Введение нефть и газ являются одними из основных видов топлива, потребляемого человечеством
 Скачать 0.68 Mb.
|
|
8 ВВЕДЕНИЕ Нефть и газ являются одними из основных видов топлива, потребляемого человечеством. Нефть добывают и используют сравнительно давно, однако начало интенсивной промышленной разработки нефтяных месторождений приходится на конец XIX – начало XX веков. Конец XX столетия характеризовался резким увеличением спроса на нефть и газ и их потребления. В настоящее время около 70% энергетической потребности в мире покрывается за счет нефти и газа. По разведанным запасам нефти Казахстан занимает 13-е место в мире, по газу – 15-е. Оценка нефтегазового потенциала республики базируется на разведанных запасах углеводородов, перспективных и прогнозных ресурсах с учетом тенденции их разведки, добычи, транспортировки, переработки и экспорта. Одну из значимых мест в нефтегазовой промышленности Казахстана занимает Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение, с которым связано будущее газовой промышленности нашей республики. Интенсивное развитие газодобывающей промышленности требует повышения эффективности процессов добычи природного газа и конденсата, увеличение углеводородоотдачи пластов, совершенствования систем разработки и способов эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений, улучшения методов промысловой подготовки газа и конденсата. Газовое или газоконденсатное месторождение представляет собой сложную структуру, состоящую из большого числа элементов (скважины, установки комплексной подготовки газа, трубопроводы и т.д.), взаимодействующих между собой и внешней средой на разных уровнях. Опыт газодобывающей промышленности показывает, что основной проблемой является увеличение полноты извлечения газа и конденсата из продуктивных пластов. 9 Одним из способов увеличения углеводородоотдачи пластов является использование сайклинг-процесса, т.е. способа разработки газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления посредством обратной закачки газа в продуктивный горизонт. В данной работе приведен анализ текущего состояния разработки Карачаганакского месторождения с применением сайклинг-процесса, а также расчёт и подбор оптимального варианта и оптимального технологического режима для условий высокого пластового давления и агрессивной среды Карачаганакского месторождения. 10 1. Геологическая часть 1.1 Общие сведения о месторождении Территория Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения административно входит в состав Бурлинского района Западно-Казахстанской области. Центр района город Аксай с населением около 25 тысяч человек расположен в 20 км к юго-западу от месторождения. Ближайшими населёнными пунктами, отстоящими от месторождения на расстояние до 15 км, являются Тунгуш, Карачаганак, Берёзовка, Жарсуат, Успеновка, Каракемир, Жанаталап, Димитров, Бестау. Областной центр город Уральск находится в 150 км к западу от месторождения. В 20 км южнее месторождения проходит железнодорожная линия Уральск – Илецк. С юго-запада на северо-восток площадь месторождения пересекает автодорога с твёрдым покрытием Уральск-Оренбург. В 35-40 км к северо-востоку от месторождения проходит газопровод «Оренбург –Западная граница», а в 160 км западнее – нефтепровод «Мангышлак – Самара». От Карачаганакского месторождения до Оренбургского газоперерабатывающего завода протянуты газо- и конденсатопроводы длиной 120 км. По западной части месторождения проходит линия электропередачи ЛЭП-35, а через месторождение – ЛЭП-110. Орографически район представляет собой равнину, изрезанную редкой сетью оврагов и балок глубиной 8-10 м. Абсолютные отметки поверхности колеблются в нешироких пределах 80-130 м. Гидрографическая сеть представлена рекой Урал (15-20 км к северу от месторождения) и её притоком рекой Илек (10-15 км к северо-востоку). По площади месторождения протекает речка Берёзовка, пересыхающая летом. 11 Климат района резко континентальный. При среднегодовой температуре +4.8 о С среднемесячные изменяются от –16.4 о С до +26.4 о С. Почти постоянно дуют сильные ветры: в зимнее время преимущественно южного и юго- восточного, а в летнее – северного и северо-западного направлений. Среднегодовое количество осадков составляет 220-350 мм при среднемесячном от 4.9 до 50 мм. Средняя высота снежного покрова за год меняется в пределах 10-30 см, иногда достигая 50 см. Глубина промерзания почвы колеблется от 1,0 до 1,65 м. 1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза На месторождении Карачаганак скважинами вскрыты кайнозойские, мезозойские и палеозойские отложения на максимальную глубину 6458 м (скважина ДР6). Схема расчленения отложений разработана в процессе разведки на основе палеонтологических и литологических данных, которые были привязаны к промыслово-геофизической характеристике, используемой в дальнейшем для выделения в скважинах стратиграфических подразделений. Наиболее древними отложениями, вскрытыми бурением, являются нижнедевонские. Максимальная толщина вскрытых бурением нижнедевонских тёмно- серых аргиллитов известковистых составляет 430 м в скважине ДР6. Средний девон в объёме эйфельского и живетского ярусов вскрыт в скважинах Д1, Д2, Д4, ДР6, 15 и представлен плотными, тонкослоистыми, почти чёрными аргиллитами, сменяющимися вверх по разрезу темносерыми органогенными известняками с прослоями аргиллитов и редко алевролитов общей толщиной порядка 400 м. 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, 12 вторичными доломитами и доломитизированными известняками общей толщиной до 600 м в скважине Д4. Отложения каменноугольной системы вскрыты на всей площади месторождения и представлены нижним (турнейский, визейский и серпуховский ярусы) и средним (только башкирский ярус) отделами. Породы пермского возраста залегают на каменноугольных со стратиграфическим перерывом, отвечающим большей части среднего и верхнего карбона. Пермская система сложена нижней карбонатной, средней соленосной и верхней терригенной толщами. В нижнем отделе перми выделяются ассельский, сакмарский, артинский и кунгурский ярусы. Первые три яруса сложены карбонатными породами, входящими в состав продуктивной толщи и образующими три типа разрезов: биогермный, склоновый и относительно глубоководный. Толщина первого типа разреза достигает в ассельском ярусе 728 м и составляет в сакмарском и артинском соответственно 23-90 и 90 м. Рифовые образования представлены биогермными известняками, реже доломитами и их биоморфно-детритовыми разностями. Отложения рифового склона характеризуются преимущественным развитием доломитизированных биоморфно-детритовых, реже биогермных и биоморфных известняков с прослоями биохемогенных и обломочных. Толщины отложений этой фации в каждом ярусе (снизу вверх) колеблются в пределах 42-216, 15-56, 5-217 м. Относительно глубоководные отложения представлены темноцветными, почти чёрными тонко- и микрослоистыми битуминозными карбонатными породами с примесью глинистого и кремнистого материала и во всех трёх ярусах выделяются условно. Разрез мезозойской группы включает отложения всех трех систем: триасовой, юрской и меловой. Триасовые отложения представлены терригенной толщей пород. Глины красно-коричневые, преимущественно известковистые, косо- и 13 неяснослоистые. Песчаники и алевролиты красноцветные, разнозернистые, полимиктовые. Толщина триасовых отложений варьирует в широких пределах от 43 до 2005 м. Отложения юрской системы по толщине на отдельных участках месторождения превышают 500 м и представлены песчаниками мелкозернистыми, песками глинистыми, глинами неизвестковистыми среднего отдела и глинисто-мергелистой толщей верхнего отдела, в основании которого залегает фосфоритовая плита. Отложения меловой системы выделены в объёме нижнего отдела, развиты только в южной части межкупольной мульды и достигают по толщине 180 м. Они представлены глинами темно-серыми, плотными, неизвестковистыми, с прослойками мергеля и конкрециями сидерита. Завершается разрез глинами зеленовато-серыми, известковистыми, с горизонтальной слоистостью, с прослоями алевролитов и разнозернистых песчаников, имеющих повсеместное распространение и относимых к нижнему отделу неогеновой системы (плиоцен). Толщина их колеблется от 20 до 115 м. Породы четвертичной системы представлены суглинками, супесями, песками с линзами галечников и прослоями глин, толщина которых колеблется от 8 до 20 м. 1.3 Тектоника В тектоническом отношении Карачаганакское месторождение находится во внутренней части северной бортовой зоны Прикаспийской впадины, характеризующейся большой толщиной осадочного чехла и проявлением соляной тектоники. В районе месторождения по данным сейсмосъёмки на глубине 6–7 км выделяется выступ фундамента со сложным строением. Месторождение связано с поднятием фундамента амплитудой около 400м, ограниченным с севера дугообразным прогибом. С юга поднятие окаймляется двумя ветвями субширотного сброса, по которым поверхность 14 фундамента ступенчато погружается с севера на юг. Амплитуда сбросов нарастает в западном направлении, достигая 1200м. Сбросы древнего заложения и по кровле терригенного девона не прослеживаются. Об унаследованном характере южной ветви сброса свидетельствует крутое крыло Карачаганакского поднятия по каменноугольным и нижнепермским отложениям. Субширотная и субмеридианальная ориентировка тектонических элементов древнего заложения находит отражение в форме локального поднятия по кровле отложений терригенного девона. Основной карбонатный массив Карачаганакского месторождения связан с фаменско-артинским структурным этажом, образующим крупный подсолевой массив широтного простирания, ориентированный параллельно борту Прикаспийской впадины. Размеры массива составляют 14.5*28 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: верхнедевонско-турнейский, визейско-башкирский и раннепермский, при этом каждый подэтаж характеризуется несколько отличным от других структурным планом. 1.4 Нефтегазоносность Первый приток газа с конденсатом получен на месторождении в 1979 г. из артинских отложений в скважине П-10. В настоящее время установлена промышленная нефтегазоносность нижнепермских, каменноугольных, верхне- и среднедевонских отложений. Небольшая газоконденсатная залежь выявлена в карбонатном пласте филипповского сульфатно-карбонатного горизонта, из которого в скважине 30 получен приток газа с конденсатом дебитом 47.7 тыс. м 3 /сут и 47.5 м3/сут соответственно. Толщина филипповского горизонта колеблется от первых 15 метров до 302 м, нивелируя рельеф органогенной постройки, и коллекторы в карбонатном пласте развиты у её присклоновых частей. В горизонте установлены литологические ловушки, и границы залежей в краевых частях структуры определены уровнем газоводяного контакта, принятого по результатам опробования скважины 30. Всего выявлено пять участков присутствия коллекторов в карбонатном пласте филипповского горизонта (площадью 1.8-38 км 2 ). Керновые данные о коллекторских свойствах отсутствуют, а по ГИС средние значения пористости в скважинах колеблются от 6 до 9 %. Небольшая нефтяная залежь установлена в пределах межкупольной мульды в низкопорово-трещинных коллекторах, залегающих непосредственно над филипповским горизонтом. В скважине 112 при опробовании в колонне из пласта в интервале 3556- 3568 м толщиной 10 м и пористостью 6.5 % получен приток нефти дебитом 30 м3/сут на штуцере 10 мм. Аналогичные коллекторы установлены ещё в шести скважинах и образуют три участка ограниченной площади (0.6-1.1 км2) при толщине продуктивного пласта от 6 до 26 м. Ловушки пластовые, литологически ограниченные. Промышленная нефтегазоносность среднедевонских отложений установлена в скважине 15 при опробовании интервала 5670-5754 м (эйфельский ярус), из которого получен приток лёгкой нефти дебитом 76.2 м3/сут и 69.1 тыс.м3/сут газа. Вскрытая толща среднего девона представлена темноцветными аргиллитами с прослоями известняков, и выявленная залежь наименее изучена как по строению, так и по свойствам коллекторов и насыщающих их флюидов. Утверждённые запасы газа и нефти промышленных категорий по описанным залежам составляют значительно меньше 1% от запасов основной нефтегазоконденсатной залежи на месторождении, связанной с нижнепермско- верхнедевонскими отложениями. Залежь имеет высоту почти 1600 м, по типу природного резервуара относится к массивным и сверху экранируется 16 галогенно-терригенной покрышкой, представленной отложениями кунгурского яруса и верхней перми. Диапазон абсолютных отметок водонефтяного контакта вскрыт почти в 100 скважинах и его положение принято на отметке –5150 м на основании результатов опробования и 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. Фазовое поведение системы после раздела на две фазы при незначительном изменении давления практически одинаково, как для процессов разгазирования, так и конденсации, так как объёмы образующихся газовой и жидкой фаз сопоставимы. Поэтому достоверную оценку фазового состояния подобных систем можно дать только по термобарическим параметрам на основе экспериментального исследования критических температур, либо критического газосодержания при пластовой температуре. Исследование фазового состояния пластовой смеси по отдельным объектам показало, что переход лёгких нефтей в газоконденсатное состояние должен осуществляться в диапазоне газосодержания 700-1000 м3/м3. 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 на глубине в пределах интервала 4971 – 4938 м. При этом самая высокая отметка получения нефти составляет минус 4965 м, а нижняя отметка получения газа – минус 4940 м. Следовательно, контакт располагается в этом диапазоне и принят на отметке минус 4950 м. 17 В соответствии с принятыми газонефтяным и водонефтяным контактами высота газовой части залежи составляет 1400 м, а нефтяной – 200 м и продуктивные площади равны соответственно 198880 и 262600 тыс.м2. Выделено три объекта разработки. Основой выделения являлось представление о продуктивных отложениях как гидродинамически единой и термодинамически равновесной системе, физико-химические свойства пластовых флюидов в которой закономерно изменяются от кровли до водо- нефтяного контакта. При этом учитывались особенности геологического строения залежи, характеризующейся высокой степенью неоднородности, характер изменения свойств пластовой жидкости. I объект – газоконденсатный, связанный с пермскими отложениями, характеризуется высокой степенью неоднородности. Выделенная на границе перми и карбона плотная глинисто-карбонатная пачка развита не повсеместно и не является флюидоупором. Превышение пластового давления (Р пл ) над давлением начала конденсации (Р кон ) на начало разработки изменялось от 12 МПа в кровле объекта до 10 МПа на глубине 4500 м, средневзвешенное по объектам – 10 МПа. II объект приурочен к газоконденсатной части залежи в пределах среднего карбона. Это более однородная по коллекторским свойствам часть залежи. Пластовые флюиды характеризуются состоянием, близким к критическому. Начальное превышение пластового давления над средневзвешенным давлением начала конденсации составляет 7 МПа. III объект разработки – нефтяная оторочка, приуроченная к каменноугольным и верхнедевонским отложениям. Нефтяная оторочка разделена на два участка – северо-восточный и юго-западный. 1.5 Характеристика энергетического состояния залежи Карачаганакское месторождение разрабатывается при естественном режиме. Естественным режимом разработки залежи будет упруго- 18 газонапорный, с проявлением растворенного в нефти газа. Водонапорный режим не может проявиться, поскольку практически вся центральная часть месторождения отделена от водоносного горизонта зоной отсутствия коллекторов, которая хоть и сокращается к периферии, но переходит в зону их низких емкостно-фильтрационных свойств. Здесь в процессе разработки месторождения и снижения пластового давления могут активизироваться процессы накопления труднорастворимых солей, что приведет к дальнейшей изоляции залежи. На месторождении Карачаганак проводятся систематические замеры пластовых давлений путем прямого измерения при спуске глубинных манометров на забой остановленных скважин, с одновременным определением статического градиента давления по стволу скважины. Пластовые давления расчитываются на отметку минус 4200 м для I объекта разработки, минус 4700 м - для II объекта разработки и минус 5050 м – для III объекта, для скважин эксплуатирующих совместно 2 или 3 объекта разработки давления рассчитываются для каждого объекта на соответствующие отметки. В дальнейшем эти значения используются для анализа энергетического состояния залежи и объектов разработки (карты изобар). В течение первого полугодия 2007 года замеры статического и динамического давлений по стволу скважины проведены в 70 скважинах (всего 119 замеров). При этом были охвачены исследованием скважины действующего фонда, а также 4 скважины из добывающего фонда, находящихся во временном простое, 7 скважин промсточные наблюдательные из специального фонда, 1 скважина, находящейся в консервации, 1 скважина наблюдательная. В 2-х скважинах 1-го обьекта эксплуатации было выполнено три замера с постоянной записью давления на забоях. В 13 скважинах 2-го обьекта эксплуатации за отчетный период были выполнены 25 замеров, из них 5 замеров с постоянной записью давления на забое, 6 статических замеров путем спуска глубинных манометров на забой 19 остановленных скважин, а также при исследовании через контрольный сепаратор провели 6 статических и 8 динамических замеров. В 21 скважине 3 обьекта эксплуатации было выполнено 38 замеров, в том числе 3 замера с постоянной записью давления на забое, также провели 8 статических замеров, путем спуска глубинных манометров на забой остановленных скважин. При исследовании через контрольный сепаратор выполнили 16 статических и 11 динамических замеров. В 26 скважинах, совместно эксплуатирующих 2 и 3 обьекты, были выполнены 45 замеров. Из них 6 замеров с постоянной записью давления на забое, 10 статических замеров путем спуска глубинных манометров на забой остановленных скважин и при исследовании через контрольный сепаратор провели 14 статических и 15 динамических замеров . В 8 скважинах надпродуктивного горизонта было проведено 8 статических замеров путем спуска глубинных манометров на забой скважин. На основе данных по статическим замерам пластовых давлений по состоянию на 1 июля 2007 года были построены три карты изобар на глубины: минус 4200 м для 1 объекта, минус 4700м – для 2 объекта и минус 5050 м – для 3 объекта разработки. |