"Везерфорд" на Карачаганкском месторождении

Отчет по практике - Геодезия и Геология

Другие отчеты по практике по предмету Геодезия и Геология

Для того чтобы скачать эту работу.
1. Подтвердите что Вы не робот:
2. И нажмите на эту кнопку.
закрыть



щади 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 мПас 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 12000103 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 3000103 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:

дающие газ и нефть - 35

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