"Везерфорд" на Карачаганкском месторождении

Для эксплуатационных объектов предусматриваются самостоятельные сетки скважин как эксплуатационных, так и нагнетательных. Закачка сухого газа в I объект будет производиться

Везерфорд на Карачаганкском месторождении

Отчет по практике

Геодезия и Геология

Другие отчеты по практике по предмету

Геодезия и Геология

Сдать работу со 100% гаранией

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Отчёт о прохождении производственной практики

 

 

"Везерфорд" на Карачаганкском месторождении

 

 

1. Характеристика месторождения, газа, конденсата, нефти

 

1.1 Геологическая характеристика месторождения

 

1.1.1 Общие сведения о месторождении

Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Бурлинском районе Западно-Казахстанской области Республики Казахстан, в 30 км к северо-востоку от города Аксай, в 150 км к востоку от города Уральск.

Дорожная сеть представлена автомобильными дорогами с твердым покрытием Аксай - Оренбург, Уральск - Оренбург и Западно-Казахстанской железной дорогой, проходящей через город Аксай. Основными видами транспорта является автомобильный и железнодорожный. В орографическом отношении район представляет равнину с редкой сетью оврагов и балок. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 80 до 130 метров. Гидрографическая сеть представлена к северу от месторождения рекой Урал, к северо-востоку рекой Илек, на западе рекой Утва. На площади встречаются небольшие естественные водоемы. Техническое водоснабжение обеспечивается преимущественно за счет подземных вод. Водоносные горизонты, залегающие на глубинах от 5 до 110 метров и приурочены к трещиноватым мергелям и известнякам, а также песчаником. Климат района резко континентальный, температура воздуха от - 400С зимой и до + 400С 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 глубо

Похожие работы

1 2 3 4 5 > >>