечную конденсатоотдачу (примерно 0,7).
Основные результаты исследования нефти КНГКМ
Параметрыскважины6143329Интервал перфорации, м5034-50625068-51005120-51555164-5204Пластовое давление, МПа5858,258,258,6Пластовая температура,°С84858789Давление насыщения, МПа57,958,257,8558,57Газосодержание, м3/м3883689533354Объемный коэффициент пластовой нефти3,22,62,271,82Плотность пластовой нефти, г/см30,4990,560,6050,671Вязкость пластовой нефти, мПа·с<0,2<0,20,230,6Коэффициент растворимости газа в нефти, м3/(м3·Па) ·10-51,531,180,920,54Плотность газа при 20°С (измеренная), кг/м30,8880,9050,9660,988Плотность сепарированной нефти, г/см30,8180,8480,8560,874Газосодержание, м3/тонн1080813623405
Состав газа сепарации и газа дегазации КНГКМ
Тип газаСкважинаСодержание, мол. доля, %СН4С2Н6С3Н8i-C4H10n-C4H10С5+высшиеNCO2H2SДегазации6,7,14,29,33,3769,859,054,581,141,701,630,96,05,08Cепарации677,027,004,750,240,480,310,66,03,60
1.1.5 Характеристика объектов эксплуатации
С целью детального изучения неоднородной карбонатной толщи и с учетом трудности прослеживания каждого пласта-коллектора по площади разработан и применен новый метод обработки геолого-промысловых данных и построения геологической модели Карачаганакского месторождения. Он предусматривает разделение разреза на крупные пачки (зональные интервалы) с последующим выделением в их пределах пластов и прослоев-коллекторов.
В качестве основных критериев при выделении пачек приняты: стратиграфическая приуроченность (одновозрастность пород), цикличность в осадконакоплении, генезис пород, закономерности в сочетании коллекторов и покрышек. Исходя из этого, нижнепермская часть продуктивной толщи разделена на семь пачек. В артинском ярусе выделены пачки I и II, в сакмарском - III и ассельском - IV, V, VI, VII.
В каменноугольных отложениях в качестве шести пачек выделены: башкирский ярус, протвинский горизонт, стешевские и тарусские слои в серпуховском ярусе, визейский ярус и турнейский ярус вместе с фаменским.
По каждой пачке проведена комплексная обработка геолого-промысловых данных, в том числе и лабораторных определений коллекторских и поверхностных свойств пород. Впервые применен принципиально новый подход при выделении и прослеживании слабопроницаемых пластов в разрезе по граничному значению адсорбционной емкости (Sw0), при котором эффективная проницаемость пород равна нулю, т.е. фильтрация в пласте отсутствует. Это позволило при районировании эксплуатационных объектов по типам разреза выделить участки, где сайклинг-процесс применять нецелесообразно.
Обработка данных по пачкам сопровождалась детальной корреляцией разреза, построением структурных карт по кровлям пачек, детальных профилей, карт эффективных газо-насыщенных толщин, долей коллекторов в разрезе, карт неоднородности по литологии, пористости и проницаемости, определением подсчетных параметров.
На основании выполненного комплекса исследований проведено районирование каждого из эксплуатационных объектов по типам общего разреза. При этом учитывались: значения эффективных толщин и долей коллекторов, фильтрационно-емкостные свойства пород, результаты испытаний скважин, свойства пластовых флюидов, приуроченность групп коллекторов к определенным частям разреза.
Для первого эксплуатационного объекта (рис. 2.9) выделены три области повышенных значений фильтрационно-емкостных свойств пород и максимальных эффективных толщин: северная, центральная и южная. Они занимают 36% площади объекта и 59,6% эффективного объема.
Северная область площадью 14 км2 находится в районе скв. 23, 118, 149, 145; центральная - площадью 12,3 км2 объединяет северо-восточный (скв. 125, 126, 154, 330, 121) и центральный своды (скв. 2Д, 101, 100, 1100, 2,6); южная - площадью 9,3 км2 расположена в районе скв. 707, 170, 703, 213. По количеству и размещению коллекторов в разрезе нижней перми участки неоднородны. Максимальная доля коллекторов (40-70%) в разрезе выявлена в пределах южной области. В центральной она колеблется от 30 до 60, а в северной от 25 до 35%. По размещению коллекторов в разрезе выделяются участки равномерного распределения их по разрезу, совпадающие, как правило, с зонами максимальных общих и эффективных толщин, обрамленные зонами локального сосредоточения групп коллекторов в различных частях разреза. В пределах северной области выделяются участки, где коллекторы развиты преимущественно в средней (скв. 23, 313) и нижней частях разреза (скв. 104, 117). В центральной области выделяются два района равномерного развития коллекторов (скв. 154, 330, 2Д), окруженные участками сосредоточения коллекторов в нижней и верхней частях разреза.
В южной области также выделяются два участка сплошного развития коллектора в разрезе в районе скв. 168, 207 и 707, окруженные зонами с неоднородным распределением коллекторов.
Во втором эксплуатационном объекте выделены три области с различными типами разреза (рис. 2.10). Область наиболее высоких значений толщин и долей коллекторов (60-90%), расположенная в центральной части массива (скв. 29, 19, 9, 26, 16, 114), значительно смещена по отношению к области лучших коллекторов в нижнепермских отложениях, обрамляя последнюю с юга. Коллекторы этой области в основном равномерно располагаются по разрезу. Аналогичная, но меньшая по размеру область расположена на северо-востоке залежи (скв. 27, 310, 314). Вместе они занимают 17,2% площади объекта и 31,2% эффективного объема.
Для области, обрамляющей первую, характерен II тип разреза. В его пределах доля коллекторов 30-60%. Коллекторы сформированы в разных частях разреза, иногда распределены равномерно. Эта доминирующая область занимает 66,5% площади объекта и 60,4% эффективного объема.
В третью область с долей коллекторов до 30% входят четыре небольших участка на западе, северо-западе и в центральной части залежи, которые занимают 16,3% площади объекта и 8,4% эффективного объема.
В третьем (нефтяном) объекте выделены четыре области с различными типами разрезов: I - со значениями доли коллекторов 60-90%; II - 40 - 60%; III - 20-40% и IV - 2-20% (рис. 2.11). Четко прослеживаются две крупные области с / типом разреза: на северо-востоке (район скв. 27, 310) и юго-западе месторождения (район скв. 29, 37, 317, 15 и 14). Здесь нефтенасыщенные коллекторы распределены по всему разрезу в количестве от 65 до 99%. Эти области занимают 13% площади объекта и 27% эффективного объема.тип разреза характерен для областей, где пласты-коллекторы в объеме 40-60% от общей толщины расположены преимущественно равномерно по разрезу. Эти области наиболее широко развиты по площади, обрамляют зоны с I типом разреза. Они составляют 36,2% площади объекта и 50% его эффективного объема.
Наиболее продуктивные разрезы I и II типов занимают 49,2% площади и 77% объема объекта. Они окружены областью с III типом разреза, которая составляет 41,9% площади объекта и 21% эффективного объема.
Область с IV типом разреза, представленным плотными породами с редкими маломощными прослоями коллекторов, расположена в узкой зоне, разделяющей две крупные нефтяные залежи (район скв. 6, 2Д, 23). Она занимает 8,9% площади объекта и 2% эффективного объема.
Нефтяные залежи, рассматриваемые в качестве самостоятельных, отличаются по физико-химическим свойствам пластовых флюидов. Для северо-восточной зоны характерны пониженная плотность нефти (830 кг/м3) и высокое - газосодержание (900 м3/т). В юго-западной зоне плотность нефти увеличивается до 861 кг/м3, газосодержание уменьшается до 520 м3/т. Для обеих залежей характерна низкая вязкость нефти. 0,2-0,6 мПа·с для юго-западной зоны и менее 0,2 - для северо-восточной. По компонентному составу нефти метано-нафтенового типа, сернистые (0,54-1,98%), смолистые (0,8-3,69%), с невысокой концентрацией асфальтенов (0,07-0,71%), парафинистые (3,71 - 6,64%).
Сопоставляя строение объектов, можно отметить: 1) значительное несоответствие в плане зон распространения коллекторов в нижнепермских и каменноугольных отложениях; 2) наличие литологических и фильтрационно-емкостных барьеров в отложениях всех трех объектов; 3) концентрацию пород с улучшенными фильтрационно-емкостных свойств на отдельных участках в нижнепермских и каменноугольных отложениях при несовпадении их в плане; 4) ухудшение с глубиной коллекторских свойств пород в визейской и турнейской пачках.
Описанные особенности строения продуктивной толщи Карачаганакского месторождения следует учитывать при решении вопросов его разработки. При резкой расчлененности коллекторов заслуживает внимания вопрос о характере газогидродинамической сообщаемости различных частей залежи, что очень важно для проектирования сайклинг-процесса.
Учитывая районирование объектов залежи по степени насыщенности разреза коллекторами, следует определить очередность освоения месторождения, вводя наиболее высокопродуктивные части, дифференцированно подойти к выбору плотности сетки скважин для областей с разной продуктивностью.
Нагнетательные скважины для сайклинг-процесса целесообразно размещать в зонах наибольших эффективных толщин.
Особого внимания требуют вопросы освоения и разработки нефтяной части залежи. Ее, очевидно, следует рассматривать в виде двух самостоятельных залежей. В качестве положительных факторов, определяющих подход к разработке, следует отметить малую вязкость нефти, высокое газосодержание, большую толщину; в качестве отрицательных - низкую проницаемость и резкую расчлененность нефтенасыщенной толщи. В этих условиях искусственное воздействие на залежь путем закачки газа в нижнюю часть газоконденсатного, разреза может оказаться эффективным только при наличии хорошей вертикальной сообщаемости пластов-коллекторов через зоны их слияния или благодаря их трещиноватости.
Для выявления характера сообщаемости следует провести специальные геолого-промысловые исследования. При плохой сообщаемости не исключена возможность нагнетания вытесняющего агента непосредственно в нефтенасыщенную часть разреза. При этом может возникнуть необходимость выделения в нефтяной части отдельных объектов разработки.
Полученная геологическая модель Карачаганакского месторождения может служить основанием для дальнейшего проектирования разработки с применением сайклинг-процесса и размещения сетки скважин.
2. Краткая история и современное состояние разработки месторождения
Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение введено в разработку в 1984 г. В период опытно промышленной эксплуатации и до настоящего времени разрабатывается на истощение. По ряду причин разработка началась с верхних продуктивных отложений. Затем с ростом числа глубоких скважин, вскрывших II и III эксплуатационные объекты, произошло перераспределение отборов с увеличением объёма добычи из отложений среднего карбона. Частично вскрыт и обрабатывается нефтяной III объект. Количественно эксплуатационный фонд скважин II и III объектов в два раза превышает фонд I объекта, являясь при этом в полтора раза лучше по продуктивности. Перенос основного объёма добываемого сырья на глубокие горизонты оптимизирует процесс разработки Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения, однако и на сегодня одним из основных вопросов является минимизация пластовых потерь в период до реализации сайклинг-процесса. С этим основным вопросом тесно связаны и другие: степень охвата дренированием продуктивных отложений по площади и разрезу месторождения, динамика и распределение пластовых давлений, состояние пластовой системы и его изменение в процессе разработки. Добыча неуклонно возрастала по мере введения в строй новых скважин и достигала стабильной производительности свыше 12000·103 м3 / день (4,4 млрд. м3 / год) газа и 12000 т/день (4,4 млн. т/год) жидких углеводородов в 1990 г. Стабильный уровень поддерживался в течении 2 лет до середины 1992 г., когда начался постепенный спад. Темпы добычи жидкости и газа упали до уровня ниже 3000 т/день (1,1 млн. т/год) по жидкостям и 3000·103 м3/день (1,1 млрд. м3/ год) по газу в 1994 году. Для такого спада был ряд причин, среди них были технические проблемы на скважинах и недостаток финансирования для исправления положения, а также скважины были остановлены, т.к. пластовые давления приблизились к ныне принятым давлениям точки росы. На добычу также повлияли ограничения продукции, установленные Оренбургским газоперерабатывающим заводом и также российскими нпз. С 1994 г. добыча постепенно возрастала частично благодаря капремонту скважин и установке новых сборных линий, что было выполнено подрядчиком согласно СПРД. Темпы добычи, однако, снова упали в 1996 г. Эти низкие уровни полностью объясняются ограничениями, установленными в Оренбурге. В начале подавляющая часть добычи шла на пермских скважинах. К январю 1986 г. было 15 пермских эксплуатационных скважин и только 2 каменноугольные. С этой даты число пермских скважин медленно снижалось, в то время как число каменноугольных скважин возрастало. В конце 1995 г. было получено разрешение эксплуатировать некоторые пермские скважины под давлениями ниже точки росы в порядке. Программы исследования пластовой жидкости, в результате чего число пермских эксплуатационных скважин в 1996 г. возросло.
Газовый фактор на месторождении показывал последовательное движение с тех пор, как на месторождении началась добыча. Газовый фактор снижается постепенно, не достигая уровня 1000 м3/м3. Это снижение происходит частично из-за изменений в газовом факторе скважин, но в основном из-за растущего числа каменноугольных эксплуатационных скважин, которые имеют более высокий выход конденсата. Совокупная добыча с месторождения до сентября 1996 г. равна 33 млн. т. нестабилизированной жидкости и 37 млрд. м? газа. Пермские и каменноугольные эксплуатационные скважины обладают различными производственными характеристиками по причине гораздо более неоднородного характера пермской части месторождения. Как правило, пермские эксплуатационные скважины имеют более высокий первоначальный дебит, обычно производя свыше 1 млн. газа в день. Однако спад происходит очень быстро, часто до 50% первоначального дебита в течении нескольких месяцев. Каменноугольные скважины напротив не дают такого высокого первоначального дебита, а также обычно не дают быстрого спада добычи. Первоначальный дебит газа обычно составляет 600000 м3 /день + 600 т/ день нефти, и он остаётся постоянным. Газовый фактор тоже относительно постоянен. В каменноугольных скважинах дебит иногда падает, однако спад не так резок, как в типичных пермских скважинах.
2.1 Режим разработки залежей. Пластовый режим
От проведённых до сих пор исследований коллектора, исходя из имеющихся в распоряжении данных можно сделать вывод, что коллектор представляет собой преимущественно истощаемый газоконденсатный пласт, в котором нет ясного доказательства о существовании большого водоносного пласта. Если далее в жизни месторождения появится вклад водоносного слоя для вытеснения пластовой жидкости, в этом случае превалирующий водонапорный режим будет режимом периферийного поддержания давления водоносным слоем, скорее, чем режим напора подошвенных вод. Некоторые другие важные факторы подсказывают, что нельзя ожидать притока большого количества воды в коллектор. Присутствие нефтяной оторочки, там, где плотность нефти растёт быстро, приближаясь к прогнозированному водонефтяному контакту может препятствовать движение в водоносном пласте. Помимо этого, присутствие любого количества остаточного газа в обводнённой зоне может, вероятно, препятствовать дальнейшему движению воды, т.к. пластовое давление снизилось ещё больше.
2.2 Фонд скважин
Фонд скважин месторождения представлен 313 пробуренных скважин. Эксплуатационный фонд составляет 81 скважина, в том числе:
Действующий фонд - 35 скважин:
Бездействующий фонд - 46 скважин:
·стоит КРС - 1 скважина (9713)
·в ожидании КРС - 26 скважин (9827 после бурения)
·обводненные (забиваются гидратом) - 2 скважины
·в обустройстве и освоении после КРС - 8 скважин
Контрольный фонд -12 скважин:
·наблюдательные газовые - 7
·в ожидании КРС - 5 скважин
·скважин в консервации - 82 скважины
·под закачку - 4 скважины
·контрольные - 16 скважин
·в ожидании ремонта или ликвидации - 3
Промсточные - 13 скважин:
·нагнетательные - 1 скважина (1 рп);
·контрольные - 12 скважин
·разгрузочные - 41
·наблюдательные на Т и Р2 - 7
Скважины в ожидании ликвидации - 5:
·эксплуатационные - 3 скважины
·специальные - 2 скважины
Ликвидированные - 33 скважины:
·разведочное - 29 скважин
·эксплуатационные - 4 скважины
Особенностью фонда является фонд скважин находящихся в консервации. Таких скважин 82. Основные причины консервации ожидание обустройства скважин и отсутствие потребителя. Из 82 законсервированных скважин 58 освоены, имеют либо открытый забои, либо перфорированы. 24 скважины не освоены, ожидают перфорации и освоения
2.3 Выбор варианта разработки Карачаганакского месторождения
Высокое содержание и большие запасы тяжёлых углеводородов на Карачаганакском месторождении требует обязательного поддержания пластового давления (ППД). Ниже рассмотрим возможность применения различных рабочих агентов для поддержания пластового давления: дымовых газов, воды, сухого газа после перерабатывающего завода.
2.3.1 Дымовые газы
Технология этого метода разработана институтом ВолгоУралНИПИгаз и сводится к следующему: добытое сырьё подаётся на гпз. Конденсат, сера и 90% сухого газа реализуется в установленном порядке. 10% товарного газа идёт на сжигание в теплоэлектростанцию, на которой получают электроэнергию, пар и продукты сгорания природного газа с воздухом 88% азота и 12% углекислого газа. Дымовые газы собираются в газгольдер и воздуходувкой подаются на компрессорную станцию, которая поднимает давление до 45 МПа. При таком давлении дымовые газы закачиваются в залежь. В процессе компримирования из дымовых газов выделяется техническая вода, а также вырабатывается электроэнергия и тепло. Основные трудности связаны с повышением давления от атмосферного до 45 МПа и разбавления сырья, поступающего на гпз азотом и углекислым газом после прорыва нагнетательного газа в эксплуатационные скважины.
месторождение нефть пластовый бурение
2.3.2 Вода
Рассмотрен вариант закачки воды под водонефтяной контакт. Основные трудности связаны с отсутствием надёжных источников водоснабжения и бурением большого числа скважин на глубины 5300-5500 м, т.к. отмечается заметное ухудшение коллекторских свойств в нижней части залежи. Удельная продуктивность каменноугольных отложений по пластовой смеси, согласно исследованиям скважин составляет 0,5 (тыс. м³/ сут) / МПа·м. Уд. продуктивность пласта по воде составляет 0,3 (м³/сут) /МПа·с. Приёмистость нагнетательных скважин при эффективной мощности: 80 м (при 30-35% эффективной мощности это требует более 200 м общей мощности) и репрессии на пласт 16 Мпа составляет 45 м³/ сут. Но даже в этом случае для поддержания пластового давления при годовом отборе 25 млрд. м³ необходимо 700 нагнетательных скважин. Максимальное значение приёмистости не превысит 385 м³/сут. По оценке ВолгоУралНИПИгаз при закачке воды коэффициент газоотдачи может составить 0,51, конденсатоотдачи - 0,39. В качестве возможных источников водоснабжения ВолгоУралНИПИгаз рассматривает: водозабор подземных вод непосредственно по площади глубиной 80-120 м, подрусловый водозабор инфильтрационного типа в р. Илек, строительство 2-х водохранилищ многолетнего регулирования стока на реках Утва и Илек. Государственной Академией Нефти и Газа (кафедра подземной гидромеханики) проведена Оценка эффективности применения воды в качестве рабочего агента. Показано, что при внутриконтурном заводнении возможен достаточно быстрый прорыв воды к забоям эксплуатационных скважин из-за наличия пластов с улучшенными фильтрационными свойствами.
При вытеснении лёгкой нефти водой нефтеотдача практически определяется моментом подхода фронта вытеснения к эксплуатационной галерее. Это связано с тем, что при вытеснении нефти водой фронтальная насыщенность близка к предельной, что приводит к неравномерности вытеснения и резкому снижению безводного периода. Вопрос об использовании в качестве рабочего агента воды требует дополнительной проработки, учитывая отсутствие лабораторных экспериментов и недостаточную геологическую информацию, особенно по нижней части залежи.
В качестве возможного варианта следует рассмотреть также совместную попеременную закачку воды и газа.
2.3.3 Сухой газ после гпз (сайклинг-процесс)
Низкая вязкость газа закачки способствует более высокой приёмистости нагнетательных скважин. Количество газа после гпз в основном достаточно для того, чтобы обеспечить поддержание давления в залежи на требуемом уровне. Сухой газ позволяет обойтись компрессорной станцией в обычном исполнении.
Для эксплуатационных объектов предусматриваются самостоятельные сетки скважин как эксплуатационных, так и нагнетательных. Закачка сухого газа в I объект будет производиться в нагнетательные скважины расположенные в сводовых зонах, которые в основном характеризуются максимальной продуктивностью. Добывающие и нагнетательные скважины на II объекте располагаются по семиточечной системе с расположениями между скважинами 1,1 км. Площадная блочная закачка придаёт системе нагнетания автономность и позволяет адаптировать её с учётом новой информации. В последующем сетка добывающих и нагнетательных скважин будет уплотняться до 500 м в зонах нефтяной оторочки и II объекта с большим удельным запасом газа. Предусматривается взаимозаменяемость нагнетательных и добывающих скважин. II и III эксплуатационные объекты представляют сложную гидродинамическую систему с неясной степенью вертикальной и площадной сообщаемости. В связи с этим планируемая система размещения и вскрытия скважин на II + III объекты допускает возможность её адаптации к изменяющимся требованиям. Большинство скважин бурятся на нижнюю часть карбона (глубина 5200 м и 5250 м) с последующей выборочной перфорацией II и III объектов. Поддержание давления в зонах с гидродинамической связью между II и III объектами осуществляется закачкой газа во II объект с использованием единой сетки нагнетательных скважин для II и III объектов. Нефть III объекта вытесняется жирным газом из буферной зоны II объекта, примыкающей к нефтяной зоне. В зонах, в которых отсутствует гидродинамическая связь между II и III объектами организуется раздельная или одновременная закачка газа во II и III объекты. На первом этапе нагнетательные скважины используются в качестве добывающих (не менее полугода). Это позволит получить данные о продуктивных характеристиках отдельных пластов, оценить возможный профиль приёмистости и принять меры по его регулированию. Кроме того, предварительное дренирование позволит очистить призабойную зону и увеличить репрессию на пласт. Допускается в ряде случаев дренирование эксплуатационных объектов скважинами с открытым стволом, а также совместное дренирование в одной скважине несколько объектов (I +II, II +III, I +II +III). Это касается как базовых скважин, так и скважин, расположенных в периферийных зонах с небольшими общими эффективными мощностями. Для зон нефтяной оторочки с эффективными мощностями 80-120 м создаётся самостоятельная сетка нефтяных скважин с использованием 2-х пакерной схемы, компоновки подземного оборудования позволяющую осуществлять совместно раздельную эксплуатацию 2-х объектов. В пределах основных эксплуатационных объектов могут быть выделены дополнительно подобъекты макрозон, для которых необходимо выбирать наиболее эффективную модификацию сайклинг-процесса (латеральный, вертикальный, комбинированный, циклический). Анализ геологического строения и параметров залежи показывает, что для ряда зон окажется неэффективным применение сайклинг-процесса, и они будут разрабатываться на истощение. Придаётся большое значение проведению на скважинах интенсификации различными методами для снижения депрессий на пласт увеличения продуктивности эксплуатационных и приёмистости нагнетательных скважин. Для повышения эффективности закачки с точки зрения допрорывного и общего коэффициентов охвата, предусматривается разнесение по вертикали зон отбора и закачки при условии отсутствия в разрезе непроницаемых прослоев. В процессе эксплуатации будет осуществляться переход к схемам (одновременно раздельная эксплуатация) в том числе с двумя рядами НКТ, позволяющий снизить потребный фонд добывающих и нагнетательных скважин и повысить регулируемость системы разработки.
Сайклинг-процесс (а. cycling process; н. Cyklingprozeß; ф. procede par recirculation; и. recirculacion de gas) - способ разработки газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления посредством обратной закачки газа в продуктивный горизонт. При этом используется газ, добываемый на данном месторождении (а в случае необходимости - из других месторождений), после извлечения из него высококипящих углеводородов (С5+В). Поддержание пластового давления препятствует происходящему вследствие ретроградной конденсации выделению в продуктивном горизонте из пластового газа высококипящих углеводородов, образующих газовый конденсат (который в противном случае является практически потерянным).
Сайклинг-процесс применяется в случае, когда имеется возможность консервации запасов газа данного месторождения в течение определённого времени. В зависимости от соотношения объёмов закачиваемого и добытого газов различают полный и частичный сайклинг-процесс. В первом случае в пласт закачивают весь добываемый на месторождении газ после извлечения из него углеводородов С5+В. Вследствие этого объёмы добычи газа, приведённые к пластовым условиям, превышают объёмы его закачки в пласт (в аналогичных условиях), поддерживать начальное пластовое давление не удаётся и оно снижается на 3-7%. Поэтому если давление начала конденсации пластовой смеси примерно равно начальному пластовому давлению в залежи, то в продуктивном пласте происходит частичная конденсация высококипящих углеводородов. Прогнозный коэффициент извлечения конденсата из пласта при полном сайклинг-процессе достигает 70-80%. Для поддержания пластового давления на начальном уровне уменьшение объёма закачиваемого газа компенсируют за счёт привлечения газа из других месторождений. При частичном сайклинг-процессе в пласт закачивают часть добываемого газа (после извлечения из него высококипящих углеводородов). Соотношение объёмов (приведённых к пластовым условиям) закачанного и отобранного газов составляет 60-85%. В этом случае снижение пластового давления может достигать 40% от начального, однако большая часть высококипящих углеводородов остаётся в пластовом газе. Прогнозный коэффициент извлечения конденсата при частичном сайклинг-процессе 60-70%.
Полный и частичный сайклинг-процессы могут проводиться сразу после ввода месторождения в эксплуатацию, а также в случае разработки его в течение некоторого времени в режиме истощения. Однако чем позже начинается реализация сайклинг-процесса, тем ниже коэффициент конденсатоотдачи пласта. Целесообразность применения сайклинг-процесса определяется экономической эффективностью, достигаемой за счёт дополнительной добычи конденсата (по сравнению с разработкой месторождения в режиме истощения). Как правило, сайклинг-процесс осуществляется на месторождениях с начальным содержанием конденсата в пластовом газе свыше 200 г./м3. Эффективность применения сайклинг-процесса определяется также степенью изменения проницаемости продуктивного горизонта по вертикали. Для месторождений с высокой степенью неоднородности пласта-коллектора сайклинг-процесс может оказаться малоэффективным даже при большом содержании конденсата в газе. Полный сайклинг-процесс рекомендуется применять на месторождениях, пластовые смеси которых имеют крутые изотермы пластовых потерь конденсата (строятся по результатам исследований процесса дифференциальной конденсации). В этом случае даже небольшое (на 10-15%) снижение пластового давления приводит к значительным потерям конденсата в пласте (до 50% от начальных запасов). Частичный сайклинг-процесс осуществляется на месторождениях, пластовые смеси которых имеют пологие кривые изотерм пластовых потерь конденсата; тогда при снижении пластового давления на 30-40% от начального из пластового газа выделяется до 20% конденсата (от его начальных запасов), а оставшийся в пластовом газе конденсат извлекается вместе с газом на поверхность. Выпавший ранее в продуктивном горизонте конденсат может быть частично извлечён из пласта за счёт его испарения при прохождении над ним свежих порций газа, нагнетаемого в пласт. Выбор варианта сайклинг-процесса, в т.ч. и соотношения объёмов закачанного и отобранного газов, проводится в результате технико-экономических расчётов, учитывающих также особенности месторождения, потребности данного региона в природном газе и конденсате. При осуществлении сайклинг-процесса для увеличения коэффициента охвата пласта нагнетаемым газом эксплуатационные и нагнетательные скважины размещают, как правило, в виде кольцевых батарей, расположенных на максимально большом расстоянии друг от друга. Т.к. приёмистость нагнетательных скважин зачастую превышает производительность эксплуатационных, число нагнетательных скважин на месторождении в 1,5-3 раза меньше числа эксплуатационных.
Список литературы
1) Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин - М,: Недра, 2000 г. - 669 с.
2) Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. Учебник для вузов. - М.: Недра, 1982. - 311 с.
3) Инструкция по спуску систем мониторинга компании Везерфорд, Хьюстон 2010. - 1092 с.
) СП «Бектель Снампрожетти»: «Проект разработки месторождения Карачаганак», 1999 г.