Дипломная работа: Карачаганакском нефтегазоконденсатном месторождении

Геолого-физическая характеристика месторождения.

1.1 Характеристика геологического строения.

На Карачаганакском нефтегазоконденсатном месторождении (КНГКМ) бурением скважин глубины которых достигли 6500м. вскрыты кайнозойские, мезозойские и палеозойские отложения. Нижнедевонские отложения являются наиболее древними. Максимальная толщина вскрытых бурением нижнедевонских аргиллитов темно-серых известковистых составляет 430 м в скважине ДР6.
Средний девон в объеме эйфельского и живетского ярусов вскрыт в скважинах Д1, Д2, Д4,ДР6, 15 и представлен плотными, тонкослоистыми, почти черными аргиллитами, сменяющимися вверх по разрезу темносерыми органогенными известняками с прослоями аргиллитов и редко алевролитов общей толщиной порядка 400 метров.
Франский и фаменский ярусы верхнего девона представлены в нижней части, в основном, алевролитами с прослоями аргиллитов и песчаников, которые вверх по разрезу сменяются мелководными известняками, перекрытыми органогенно-детритовыми, сферолитовыми известняками, вторичными доломитами и доломитизированными известняками общей толщиной до 600 метров в скважине Д4.
В тектоническом отношении КНГКМ находится во внутренней части северной бортовой зоны Прикаспийской впадины, характеризующейся большой толщиной осадочного чехла и проявлением соляной тектоники. В районе месторождения по данным сейсмосъемки на глубине 6-7 километров выделяется выступ фундамента со сложным строением.
Месторождение связано с поднятием фундамента амплитудой около 400 метров, ограниченным с севера дугообразным прогибом. С юга поднятие окаймляется двумя ветвями субширотного сброса, по которым поверхность фундамента ступенчато погружается с севера на юг. Амплитуда сбросов нарастает в западном направлении, достигая 1200 метров. Сбросы древнего заложения и по кровле терригенного девона не прослеживаются. Об унаследованном характере южной ветви сброса свидетельствует крутое крыло. Карачаганакского поднятия по каменноугольным и нежнепермским отложениям.
Субширотная и субмеридиальная ориентировка тектонических элементов древнего заложения находит отражение в форме локального поднятия по кровле отложений терригенного девона.
Основной карбонатный массив КНГКМ связан с фаменско-артинским структурным этажом, образующим крупный подсолевой массив широтного простирания, ориентированный параллельно борту Прикаспийской впадины. Размеры массива составляют 14.5х28 км, высота его 1600 м при общей толщине подсолевых карбонатных верхнедевонско-нижнепермских отложений до 2000 м.За пределами массива толщина этих отложений не превышает 600 м. Структурный этаж разделяется на три подэтажа: вернедевонско-турнейский, визейско-башкирский и раннепермский, при этом каждый подэтаж характеризуется несколько отличным от других структурным планом.
Особенности проявления соляной тектоники привели к формированию в краевых частях подсолевой структуры с запада на восток соляных гряд со сложными переходами от галогенных к терригенным отложениям. Средняя часть подсолевой структуры в плане совпадает с межкупольной мульдой, где практически полностью отсутствует соль, а сульфатная пачка кунгура последовательно перекрывается уфимскими, нижне- и верхнеказанскими отложениями по мере движения с севера-востока на юго-запад.
Первый приток газа с конденсатом получен на месторождении в 1979 году из артинских отложений в скважине П-10. В настоящее время установлена промышленная нефтегазоносность нижнепермских, каменноугольных, верхне- и среднедевонских отложений.
Диапазон абсолютных отметок водонефтяного контакта вскрыт почти в 100 скважинах и его положение принято на отметке минус 5150 м на основании результатов опробования и геофизических исследований скважин (ГИС).
Обоснование положения газонефтяного контакта по результатам опробования, когда в пластовых условиях флюиды находятся в околокритическом состоянии практически невозможно, так как в этом случае свойства жидкости и газа сближаются. Для уточнения критического газосодержания было проведено экспериментальное моделирование и полученные критерии, согласно которым при содержании газа менее 850 м3/м3 система трактуется как нефтяная, а при содержании газа более 850 м3/м3- как газоконденсатная, были использованы для определения положения ГНК по промысловым данным при исследовании скважин через сепаратор «Порта-Тест». Анализ результатов исследований показал, что переход нефти в газоконденсатное состояние происходит в пределах 4971-4938 метров. При этом самая высокая отметка получения нефти сотавляет-4965 метров, а нижняя отметка получения газа-4940 метров. Следовательно, контакт располагается в этом диапазоне и принят на отметке-4950 метров.
В соответствии с принятыми газонефтяным и водонефтяным контактами высота газовой части залежи составляет 1400 метров, а нефтяной-200 метров и продуктивные площади равны соответственно 198880 и 262600 тыс.м 2.

1.2 Характеристика толщин, коллекторных свойств продуктивных
объектов и их неоднородности.

Породы продуктивной толщи характеризуются постседиментационными изменениями: доломитизацией, ангидритизацией, кальцитизацией, окремнением, перекристаллизацией, выщелачиванием, трещинообразованием. Вторичные преобразования оказали значительное влияние на вещественный состав отложений, обусловили структурно-текстурные особенности карбонатных пород, привели к трансформации первичного пустотного пространства коллекторов. В породах продуктивного комплекса выделяются межформенные, внутриформенные, межзерновые поры и поры выщелачивания, форма, размеры и другие характеристики которых достаточно хорошо изучены в процессе разведки месторождения. Определенная роль в структуре пустотного пространства принадлежит кавернозности, причем частота встречаемости каверн в каменноугольных отложениях выше, чем в пермских. Вторичные каверны распространены значительно шире, чем первичные. Широкое развитие в карбонатном массиве имеет также и трещиноватость. Девонские продуктивные отложения представлены преимущественно органогенными карбонатными породами, свободными от терригенной примеси или содержащими ее в незначительном количестве.
Эффективные толщины коллекторов оценивались по материалам ГИС, исходя из нижнего предела пористости, равного 6 процентам. В таблице 1.1 приведена характеристика общих и эффективных толщин по третьему объекту разработки

Таблица 1.1 -Характеристика толщин коллекторов
Толщина Наименование Третий объект разработки
Общая Средняя, м 159
Коэффициент вариации 0.326
Интервал изменений 2.4-206.0
Эффективная Средняя, м 73.4
Коэффициент вариации 0.734
Интервал изменений 1.8-200.0
Нефтенасыщенная Средняя, м 73.4
Коэффициент вариации 0.734
Интервал изменений 1.8-200.0

В таблице 1.2 приведена характеристика неоднородности продуктивного разреза по третьему объекту разработки. Из таблицы видно, что доля коллектора в карбоновой части (2+3 объекты) составляет 0.446. Коэффициент расчлененности карбоновой части разреза составляет 38.3 и средняя эффективная толщина одного пласта в карбоне равна 7.2. метра. Приведенные параметры характеризуют карбоновую часть разреза как более однородную, чем пермская.

Таблица 1.2 -Характеристика неоднородности объекта разработки
Объект разработки Кол-во
скважин Доля коллекторов в разрезе, доли ед. Коэффициент расчлененности, доли ед.

1.3 Выделение коллектора.

Месторождение представляет собой ретроградное комплексное газоконденсатное месторождение с высотой залежи углеводородов до 1750 м. Структура Карачаганакского месторождения представляет собой карбонатный массив, состоящий из гетерогенного рифа и платформенного карбонатного комплекса площадью 30 на 15 км. Разрабатываемые углеводороды залегают в верхнедевонской системе (Фаменский ярус) до карбонатов нижнепермской системы (Артинский ярус). Добыча в основном осуществляется из богатой жидкими углеводородами зоны в каменноугольной системе.
Резервуар был разделен на три основных коллекторных элемента, известных под названием Объекты.
Объект 1 представляет собой верхнепермские одиночные рифы, которые располагаются в интервале от кровли формации вниз до пермско-каменноугольного несогласия, приблизительно на глубине 4450 метров ниже уровня моря. Скважины, добывающие из пермских горизонтов, дают бедный газоконденсатный флюид и обычно показывают более быстрое снижение давления и продуктивности.
Объект 2 представляет собой верхнюю часть каменноугольной платформы, которая продолжает газоконденсатную часть, в интервале глубин от 4450 м а.о. до газонефтяного контакта (а. о. 4950 м). Скважины Объекта 2 дают более богатый газоконденсатный флюид и обычно показывают хорошее распространение давления в прилегающих зонах.
Объект 3 – это часть коллектора в интервале глубин 4950 м и ВНК, где горизонты варьируются между верхнедевонскими и верхневизейскими. Градиент давления предтульскго коллектора (пред С9) отличается от надтульского в зависимости от мощности пласта С9 с низкой проницаемостью.
Ниже Объекта 3 находится водоносный горизонт, который считается бездействующим.

1.4 Определение коэффициента пористости.

Принятая в настоящее время в КИО интерпретационная модель определения пористости пород продуктивной толщи, не отличается от принятой на стадии подсчета запасов.
Величины геофизических и петрофизических параметров породообразующих минералов соответствуют принятым при подсчете запасов.
В результате величина общей пористости (kп) определяется по комплексам НК-ГГКП и НК-АК по формуле:

1 = k изв + k дол + kп (1)
где k изв, k дол – относительные объемы доломита и известняка в породе соответственно.
К поровым коллекторам отнесены породы с пористостью выше 6 процентов.
Установлено, что породы-коллекторы не имеют фациальных, стратиграфических и литологических ограничений.
Пористость коллекторов, определенная по керну, колеблется от 7.3 до 15.4 процентов, составляя в среднем для газонасыщенной части карбона-10.4 и для нефтенасыщенной –9.5 процентов. Среднее значение пористости для нефтяной залежи составляет 8.9 процентов.

1.5 Определение коэффициента нефтегазонасыщенности

Определение коэффициента нефтегазонасыщенности производится по удельным электрическим сопротивлениям пород.
В основе определения коэффициента нефтегазонасыщенности (kнг) по материалам электрического сопротивления, лежит две петрофизические связи.

Рн = 1/kвn; (2)
Рп=a/kпm, (3)
где,
Рн –параметр насыщения;
Рп – параметр пористости;
а – константа, значение близко к единице; n – показатель насыщения.
С учетом новых данных по керну, значение коэффициента m- изменялось от 1,81 до 2,3; n- от 1.61 до 2.9.
Характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности представлена в таблице 1.3

Таблица 1.3 -Характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности
Наименование Проницаемость,
10-3 м км 2 Коэффициент открытой пористости,
доли ед Коэффициент нефтенасыщен-ности, доли ед. Насыщенность связанной водой, доли ед
горизон. вертикал.
Продолжение таблицы 1.3
Количество скважин, шт 20 17 21/104 1/101 1
Количество определений, шт 972 601 1969/2297 176*/2234 176
Среднее значение 15.91 10.53 0.095/0.089 0.879/0.923 0.121
Коэффициент вариации,
доли ед 1.12 2.14 0.001/0.177 0.06/0.061 0.004
Интервал изменения
от минимального 1.27 0.45 0.073/0.064 0.7/0.671 0.028
до максимального 60.40 92.10 0.12/0.146 0.972/0,98 0.300
*-для нефтенасыщенной зоны:
числитель- лабораторные исследования керна,
знаменатель- геофизические исследования скважин

1.6 Определение проницаемости

Значения проницаемости, определенные как средняя величина по анализам керна, приведены в таблице 1.3 составляют для третьего объекта 15.91*10-3 мкм2.При этом подавляющая часть коллекторов характеризуется проницаемостью до 0.015 мкм2, при колебаниях значений проницаемости от нижнего предела до 1 мкм2, причем значения 1-2 мкм2 отмечаются лишь в единичных образцах, но значительно увеличивают средние значения. Поэтому в условиях высокой неоднородности и сложного строения пустотного пространства коллекторов наиболее корректно говорить не о средних значениях проницаемости во всем диапазоне ее колебаний, а о наиболее характерных проницаемостях в пределах реальных значений пористости коллектора. В связи с этим использована статистическая обработка результатов анализа керна, состоящая в том, что для каждого интервала изменения пористости рассчитаны частости проницаемости в выбранных классах. Выбраны следующие классы проницаемости: (0.01-0.02)*10-3 мкм2, (0.02-0.05)*10-3 мкм2, (0.05-0.1)*10-3 мкм2 и далее с 10-кратным увеличением. Полигоны распределения частостей проницаемости по интервалам пористости для третьего объекта разработки представлены в таблице 1.3
По керну определялась горизонтальная и вертикальная проницаемость. Согласно данным таблицы 1.3 вертикальная проницаемость ниже горизонтальной для третьего объекта на 33,8 процентов.
Соотношение вертикальной проницаемости (Кпр.верт) и горизонтальной (Кпр.гор) оценивалось по не трещиноватым образцам керна различного литологического состава, отобранных в одних и тех же интервалах пластов. К пр гор (n=393) равна 14.7*10-3 мкм2, вертикальная (n=898)-10.3*10-3 мкм2. Сделан вывод, что матричную проницаемость можно считать близкой к изотопной. ....