кашаган. 1. Геологическая часть 5бет 8 1 Общие сведения о месторождении 8
 Скачать 1.06 Mb.
|
|
1.3 Тектоника месторождения Структура Кашаган в тектоническом отношении расположена в пределах южной части бортовой зоны Прикаспийской впадины (Рис.1.3.1), которая на юге ограничена складчатым поясом Карпинского, на востоке - складчатым поясом Уральских гор, а северная и западная границы формируются восточным окончанием Восточно-Европейского материка (Русская платформа). Кашаганская карбонатная постройка представлена отложениями от фаменского (верхний девон) до башкирского (среднекаменноугольный) ярусов, перекрытых артинскими глинами и кунгурской солью. Последние выполняют роль покрышки для установленной здесь залежи углеводородов. Геологическая модель месторождения получена на основании имеющихся сведений об аналогичных структурах на суше, а именно - Кашаган, Каратон, Королевская, Тажигали, Пустынная и подтверждена бурением скважин Восточный Кашаган -1, 2 и Западный Кашаган - 1, пробуренных соответственно в восточной и западной частях структуры. Структура Кашаган по подошве кунгурских соленосных отложений (отражающий горизонт П1) представляет собой обширную платформу, в большей степени с пологой поверхностью и круто падающими склонами с углами наклона до 50-60° [5]. Структура имеет две широкие платформенные части: Восточный и Западный Кашаган, соединяющиеся седловиной шириной порядка 15 км. Образовавшийся подсолевой массив ориентирован с юго-запада на северо-восток и имеет наклон в юго-западном направлении с глубины -3800м до -4300м на юго-западе. Предельно-замкнутая изогипса определена - 4950м и контролируется седловиной на северо-восточной границе Кашагана, где структура соединяется со структурой Кайран. Замыкание структуры по данной изогипсе отражающего горизонта П1 подтверждено тремя сейсмическими профилями. Амплитуда поднятия порядка 1000м и размеры 75х25 км. Данными бурения скважин ВК-1 и ЗК-1 структурные построения в основном подтверждаются [6,7,8]. По результатам сейсморазведочных работ 2Д полученная структурная карта по отражающему горизонту П2 (кровля каменноугольных карбонатов) была уточнена по данным бурения скважины ВК-1. Размеры структуры в контуре изогипсы 4620м составляют 7025км и амплитуда поднятия порядка 760м.  Рисунок 1.1 - Прикаспийская впадина местоположение месторождения Кашаган 1.4 Геологическое строение На дату составления настоящей работы на месторождении Кашаган закончено бурение трёх скважин ВК-1, ЗК-1, ВК-2, с забоями соответственно 5172м, 4991м и 4142м. Информация по скважине ВК-2 находится в обработке, поэтому литолого-стратиграфическое описание вскрытого разреза скважины проведено по результатам двух поисковых скважин ВК-1 и ЗК-1, расположенных во внутренней части карбонатной платформы, по материалам работ [6, 7, 8, 9]. Вскрытые осадочные породы на месторождении Кашаган представлены отложениями от четвертичных до девонских, стратиграфическая разбивка представлена в таблице 1.4.1 по состоянию изученности на август 2000 года по скважине ВК-1 и апрель 2001 года по скважине ЗК-1. Верхнедевонские отложения в объёме фаменского яруса сложены органогенно-обломочными, органогенно-детритовыми и водорослевыми известняками. В верхней части разреза увеличивается доля кристаллических известняков. Мощность отложений, вскрытых в скважине ВК-1, составляет 328 м. Каменоугольная система представлена двумя отделами: нижним, включающим турнейский, визейский и серпуховский ярусы, и средним - только башкирский ярус. Отложения каменоугольной системы состоят из известняков органогенно-обломочных и органогенно-детритовых в различной степени доломитизированных, отмечаются участками от частичной до полной доломитизации. Для пород этого разреза характерна трещиноватость и довольно высокая битуминозность. В кровле средне-визейских отложений прослеживается отражающий горизонт HRZ, представленный глинистым известняком переслаивающимся с аргиллитом. По комплексу ГИС, горизонт выделяется по повышенным значениям гамма-каротажа. В отложениях верхнего визея присутствуют ещё две характерные пачки: одна - «слоистые шельфовые фации», вторая «визейские мергелистые фации». Мощность полностью вскрытого каменоугольного разреза равна 808 м в скважине ВК-1, частично вскрытого – 680 м в скважине 3К-1. Пермская система представлена нижним и верхним отделами. В нижнем вскрыты отложения артинского и кунгурского ярусов. Артинские отложения представлены чередованием глинистых сланцев, известняков и аргиллитов; кунгурские состоят из переслаивающихся ангидритов, глин и кунгурских галитов. Верхнепермский разрез характеризуется чередованием алевролитов, песчаников, глин с подчинённым развитием известняков. Мощность пермских отложений существенно меняется - от 1366 м (ВК-1) до 2123 м (3К-1), что в значительной степени связано с местоположением скважин относительно свода соляной структуры. Мезозойские отложения, несогласно залегающие на отложениях верхней перми, представлены карбонатными и терригенными породами триасового, юрского и мелового возраста, мощность которых изменяется от 2982 м (ВК-1) до 1987 м (3К-1). В юрской части разреза присутствуют песчаники с довольно высокой пористостью, к сожалению, по результатам бурения первых скважин признаков нефтегазоносности в отложениях мезозойского возраста не обнаружено. Отложения палеогеновой и неогеновой систем толщиной от 78 м до 202 м представлены переслаиванием мягких глин и мелкого песка, известняками, доломитами и прослоями гипса. 1.5 Характеристика коллекторов Представление о коллекторах месторождения приведено на основании аналогии с Кашаганским месторождением и данных о ёмкостно-фильтрационных свойствах коллекторов по скважине ВК-1, где отобрано 88 боковых грунтов из башкирских, серпуховских, верхне и средневизейских отложений, а также 8 интервалов отбора колонковым долотом (129,63м при практически 100% выносе керна) из отложений бобриковского горизонта, нижневизейских и верхнедевонских. Кашаганская структура - карбонатная постройка платформенного типа, которая по структурно-фациальным условиям осадконакопления во многом сходна с Кашаганской. Это сходство позволяет предположить идентичность условий первичного осадконакопления, диагенетических и эпигенетических процессов, способствующих формированию пустотного пространства коллекторов. Большое влияние на его формирование оказали как процессы, улучшающие коллекторские свойства пород - выщелачивание, перекристаллизация и трещиноватость, так и процессы, ухудшающие ёмкостные свойства - заполнение пустотного пространства битумом, вторичным кальцитом, доломитом и кремнезёмом. Пустотное пространство коллекторов представлено порами, кавернами и трещинами разнообразной формы и размеров. Сочетание различных видов пустот обуславливает сложное строение пустотного пространства. Значительная роль в формировании пустотного пространства коллектора принадлежит вторичной пористости и кавернозности, а в формировании фильтрационной характеристики - трещиноватости, причём последняя, не обладая значительной ёмкостью, обеспечивает гидродинамическое единство всего продуктивного резервуара. Распределение трещиноватости в продуктивном разрезе неравномерное. Предполагается, что повышенная трещиноватость будет связана с коллекторами в краевой части массива. Скважины ВК-1, 3К-1, расположены во внутренней платформе и отложения, вскрытые ими, во многом аналогичны Кашаганским в таких же условиях осадконакопления как по фациям, так и физическим параметрам коллекторов. В пределах внутренней платформы на Восточном и Западном Кашагане вскрыты коллекторы, обладающие низкими фильтрационными характеристиками, что связано, видимо, с высоким содержанием ила и раним диагенезом. Аналогию коллекторов в других структурно-фациальных зонах ещё предстоит изучить. Этому будет способствовать бурение оценочных скважин [9], которые планируется располагать в шельфовых окраинных фациях карбонатной платформы, где предполагается встретить коллекторы с лучшими фильтрационными характеристиками из-за более интенсивного развития карстообразования и трещин, чем во внутренней платформе. В карбонатном разрезе девонско-каменоугольных отложений во внутренней части платформы месторождения Кашаган по аналогии с Кашаганом выделены три толщи - 1, 2, 3. Каждая толща характеризуется развитием коллекторов, различающихся по ёмкостно-фильтрационной характеристикам. В толще 1 отмечается чередование крупнозернистых мелководных карбонатных пластов, имеющих высокие значения пористости, нефтенасыщенности, невысокую плотность с илистыми карбонатными пластами, мергелями, глинистыми сланцами, характеризующимися более низкой пористостью, но болте высокими значениями водонасыщенности, плотности пород. Первые будут формировать продуктивный объём коллекторов, вторые - барьеры на пути движения флюидов. Вниз по разрезу происходит ухудшение физических параметров коллекторов. Так, 2 объект состоит из коллекторов худшей ёмкостно-фильтрационной характеристики по сравнению с 1, самыми низкими физическими параметрами обладают коллекторы 3 объекта. Обработка комплекса ГИС и результаты анализа керна по скважине ВК-1 дают представление о пористости, проницаемости и насыщенности внутренней части платформы. Ниже, в таблице 1.3.1 (без ограничений пористости и проницаемости) и таблице 1.3.2 (учтены коллекторы пористостью >3%), приведены средние значения этих параметров, полученных в результате анализа керна и обработки материалов ГИС по скважине ВК-1, из которых наблюдается уменьшение пористости с глубиной. Существенное увеличение проницаемости в объекте 2, по данным керна связано с присутствием высокопроницаемых образцов в отложениях нижневизейского возраста и объясняется развитием вторичных пор и каверн, пористость этих образцов - порядка 10%. Достаточно чётко отмечается превышение горизонтальной проницаемости над вертикальной в 1,9 – 4,1 раза. При нижнем пределе пористости коллекторов 3%, максимальные значения пористости достигают в 1 объекте 17,7%, во 2 объекте – 11,9%, в 3 объекте - 8.5%. Средние значения пористости и проницаемости по объектам приведены в таблицах 4.3.1 и 1.3.2. Приняв за граничное значение нефтенасыщенности продуктивных коллекторов 50%, коэффициент нефтенасыщенности для коллекторов 1 объекта < составляет 0,87, для 2 объекта – 0,77. Расхождения в средних значениях пористости по керну и ГИС (таблица 1.3.2) связаны с тем, что в пористость по керну не внесены: поправка за битум [10], а для боковых грунтов, анализы которых выполнены в стандартных условиях, поправка за пластовые условия, которая снижает пористость на 5-10%. При введении этих поправок расхождения в пористости по керну и ГИС становятся незначительными, порядка 2% для 1 и 2 объектов, для 3 объекта оно выше (21%) и связано с точностью определения пористости по ГИС в низкопористом разрез. 1.6 Нефтегазоносность На площади Кашаган при опробовании верхневизейских отложений в скважине ВК-1 был получен первый приток нефти, позволивший 15.07.2000г. заявить ОКИОК об открытии нефтяного месторождения. В дальнейшем открытие подтверждено получением промышленных притоков нефти из башкирских и визейских отложений в скважинах ВК-1 и 3К-1. Данные обработки геофизических материалов, керна и результатов опробования по этим скважинам позволяют предположить существование единой нефтяной залежи, приуроченной к крупному среднекаменоугольно-верхнедевонскому карбонатному массиву (рис.1.6.1, 1.6.2, 1.6.3). По типу природного резервуара залежь - массивная, экранируется толстой галлогенно-терригенной покрышкой кунгурского яруса толщиной от 1000 до 2000м, которая дополняется мощным 70 м слоем глин артинского яруса. Промышленная продуктивность залежи установлена при опробовании в скважине ВК-1 верхневизейских отложений в интервале 4238-4299 (-4242,7 - -4303,4) м, откуда получен приток нефти дебитом 598м3/cyт при депрессии 25,67 МПа. В дальнейшем она подтверждена притоками нефти из отложений башкирского яруса. В скважине ВК-1 из интервала 4038-4074 (-4043.7 - -4079.6)м дебит составил бм/сут при депрессии 51.83МПа, в скважине 3К-1 из интервала 4311 -4428 (-4323.2 - -4440.2)м – бббм/сут при депрессии 28,3МПа. В модели резервуара водо-нефтяной контакт (ВНК) принимался на отметке -4620 м (рис.1.6.3) [10], но материалы геофизических исследований скважин (ГИС) ВК-1 и ЗК-1 позволяют предположить более высокое положение. В скважине ВК-1 вероятное положение его на отметке -4613,4 м, но учитывая неоднозначность оценки характера насыщения коллекторов в зоне ВНК, он может располагаться выше. В скважине 3К-1, как уверенно нефтенасыщенные коллекторы оцениваются до отметки -4579 м, ниже по комплексу ГИС характер насыщения коллекторов неоднозначен, отмечаются коллекторы с несколько повышенной нефтенасыщенностью, однако, она оценивается как остаточная. Уменьшение концентрации газа в растворе при бурении скважины ЗК-1 ниже глубины 4567 (-4579) м подтверждает изменение характера насыщения разреза. На этой же отметке при фотографировании в ультрафиалетовом излучении происходит резкое изменение окраски от типичной для пород с углеводородным насыщением до отсутствия флюоресценции. Характер насыщения коллекторов ниже отметки условно принятого в модели ВНК (-4620 м) проверен в скважине ЗК-1, для чего с помощью МДТ отобрано 6 проб пластового флюида с глубины 4616,5 м (-4628,5 м). Комплексный анализ этих проб установил наличие пластовой воды удельного веса 1.085г/см. Таким образом, основываясь на этих результатах, положение ВНК для залежи находится в интервале отметок от -4611м (восточный участок) до -4579м (западный участок). В тоже же время, выполненная переинтерпретация данных по изменению давления в скважине ВК-1, с учетом результатов, полученных по скважине ЗК-1, позволяет предположить более высокое положение ВНК для участка Восточный Кашаган и принять его единым на отметке -4579 м для всей залежи. Однако такое предположение необходимо подтвердить в дальнейшем. 1.7 Физико-химические свойства флюидов Свойства пластовой нефти С целью определения характеристики пластовой нефти в процессе опробования скважины ВК-1 были отобраны забойные и устьевые пробы нефти. При опробовании интервала 4038-4074 м, отложения которого приурочены к башкирскому ярусу, методом МДТ отобрано шесть забойных проб нефти, по трем из которых выполнены PVT-исследования, и четыре пробы отобраны на устье скважины. При отборе устьевых проб соблюдалось условие -давление на головке скважины превышало давление насыщения (Рнас.)- Это позволяет отобрать представительные пробы однофазного пластового флюида и использовать их для характеристики пластовой нефти. При опробовании интервала 4238-4299м, отложения которого приурочены к нижне-визейскому ярусу, отобрано семь забойных и две устьевые пробы нефти. В общей сложности по скважине ВК-1 исследовано семь проб пластовой нефти, приуроченных к отложениям башкирского яруса и девять проб, приуроченных к отложениям нижне-визейского яруса. PVT-исследования выполнялись для определения основных свойств пластовой нефти и компонентных составов газа, разгазированной и пластовой нефти [12-18]. По пробам выполнены эксперименты по дифференциальному разгазированию пластовой нефти и экспериментальное моделирование двухступенчатой сепарации [14,16,17]. В таблице 1.1 приведены диапазоны изменения основных параметров пластовой нефти по исследованным пробам для башкирского и нижне-визейского ярусов и отдельно свойства нефти по пробам РТ-15006 башкирского яруса и РТ-15003 нижне-визейского яруса, полученные в лаборатории Fluid Analysis Centre (Expro). Результаты исследования по этим пробам хорошо согласуются между собой, они признаны представительными и наиболее полно характеризующими пластовую нефть. Как видно из таблицы, параметры нефти по обоим ярусам близки между собой и характеризуют нефть месторождения Кашаган, как недонасыщенную, с высоким газосодержанием, легкую и маловязкую. При моделирование процесса разработки месторождения Кашаган использованы параметры флюида месторождения Кашаган [10]. Как видно из таблицы 1.1, они близки к полученным по скважине ВК-1. Это позволяет считать, что использование параметров нефти Кашагана не вызовет серьезных ошибок при моделировании процессов разработки. В дальнейшем, в свете новых исследований, которые проводятся в настоящее время по пробам, отобранным из скважины 3К-1, и планируются по другим разведочным (оценочным) скважинам, свойства нефти будут уточняться и в соответствии с ними будет корректироваться флюидная модель. Зависимость коэффициента сжимаемости пластовой нефти от термобарических условий пласта является одной из важных характеристик легкой нефти при моделировании процесса разработки месторождения на естественном режиме. В связи с этим по двум пробам нефти башкирского яруса и трем пробам нижне-визейского яруса выполнены эксперименты по определению зависимости коэффициента сжимаемости пластовой нефти от давления. Они представлены в обобщенном виде в таблице 1.1. 2 ТЕХНИКО -ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 2.1 Литературный анализ установок в процессах разделения и очистки скважинной продукции Сбор и подготовка газа. Сепараторы Применение высоконапорной однотрубной системы позволяет отказаться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести операции по сепарации нефти на центральные сборные пункты. Благодаря этому достигается максимальная концентрация технологического оборудования, укрупнение и централизация сборных пунктов, сокращается металлоемкость нефтегазосборной сети, исключается необходимость строительства насосных и компрессорных станций на территории промысла, обеспечивается возможность утилизации попутного нефтяного газа с самого начала разработки месторождений. Недостатком системы является то, что из-за высокого содержания газа в смеси (до 90 % по объему) в нефтегазосборном трубопроводе имеют место значительные пульсации давления и массового расхода жидкости и газа. Это нарушает устойчивость трубопроводов, вызывает их разрушение из-за большого числа циклов нагружения и разгрузки металла труб, отрицательно влияет на работу сепараторов и контрольно-измерительной аппаратуры. Высоконапорная однотрубная система сбора может быть применена только на месторождениях с высокими пластовыми давлениями. Дегазация нефти осуществляется с целью отделения газа от нефти. Аппарат, в котором это происходит называется сепаратором, а сам процесс разделения - сепарацией. Процесс сепарации осуществляется в несколько этапов (ступеней). Чем больше ступеней сепарации, тем больше выход дегазированной нефти из одного и того же количества пластовой жидкости. Однако при этом увеличиваются капиталовложения в сепараторы. В связи с вышесказанным число ступеней сепарации ограничивают двумя-тремя. Сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные и гидроциклонные. |