Месторождение "Каракудук"
Введение
1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Общие сведения о месторождении
1.2 Природно.климатическая характеристика района
1.3 Краткая характеристика месторождения
1.4 История геолого.геофизической изученности и разработки месторождения
1.5 Литолого.стратиграфическая характеристика отложений
1.6 Тектоника
1.7 Нефтегазоносность
1.8 Водоносность
1.8.1 Водоносный комплекс палеогеновых отложений
1.8.2 Водоносный комплекс верхнеальб . сеноманских отложений
1.8.3 Водоносный комплекс нижнеальбских отложений
1.8.4 Водоносный комплекс апт . неокомских отложений
1.8.5 Водоносный комплекс юрских отложений
1.8.6 Физические свойства и химический состав подземных вод
1.8.7 Характеристика законтурной зоны
1.9 Свойства и состав нефти, газа и воды
1.9.1 Свойства пластовой нефти
1.9.2 Состав нефтяного газа
1.9.3 Свойства дегазированной нефти
1.9.4 Запасы нефти и растворенного газа
1.9.5 Оценка балансовых запасов нефти
2 ТЕХНИКО.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 Анализ состояния фонда скважин
2.2 Анализ состояния энергии пласта (залежи)
2.3 Коэффициенты продуктивности
2.4.Анализ технологической эффективности применяемых методов регулирования
2.5.Технологическая схема сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтяного газа
2.5.1. Технологическая схема сбора нефти и газа
2.5.2 Технологическая схема центральной установки подготовки нефти
2.6 Магистральный нефтепровод
2.7 Фонтанная эксплуатация скважин. Оборудование фонтанных скважин
2.7.1 Осложнения при фонтанной эксплуатации
2.7.2 Рекомендация по улучшению состояния эксплуатации
2.8 Расчет минимального забойного давления фонтанирования
2.9 Предельная обводненность продукции, при которой скважины с внутренним диаметром НКТ 76мм, 73мм, 63мм прекратят фонтанировать
2.10 Расчет диаметра фонтанного подъемника
3 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
3.1 История и обзорная часть
3.2 Организационная характеристика предприятия
3.3 Организация основного и вспомогательного производства
3.4 Особенности организации труда и его оплаты
3.5 Организация материально.технического снабжения
3.6 Анализ эксплуатационных затрат
3.7 Анализ себестоимости единицы продукции
3.8 Расчет экономической эффективности от внедрения
3.9 Прогнозные ресурсы на месторождение Каракудук
3.10 Основные производственные показатели
3.11 Баланс «Каракудукмунай»
3.12 Кадровая политика
4 ОХРАНА ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
4.1 Общие правила безопасности при фонтанной добыче нефти
4.2 Общая экологическая обстановка месторождения
4.2.1 Анализ воздействия проектируемого объекта на окружающую среду
4. 2 .2 Оценка вероятных аварийных ситуаций и их последствия
4. 2 .3 Организационные мероприятия
4. 3 Основные технические решения, средства и меры по обеспечению безопасности труда и производства.
4.4 Структура организации СБТ и ООС и обязанности должностных лиц на уровне предприятия
4.5 План ликвидации аварий по цеху добычи нефти и газа
4.6 Расчёт пожаротушения
Заключение
Список использованной литературы:
1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Общие сведения о месторождении
1.2 Природно.климатическая характеристика района
1.3 Краткая характеристика месторождения
1.4 История геолого.геофизической изученности и разработки месторождения
1.5 Литолого.стратиграфическая характеристика отложений
1.6 Тектоника
1.7 Нефтегазоносность
1.8 Водоносность
1.8.1 Водоносный комплекс палеогеновых отложений
1.8.2 Водоносный комплекс верхнеальб . сеноманских отложений
1.8.3 Водоносный комплекс нижнеальбских отложений
1.8.4 Водоносный комплекс апт . неокомских отложений
1.8.5 Водоносный комплекс юрских отложений
1.8.6 Физические свойства и химический состав подземных вод
1.8.7 Характеристика законтурной зоны
1.9 Свойства и состав нефти, газа и воды
1.9.1 Свойства пластовой нефти
1.9.2 Состав нефтяного газа
1.9.3 Свойства дегазированной нефти
1.9.4 Запасы нефти и растворенного газа
1.9.5 Оценка балансовых запасов нефти
2 ТЕХНИКО.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 Анализ состояния фонда скважин
2.2 Анализ состояния энергии пласта (залежи)
2.3 Коэффициенты продуктивности
2.4.Анализ технологической эффективности применяемых методов регулирования
2.5.Технологическая схема сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтяного газа
2.5.1. Технологическая схема сбора нефти и газа
2.5.2 Технологическая схема центральной установки подготовки нефти
2.6 Магистральный нефтепровод
2.7 Фонтанная эксплуатация скважин. Оборудование фонтанных скважин
2.7.1 Осложнения при фонтанной эксплуатации
2.7.2 Рекомендация по улучшению состояния эксплуатации
2.8 Расчет минимального забойного давления фонтанирования
2.9 Предельная обводненность продукции, при которой скважины с внутренним диаметром НКТ 76мм, 73мм, 63мм прекратят фонтанировать
2.10 Расчет диаметра фонтанного подъемника
3 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
3.1 История и обзорная часть
3.2 Организационная характеристика предприятия
3.3 Организация основного и вспомогательного производства
3.4 Особенности организации труда и его оплаты
3.5 Организация материально.технического снабжения
3.6 Анализ эксплуатационных затрат
3.7 Анализ себестоимости единицы продукции
3.8 Расчет экономической эффективности от внедрения
3.9 Прогнозные ресурсы на месторождение Каракудук
3.10 Основные производственные показатели
3.11 Баланс «Каракудукмунай»
3.12 Кадровая политика
4 ОХРАНА ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
4.1 Общие правила безопасности при фонтанной добыче нефти
4.2 Общая экологическая обстановка месторождения
4.2.1 Анализ воздействия проектируемого объекта на окружающую среду
4. 2 .2 Оценка вероятных аварийных ситуаций и их последствия
4. 2 .3 Организационные мероприятия
4. 3 Основные технические решения, средства и меры по обеспечению безопасности труда и производства.
4.4 Структура организации СБТ и ООС и обязанности должностных лиц на уровне предприятия
4.5 План ликвидации аварий по цеху добычи нефти и газа
4.6 Расчёт пожаротушения
Заключение
Список использованной литературы:
Сегодня Казахстан относится к государствам, обладающим стратегическими запасами углеводородов, которые оказывают влияние на формирование мирового рынка энергоресурсов. Республика занимает 13 место в мире по разведанным извлекаемым запасам нефти и газового конденсата, 15-по запасам природного газа и 26 по уровню добычи углеводородного сырья. Прогнозные запасы составляют 12 миллиардов тонн нефти и конденсата и около 3 трлн. м3 газа. К 2010 году планируется довести добычу нефти до 70 миллионов тонн, что позволит занять одну из ключевых позиций среди производителей и экспортеров на евразийском пространстве. К настоящему времени в Казахстане образована мощная сырьевая база, добыча нефти ведется на западе и на юге страны, работают три нефтегазоперерабатывающих завода.
Развитие нефтяной промышленности зависит от многих факторов и, прежде всего, от её ресурсной базы. При современном уровне научно-технического прогресса из пластов извлекается в среднем лишь 35 - 40 % геологических запасов нефти. Следовательно, большая часть "черного золота" остается в недрах земли.
Современный нефтяной промысел представляет собой сложный комплекс технических сооружений и коммуникаций, предназначенных для добычи, сбора, подготовки продукции скважин и транспорта ее к потребителю.
Предпринята попытка проведения оценки экономической эффективности отложения дополнительного капитала в разработку данной территории с целью утилизации газа, что позволит более эффективно использовать природные ресурсы с наименьшим нанесением вреда окружающей среде.
Развитие нефтяной промышленности зависит от многих факторов и, прежде всего, от её ресурсной базы. При современном уровне научно-технического прогресса из пластов извлекается в среднем лишь 35 - 40 % геологических запасов нефти. Следовательно, большая часть "черного золота" остается в недрах земли.
Современный нефтяной промысел представляет собой сложный комплекс технических сооружений и коммуникаций, предназначенных для добычи, сбора, подготовки продукции скважин и транспорта ее к потребителю.
Предпринята попытка проведения оценки экономической эффективности отложения дополнительного капитала в разработку данной территории с целью утилизации газа, что позволит более эффективно использовать природные ресурсы с наименьшим нанесением вреда окружающей среде.
1. Отчет о научно-исследовательской работе «Технологическая схема разработки месторождения Каракудук».
2. Отчет «Подсчет запасов нефти, газа и попутных компонентов месторождения Каракудук Мангистауской области Республики Казахстан по состоянию на 01.06.1995г.» Шаховой А.И., Бабашева М.Н., Джарылгапов Ш., г. Актау 1995г.
3. Теория разработки нефтяных месторождений. Лысенко В.Д. Москва, «Недра», 1993г.
4. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи. Мищенко И.Т. и др. Москва, «Недра», 1984г.
5. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений (добыча нефти), Гиматудинов Ш. К., Москва, «Недра», 1983г.
6. «Освоение нефтяного месторождения Каракудук» (технико-экономическое обоснование).
7. «Промышленное обустройство месторождения Каракудук» (том-1, общая пояснительная записка).
2. Отчет «Подсчет запасов нефти, газа и попутных компонентов месторождения Каракудук Мангистауской области Республики Казахстан по состоянию на 01.06.1995г.» Шаховой А.И., Бабашева М.Н., Джарылгапов Ш., г. Актау 1995г.
3. Теория разработки нефтяных месторождений. Лысенко В.Д. Москва, «Недра», 1993г.
4. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи. Мищенко И.Т. и др. Москва, «Недра», 1984г.
5. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений (добыча нефти), Гиматудинов Ш. К., Москва, «Недра», 1983г.
6. «Освоение нефтяного месторождения Каракудук» (технико-экономическое обоснование).
7. «Промышленное обустройство месторождения Каракудук» (том-1, общая пояснительная записка).
Дисциплина: Нефть, Газ
Тип работы: Дипломная работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 87 страниц
В избранное:
Тип работы: Дипломная работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 87 страниц
В избранное:
АННОТАЦИЯ
Дипломный проект состоит из четырех основных частей:
- геологическая;
- технико-технологическая;
- экономическая;
- охрана труда и окружающей среды.
В геологической части рассматривается геологическая изученность,
нефтегазоносность, стратиграфия, тектоника месторождения "Каракудук".
В технико-технологической части подробно описывается фонд скважин,
приведен анализ текущего состояния разработки, методы по предупреждению и
борьбе с осложнениями при эксплуатации фонтанных скважин, а также расчет
предельной обводненности продукции, при которой скважина прекратит
фонтанировать.
В экономической части дан расчет основных экономических показателей и
годового экономического эффекта.
В разделе охраны труда и окружающей среды, рассматриваются
мероприятия, обеспечивающие безопасность работающих и охрану окружающей
среды на месторождении "Каракудук".
ВВЕДЕНИЕ
Сегодня Казахстан относится к государствам, обладающим
стратегическими запасами углеводородов, которые оказывают влияние на
формирование мирового рынка энергоресурсов. Республика занимает 13 место в
мире по разведанным извлекаемым запасам нефти и газового конденсата, 15-по
запасам природного газа и 26 по уровню добычи углеводородного сырья.
Прогнозные запасы составляют 12 миллиардов тонн нефти и конденсата и около
3 трлн. м3 газа. К 2010 году планируется довести добычу нефти до 70
миллионов тонн, что позволит занять одну из ключевых позиций среди
производителей и экспортеров на евразийском пространстве. К настоящему
времени в Казахстане образована мощная сырьевая база, добыча нефти ведется
на западе и на юге страны, работают три нефтегазоперерабатывающих завода.
Развитие нефтяной промышленности зависит от многих факторов и, прежде
всего, от её ресурсной базы. При современном уровне научно-технического
прогресса из пластов извлекается в среднем лишь 35 - 40 % геологических
запасов нефти. Следовательно, большая часть "черного золота" остается в
недрах земли.
Современный нефтяной промысел представляет собой сложный комплекс
технических сооружений и коммуникаций, предназначенных для добычи, сбора,
подготовки продукции скважин и транспорта ее к потребителю.
Предпринята попытка проведения оценки экономической эффективности
отложения дополнительного капитала в разработку данной территории с целью
утилизации газа, что позволит более эффективно использовать природные
ресурсы с наименьшим нанесением вреда окружающей среде.
1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Общие сведения о месторождении
Месторождение Каракудук расположено в Мангистауской области
республики Казахстан, в 365 км к северо-востоку от города Актау. Ближайшими
населенными пунктами являются поселок Сай-Утес (в 60км к юго-западу.) и г.
Бейнеу (в 125км к северо-востоку.) Климат района резко континентальный с
сильными колебаниями дневной и сезонной температур. Температура воздуха
колеблется от минус 26°С зимой до плюс 41°С летом. Среднегодовая
температура - плюс 15°С. Атмосферные осадки приходятся в основном на осенне-
зимний период и не превышают 185 мм. в год. Среднегодовое снегонакопление
составляет 300 мм. Среднегодовое значение скорости ветра- 7мсек. Глубина
промерзания грунта- 1,00 м. Местность в районе месторождения имеет довольно
ровный, слегка холмистый рельеф. Высота над уровнем моря колеблется в
интервале 158-188м. Почвы в районе месторождения относятся к категории
серовато-бурых, серовато - желтовато-бурых и характеризуются как соленые и
щелочные.
1.2 Природно-климатическая характеристика района
Примерно в 10 км к северу от месторождения Каракудук находится
Каспийское море. Климат района резко континентальный, с большими
колебаниями сезонных и суточных температур. Зима умеренно холодная,
малоснежная, преимущественно с пасмурной погодой. Температура воздуха днем
обычно от - 4°С до -6°С, ночью понижается от -12°С до -17°С (минимальная
-34°С). Осадки выпадают почти все в виде снега, но устойчивый снежный
покров не образуется. Лето сухое и жаркое, преимущественно в виде
кратковременных ливней. Относительная влажность воздуха 30%-40%. Ветры в
течение года преимущественно восточные и северо-восточные. Весной и летом
ветровая деятельность ослабевает, и направление ветра меняется на западное.
Скорость ветра преимущественно от 4мсек до 10мсек. Зимой часто дуют
сильные северо-восточные ветры, со скоростью до 15мсек, которые усиливают
зимнюю стужу и затрудняют передвижение по местности. Ниже приведены
климатические данные района работ.
Таблица 1
Климатические данные
Среднегодовая температура воздуха +15°С;
Абсолютный минимум температуры -34°С;
Абсолютный максимум температуры 43°С;
Среднегодовая скорость ветра мсек;
Скорость ветра, возможная 1 раз в 5лет 24 мсек;
Скорость ветра, возможная 1 раз в 10лет 26 мсек;
Скорость ветра, возможная 1 раз в 15лет 28 мсек;
Среднегодовое количество осадков 140 мм;
Район по гололеду 11;
Нормативная толщина стенки гололеда с 10 м;
повторяемостью 1 раз в 10лет
Нормативная глубина промерзания:
для суглинков 1,07 м;
1,03 м;
для супесей
Грунты повсеместно засолены, загипсованы и характеризуются высокой
коррозийной активностью по отношению к железу. Грунты покровного комплекса
в значительной степени облессованы. Отдельные фации литифицированных пород
(мергель, мел) при замачивании размягчаются, приобретая свойства глин.
Грунтовые воды на площади работ бурением не вскрыты.
1.3 Краткая характеристика месторождения
На площади Каракудук в результате поискового и разведочного бурения
вскрыты отложения триасовой, юрской, меловой, палеогеновой и
неогеновой систем. Разрез представлен типичными для Северо-Устюркского
региона песчанно-глинистыми и карбонатными породами.
В тектоническом плане структура Каракудук расположена в пределах
Северо-Устюртско-Бузачинской системы прогибов и поднятий, осложняющей
северо-западную часть Туранской плиты. Согласно тектоническому
районированию юрско-палеогенового этажа Мангышлака и Устюрта Каракудукское
поднятие приурочено к Арыстановской ступени, осложняющей Култукско-
Ирдалинскую моноклиналь. По данным опробования горизонтов был выделен ряд
сбросов, разбивающих поднятие на три блока. Ю-I горизонт продуктивен во
всех блоках, Ю-II продуктивен в 1 и во 2 блоках, остальные только во 2.
С учетом особенностей геологического строения продуктивных горизонтов,
количество сосредоточенных в них запасов, емкостно-фильтрационной
характеристики пластов и физико-химических свойств насыщающих их флюидов
выделено 2 объекта разработки:
1) Ю-I и Ю- II горизонты;
2) Ю-VIII + IX.
Разбуривание месторождения осуществляется от центра к периферии. В
зонах совмещения соседних объектов скважины бурятся до нижнего нефтеносного
пласта.
1.4 История геолого-геофизической изученности и разработки
месторождения
Планомерное геологическое изучение обширной территории было начато в
1994 г. В течение 50-х годов экспедициями ВАГТа проводилась геологическая
съемка масштаба 1:200000 (А.И. Летавин, М.И. Богачева, Н.И. Буялов, Р.Г.
Гарецкий и др.), сопровождавшаяся бурением структурно-картировочных
скважин глубиной 200-500 м. Указанными авторами по результатам
проведенных работ впервые было высказано предположение о возможной
нефтегазоносности мезозойско-кайнозойских отложений Северного Устюрта. В
целях оценки перспектив нефтегазоносности юрских и меловых отложений
в различных структурно-тектонических зонах Западно-Казахстанским
геологическим управлением (ЗКГУ) в 1953 г. начато поисковое бурение.
Непосредственно на площади Каракудук бурение велось в 1966-1976 г.г. и
в 1990-1993 г.г.
Изучение геологического строения Северного Устюрта геофизическими
методами разведки также начинается с 50-х годов.
В 1954-1958 г.г. вся площадь работ была охвачена аэромагнитной
съемкой масштаба 1:200000 (Биркган И.Б.-1953 г., Соловьев О.Н.-1954 г.).
Работы показали, что территория Северного Устюрта характеризуется
преимущественно отрицательными аномалиями силы тяжести. В 1-73-1975 г.г.
рассматриваемая территория было покрыта высокоточной аэромагнитной
съемкой масштаба 1:50000. Получена новая информация о геомагнитном
поле региона, на основании чего уточнено внутреннее строение фундамента.
Первые гравиметрические исследования 19950-1954 г.г. (Бунин С.Г. 1950
г., Тушканов А.Я.-1954 г.) дали лишь общее представление о характере
гравитационного поля, в котором нашли отражение основные структурные
элементы Северного Устюрта.
В 1954 г. В.А. Лапшовым были обобщены материалы гравиметрических
исследований, на основании которых им была составлена карта глубинного
геолого-тектонического строения Мангышлака и смежных территорий.
В 1963 г. Гурьевская геофизическая экспедиция треста
Казахстангеофизика проводит детальную площадную съемку повышенной
точности. В результате была составлена карта остаточных аномалий, где
выявлена Арыстановская структура. Выявлены впервые 3 минимума:
Камышитовый, Атаманский, Каменный.
В 1965 г. силами Илийской ГФЭ Казахского геологического треста
(Праводников и др.) проведена детальная гравиметрическая съемка, в
результате которой выделены локальные аномалии: Каменная, Арыстановская,
Каракудукская. Сейсмические исследования являются основным геофизическим
методом изучения глубинного строения территории. Основной объем работ
МОВ и КМПВ был выполнен соответственно трестом Казахстаннефтегеофизика
и Казахстанским геофизическим трестом (Турланская геофизическая
экспедиция). Первые работы КМПВ проводились с 1959 г. (Манилов С.А.). В
1964 г. работами КМПВ и МОВ выявлены Токубайская и Кандыктинская
структуры, детально изучены Арыстановское, Каракудукское, Теренское
поднятия. Этими же работами они были подготовлены к глубокому бурению.
С 1967 г. трестом Казахстаннефтегеофизика на Северном Устюрте
проводятся сейсмические работы МОВ с применением группирования
сейсмоприемников и взрывов. Имеющийся сейсмический материал МОВ обобщен
в 1970 г. были построены свободные структурные карты по основным
отражающим горизонтам I, III, IV в масштабах 1:200000, характеризующие
строение юрско-палеогенового комплекса пород.
С 1970 г. Гурьевской геофизической экспедиций (трест
Казахстаннефтегеофизика) начато планомерное изучение территории
Северного Устюрта методом ОГТ. В 1968-88 г.г. сейсморазведочной партией
686-88 г.г. МГФЭ были проведены сейсмические исследования МОГТ на
площади Каракудук западнее Севрно-Арыстановской площади до западных
чинков и до площади Тепке. В результатах этих исследований была дана
рекомендация на проведение дополнительных поиско-разведечных работ на
площади Каракудук.
1.5 Литолого-стратиграфическая характеристика отложений
На площади Каракудук в результате поискового и разведочного бурения
вскрыты отложения триасовой, юрской, меловой, палеогеновой и неогеновой
систем. Степень изученности этих отложений различна. Наиболее полно
керновый материал и палеонтологические определения представлены по юрским
породам, которые и являются продуктивными.
Разрез представлен типичными для Северо-Устюртского региона песчано-
глинистыми и карбонатными породами. Ниже приведена краткая литологическая
характеристика вскрытых скважинами отложений.
Триасовая система представлена переслаиванием песчаников,
алевролитов, аргиллитоподобных глин и аргиллитов. Цвет пород бурый, серый,
темно-серый, коричневый, буровато-коричневый, зеленовато-серый. Вскрытая
мощность отложений составляет 156 м.
Юрская система. Нижний отдел представлен переслаиванием темно-серых с
зеленоватым оттенком глин, серых, светло-серых песчаников и алевролитов.
Толщина нижнеюрских отложений составляет 83м.
Средний отдел сложен переслаивающимися между собой песчаниками,
алевролитами и глинами с разной степенью цементации и зернистости. Цвет
пород, в основном, серый, темно-серый. Толщина отложений составляет 547-
776м.
Верхний отдел представлен известняками, мергелями, глинами, также
отмечается чередование песчаников, алевролитов, глин. В нижней части
преобладают глинистые отложения, в верхней - карбонатные. Толщина
верхнеюрских отложений изменяется от 290 до 346м.
Меловая система представлена двумя отделами нижним и верхним. Нижний
отдел представлен переслаиванием алевролитов серых, глин серых, почти
черных, реже красновато-бурых и зеленоватых, также песчаников светло-серых
и серых. Нижняя часть отдела сложена органогенно-обломочными известняками,
доломитами и мергелями. Толщина нижнемеловых отложений колеблется в
пределах 1210-1342м.
Нижняя часть верхнего отдела характеризуется чередованием глин,
алевролитов и песчаников. Верхняя часть представлена чистой разностью мела,
карбонатными глинами, мергелями, белыми известняками. Толщина верхнемеловых
отложений 506-550м.
Палеогеновая система сложена известняками белыми, мергелями зеленовато-
серыми, глинами розовыми, алевролитами. Толщина отложений составляет 498-
524м.
Неогеновая система представлена карбонатно-глинистыми породами,
известняками- ракушниками. Толщина отложений равна 50-70м.
Четвертичная система сложена суглинками, супесями, песками
разнозернистыми, глинами, конгломератами. Толщина отложений 10-15м.
1.6 Тектоника
В тектоническом плане структура Каракудук расположена в пределах
Севере-Устюртско-Бузачинской системы прогибов и поднятий, осложняющей
северо-западную часть Туранской плиты. Согласно тектоническому
районированию юрско-палеогенового этажа Мангышлака и Устюрта Каракудукское
поднятие приурочено к Арыстановской ступени, осложняющей Култукско-
Ирдалинскую моноклиналь.
Для Каракудукского поднятия характерно увеличение амплитуды и
изменение конфигурации с глубиной. Ось структуры ориентирована в северо-
западном направлении. По замкнутой изогипсе –740м размеры поднятия
составляют 10.5х6км, амплитуда поднятия 15м. Углы падения пород на крыльях
структуры не превышают доли градусов. По ниже лежащему валанжинскому ярусу,
а именно по его подошве, свод смещается в северном направлении. Наблюдается
явная асимметрия периклиналей структуры- западная положе, чем восточная.
Следует отметить, что по данным подсчета запасов сделанного КазНИГРИ в
1995г., особенностью геологического строения юрских, продуктивных
горизонтов Каракудукского поднятия является наличие тектонических
нарушений, разделяющих структуру на три блока- I (западный), II (северо-
восточный), III (южный). Основанием для проведения тектонических нарушений
явилось несоответствие по данным опробования и интерпретации результатов
геофизических исследований отметок водонефтяного контакта в отдельных
скважинах.
1.7 Нефтегазоносность
На месторождении Каракудук по итогам детальной пластовой корреляции и
интерпретации результатов геофизических исследований, а также результатов
опробования в разрезе месторождения выявлено 9 номенклатурных горизонтов ,
7 из которых оказались продуктивными. Горизонты Ю-I и Ю-II стратиграфически
приурочены к келловейскому ярусу верхней юры, Ю-IV, Ю-V - к батскому ярусу,
Ю-VI, Ю-VIII, Ю-IX- к байосскому ярусу средней юры.
Коллектора продуктивных горизонтов представлены мелко-среднезернистыми
песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Цемент пород поровый,
контактно-поровый, реже пленочно-поровый. Состав цемента полиминеральный.
Преобладает глинистое вещество хлористо-гидрослюдисто-каолинитовог о
состава. Коллектора обладают низкими фильтрационными свойствами, что
обусловлено уплотнением пород-коллекторов юрской толщи и значительным
содержанием в породе глинистых веществ.
Как указывалось выше, по данным опробования продуктивных горизонтов
условно был выделен ряд сбросов, разбивающих поднятие на три блока.
Горизонт Ю- I продуктивен во всех трех блоках, Ю-II- в I и во II блоках, а
продуктивность остальных горизонтов установлена только в пределах II-го
блока. Ниже приводится краткая характеристика продуктивных горизонтов.
Ю-I горизонт. Горизонт коррелируется достаточно четко по всей площади
и практически выдержан по толщине. Эффективная нефтенасыщенная толщина
варьирует от 6.0 м до 13.2 м. Литологически горизонт сложен песчано-
алевролитовыми породами. Горизонт опробован в 13 скважинах. Как уже
отмечалось, доказана промышленная продуктивность горизонта во всех трех
блоках, основные запасы находятся во II блоке.
ВНК для I блока принят на абсолютной отметке -2429.2 м,
соответствующей подошве продуктивного по геофизическим исследованиям
пласта коллектора. Залежь пластовая, сводовая, тектонически экранированная.
Высота залежи 34.5м, площадь нефтеносности 15218 тыс. кв. м.
ВНК для II блока принят по наиболее низкой отметке продуктивного
пласта, до которой получена нефть без воды (-2450.7м). Залежь пластовая,
сводовая, тектонически экранированная. Высота залежи 72.6м, площадь
нефтеносности 21512 тыс. кв. м.
ВНК для III блока принят по результатам интерпретации геофизических
исследований и данных опробования 2-х скважин на абсолютной отметке 2407.3
м. Залежь пластовая, сводовая, тектонически-экранированная. Высота залежи
- 19.7 м, площадь нефтеносности - 4657 тыс. кв. м.
Ю-II горизонт состоит из двух пластов - А и Б. Продуктивным является
пласт А в I и II блоках.
Продуктивность пласта А в I блоке установлена в районе скважин №4, 8.
ВНК залежи А в I блоке в районе 1-ой скважины принят по подошве
опробованного пласта в этой скважине на отметке - 2479.7 м. Залежь
пластовая, сводовая тектонически и лито логически экранированная. Высота
залежи - 2.8 м , площади нефтеносности - 1866 тыс. кв. м. В районе 2-ой
скважины ВНК принят на отметке -2436.5м по подошве опробованного
продуктивного пласта. Залежь пластовая, сводовая тектонически и лито
логически экранированная. Высота залежи равна 1.2м, а площадь нефтеносности
-988 тыс. кв. м.
ВНК в блоке II- принят по подошве опробованного продуктивного пласта в
одной из действующих скважин на абсолютной отметке -2461.7м. Залежь
пластовая, сводовая, литологически и тектонически-экранированная.
Высота залежи составляет 45.6м, а площадь нефтеносности равна 5356
тыс.кв. м.
Ю-IV горизонт состоит из двух пластов А и Б, сложенных песчаными
коллекторами. Продуктивными являются оба пласта, во II блоке.
Пласт А продуктивен в двух скважинах. ВНК принят по подошве
опробованного нефтяного пласта в одной из скважин на абсолютной отметке
-2526.2м. Залежьпластовая, сводовая, тектонически и литологически
экранированная. Высота залежи -16.5 м, площадь нефтеносности -1588 тыс м2.
Коллектор пласта Б в районе 3-х скважин замещается непроницаемыми
породами. ВНК четко отбивается по данным ГИС на абсолютной отметке -2539.4
м, что в свою очередь согласуется с результатами опробования. Залежь
пластовая, сводовая, тектонически и литологически экранированная. Высота
залежи составляет 14.7 м, площадь нефтеносности равна 1501 тыс.м2.
Ю-V горизонт сложен песчаным пластом. В районе действующей скважины
коллектор замещается непроницаемыми породами. Горизонт опробован в семи
скважинах. Продуктивность установлена только во II блоке. ВНК по данным
промысловой геофизики уверенно отбивается на абсолютной отметке -2594.4м,
что согласуется с результатами опробования. Залежь пластовая, сводовая,
тектонически и литологически экранированная. Высота залежи равна 35.1м,
площадь нефтеносности равна 6175 тыс. кв. м.
Ю-VI горизонт представлен двумя пластами А и Б, из которых
нефтенасыщенным является пласт А. Пласт А, расчленяясь в разрезе ряда
скважин, образует мощный пласт на одной из действующих скважин, где и
получен фонтанный приток нефти. ВНК принят по подошве опробованного пласта
в этой скважине на абсолютной отметке -2634.4м. Залежь пластовая, сводовая,
тектонически и литологически экранированная. Высота залежи составляет
23.8м, а площадь нефтеносности -1625 тыс. кв. м.
Ю-VIII горизонт испытан в пяти скважинах. Продуктивность горизонта
установлена только в скважинах II-го блока двух из пяти скважин. ВНК принят
по подошве опробованного продуктивного пласта на отметке -2966м. Залежь
пластовая, сводовая, тектонически и литологически экранированная. Высота
залежи -36.5м, площадь нефтеносности -2863 тыс. кв. м.
Ю-IX горизонт продуктивен во втором блоке. Вероятно, залежь имеет
распространение в районе только этой скважины, так как в других скважинах
наблюдается замещение коллектора горизонта непроницаемыми породами. Залежь
пластовая, сводовая, тектонически и литологически экранированная. Высота
залежи -24.6м, площадь нефтеносности равна -3844 тыс. кв. м.
1.8 Водоносность
Питание и разгрузка пластовых подземных вод, приуроченных к
палеогеновым, меловым и юрским комплексам, залегающих под неогеновым
покровом и развитых повсеместно, происходит сложно. Прежде всего, они
получают питание за отчет инфильтрации атмосферных осадков,
выпадающих в толщу водовмещающих отложений, распространенных на
площадях выхода их на поверхность. Модуль подземного питания
достигает 0,1-0,15 лсек с 1 мм2 или 3- 5 ммгод, что суммарно дает
метеорное питание в объеме до 4-5 м3- год или 125-150 лсек.
Одним из важных источников питания являются элилионные воды,
образованные за счет уплотнения преимущественно глинистых пород и
вытеснения из них седиментационные воды. В интервале глубин 2-3
км пористость уменьшается на 10 % от общего объема породы, что
вызывает вытеснение больших количеств воды из толщи. Большая часть
воды идет на выходящую фильтрацию. Этот процесс наиболее активен
в глубоких депрессиях Северного Устюрта.
1.8.1 Водоносный комплекс палеогеновых отложений
По каротажным диаграммам в пределах комплекса выделяются 1-2 горизонта
толщиной от 9 до 47м. Глубина залегания комплекса от 425 до 561 м. Комплекс
сложен терригенными породами, представленными глинами, песками и
алевритами. Открытая пористость пород – коллекторов 28-37 %,
проницаемость 712мд. Воды обычно напорные. Суточный дебит
гидрогеологических скважин на месторождении Комсомольское достигает
180 м3 сут. Материалы опробования водоносных горизонтов на площадях
Арыстановского и Каракудукского месторождений показывают, что
восстановление динамических уровней до статических происходит очень
быстро. Это характеризует наличие здесь благоприятных условий напорного
режима подземных вод.
1.8.2 Водоносный комплекс верхнеальб - сеноманских отложений
Залегает комплекс на глубинах от 916 до 1497 м. Водовмещающими
отложениями являются пески с высокими коллекторскими свойствами. Открытая
пористость 24-37%, проницаемость 213-586,7 мкм2. Толщина водоносных
горизонтов варьирует от 1 до 85 м, количество горизонтов достигает 14-ти.
Напор вод значительный. Абсолютные отметки пьезометрической
поверхности изменяются от 180-200 на севере до 100 м на юге- западе,
что указывает на общее направление подземного стока на юг и юго-запад.
1.8.3 Водоносный комплекс нижнеальбских отложений
Комплекс характеризуется несколько ухудшенными коллекторскими
условиями по сохранению с верхеальб - сеноманским. На каротажных диаграммах
выделяются до 11 водоносных горизонтов толщиной от 2 до 33 м. Глубина
залегания комплекса варьирует от 1427 до 1818м.
1.8.4 Водоносный комплекс апт – неокомских отложений
Комплекс характеризуется относительно неравномерными
гидрогеологическими показателями. Дебиты скважин составляют сотые
и десятые доли литра в секунду. Пористость песчаников 12-32%,
проницаемость 10-500 мд. Величина напора горизонтов невелика.
Пьезометрические уровни устанавливаются на глубине 100-150 м ниже устья
при напорах 1900-2100м. Абсолютные отметки пьезометрической
поверхности составляют 132-178 м. Толщина водоносных горизонтов
по каротажным диаграммам изменяется от 1-2 м до 40 м при их
количестве от 4 до 10 в апте и 12-25 в неокоме. Глубина залегания
комплекса от 1694 до 2270 м.
1.8.5 Водоносный комплекс юрских отложений
Комплекс расположен на глубинах от 2578 м. Он содержит от 2 до
10 водоносных горизонтов толщиной от 1 до 16 м верхней юре и от 1
до 9 горизонтов толщиной от 2 до 16 м в средней юре. Большинству
водоносных объектов присущи медленные темпы восстановления уровней.
Наиболее динамичные из них приведены на рис9.1., где можно
наблюдать восстановление уровней до статических от 2 суток ( скважина
1, горизонт Ю-У) до 4-5 суток ( скважина 12, горизонт Ю-1 и др).
Уровни установились на отметках от 171 до 278 м ниже поверхности
земли. В большинстве случаев динамические уровни не были доведены
наблюдением до статических (скв. 1 горизонты Ю-VI,VII, скв. 12 Ю-VIII, Ю-
IX, Ю-III, Ю-IV, и др. Ю-I-II и др., ).
Медленные темпы восстановления уровней характеризует низкие
фильтрационные свойства опробованных водоносных пород - коллекторов.
Имеются отдельные зоны с улучшенными коллекторскими свойствами.
Коллекторами являются песчаники с открытой пористостью 13,2-17,5 %
и проницаемостью 5,29 - 95,58 мкм2 при нижних пределах
Кп= 13% и Кпр =1 мкм2. Дебиты скважин варьируют от 0,08 м3сут
при Нср.дин = 937 м в интервале 2602-2604 м скважин 12.
Расчеты абсолютных отметок пьезометрических уровней юрского
комплекса свидетельствуют о нахождении залежи в зоне пьезомаксимума.
В площадном распределении пьезометрические уровни падают от
свода залежи к периферии. Наибольшие величины пьезометрических уровней
отмечаются в пределах внутреннего контура нефтегазоносности. Вниз по
размеру наблюдается сохранение градиента пьезометрического уровня.
Гидрометрическая карта построена только для западного и южного
блоков, как наиболее информативных. Движение вод здесь наблюдается в
юге – западном направлении.
Результаты испытания комплекса показывают, что фильтрационные
свойства водовмещающих отложений по площади неоднородны. Комплекс
обладает упруговодонапорным режимом. В законтурной части залежи
величина пластового давления достигает 32,3 МПа, что близко к
гидростатическому.
Расчеты, связанные с оценкой гидродинамических условий водоносных
отложений, проводились по методике М. Мирошникова. Абсолютные отметки
статических пьезометрических уровней рассчитывались с учетом
величин установившихся статических уровней, а также внесением
поправок на минерализацию пластовых вод, на плотность,
температуру и другие факторы по формуле:
Н= (h-l) x (dt-1)+a –l,
где Н - абсолютные отметки статических пьезометрических
уровней вод, м
h – глубина залегания водоносных горизонтов , м
a – абсолютная отметка устья скважины, м
1 – глубина положения статического уровня воды (ниже
поверхности земли), м
dt - величина плотности воды в скважинах с учетом
поправок на температуру, минерализацию и
химический состав вод, определяемая по
выражению:
dt = dtg +
где dt - плотность воды при t = 20ºС
А – температурный коэффициент плотности при 20ºС,
определяемый по графику зависимости температурного
коэффициента А от минерализации раствора.
1.8.6 Физические свойства и химический состав подземных вод
В пределах месторождения наблюдается тенденция возрастания общей
минерализации воды с глубиной от 106 гл в палеогене (месторождение
Арыстановское) до 188 гл в низах юры.
Палеогеновый комплекс. Для вод палеогеновского комплекса характерен
коэффициент метаморфизации более 1, принадлежащий континентальной
обстановке формирования природных вод. Как отмечалось выше, для данных
вод присуща минерализация 106-141 гл на площади Арыстановская при 98%
хлора, 72-81 % щелочей, 10-13 % кальция и до 10 % магния (13) . Кальций
- магниевый коэффициент чаще всего ниже единицы.
Распространены воды хлоридные, натриево-магниевые, сульфатные, что
характеризует воды окислительной природной обстановки.
Меловой комплекс. Гидрохимия вод комплекса изучалась по пробам
воды из скважины. Это рассолы хлоркальциевого типа плотностью 1,076
гсм3. Минерализация вод альба составляет 119 гл, для верхнего мела
она выше и равна 132,8 гл. При содержании хлора 99% , натрия 78-
80% встречаются сочетания превосходства то магния, то кальция. Воды
бессульфатные, средней степени метаморфизации. Коэффициент метаморфизации
равен 0,79-0,8. Воды очень жесткие. Величина общей жесткости достигает
487,2 мг-эквл.
Юрский комплекс. Минерализация вод для келловея (I-II
продуктивный горизонт) составляет 131,6 гл; для бата (III-V горизонты )-
131,6-164,5 гл, в среднем составляя 158 гл, и для байосса (VI-IX
горизонты) равна 177,3 гл. Для нижних вод минерализация достигает
187,8 гл (скв.1). Плотность вод варьирует от 1099,5 до 1124,6 кгм3,
рН=4,0-6,8. Общая жесткость достигает 839 мг-эквл. По степени
жесткости воды относятся по О.А. Алехину к очень жестким.
Согласно СНиП II-28-73 1980г., воды агрессивны по отношению к бетону
и цементу и обладают весьма высокой коррозийной активностью по
отношению к стали.
Характеристика растворенных газов пластовых вод месторождения
приводится по материалам лаборатории ВНИИгаза, проводившей специальные
исследования.
Общая газонасыщенность вод юрского комплекса достигает 862
см3л. В составе водно-растворенных газов преобладают углеводородов,
при этом концентрация азота все же довольно значительна, составляя
n. 10 % (от 30 до 57%). Азот, в основном, биогенного происхождения.
Среди углеводородов, наряду с метаном, содержание которого обычно
не выше 50-60%, установлено от 4 до 8% тяжелых углеводородов С2Н6 до
С5 Н12 включительно. Особенностью растворенных газов юрских
горизонтов являются резко повышение концентрации гелия, варьирующие в
пределах 0,3-0,5%. Большие величины гелий - аргонового коэффициента
(от 1 до 5) свидетельствуют о древности пластовых флюидов.
Содержание углекислого газа в воде достигает 88 мгл, аммония 45-
60 мгл.
По газовому составу, согласно классификации В.Н. Вернадского,
воды относятся к азотно-метановым.
Из микрокомпонентного состава в 3-х пробах воды определялся вод - до
24,5 мгл и бром 30 мгл, в среднем составляя 200 мгл. Методом
спектрального анализа определялись редкие металлы в коробах воды из
скважины 22, признанной нетехнической, что подтверждается незначительным
содержанием стронция (до 1,8 мгл.).
По трем анализам в скважине 1 в промышленном отношении воды
можно классифицировать как йодо - бромные. В бальнеологическом – воды
относятся к хлоридно-натриевым лечебным рассолам Боенского типа.
1.8.7 Характеристика законтурной зоны
Продуктивные горизонты принадлежат юрскому водоносному комплексу.
По отношению - к залежам нефти и газа, воды классифицируются как ниже
краевые (скважины 9, 14, 25, горизонт Ю-I) подошвенные скважины 12, 21,
горизонт Ю-II). Гидрохимическая характеристика вод приведена выше. Замеры
температуры производились в процессе опробования водоносных и
продуктивных горизонтов. Температура с глубиной увеличивается от 98
до 112 0С, характеризуя высокую напряженность геотермического поля.
Величина геотермического градиента поставляет 2,25 0С 100м, ступени 44,4
м0С. Воды, по классификации Ф. П.Саваренского, относятся к очень
горячим.
Замеренные значения пластовых давлений свидетельствуют о спокойном
характере барического поля месторождения. Пластовые давления
незначительно превышают гидростатические. Коэффициент аномальности
пластовых давлений равен 1,1. Вертикальный градиент пластовых давлений,
составляют 0,01134 мПам.
1.9 Свойства и состав нефти, газа и воды
1.9.1 Свойства пластовой нефти
Определение свойств пластовых нефтей выполнено по пяти скважино-
объектам, из которых три представляют Ю-I горизонт, один Ю-IV и один Ю-VIII
горизонт.
Как видно из таблицы параллельные пробы имеют хорошую сходимость и
большинство параметров, полученных при исследовании проб, согласуются между
собой. Вызывает сомнение вязкость пластовой нефти по скв. № 6. При
температуре пласта 100 градусов и газосодержании 78 м3сут исследованная
нефть должна иметь вязкость значительно ниже. Так как эта же нефть в
дегазированном состоянии при температуре 75 градусов имеет динамическую
вязкость около 3 мПа·с. Поэтому при определении среднего значения вязкости
по Ю-I горизонту значение вязкости по скважине № 6 рекомендовано исключить.
Вызывает сомнение значение вязкости и плотности дегазированной нефти
по скважине №7. При исследовании этой нефти, отобранной на устье скважины,
получена вязкостно-плотностная характеристика близкая к той, что определена
по другим скважинам этого горизонта и всего месторождения в целом. Поэтому
при получении среднего значения плотности и вязкости дегазированной нефти
параметры, полученные по скважине №7 были исключены.
Таким образом, после корректировки и отбраковки некоторых данных на
основании имеющейся на текущий момент информации о свойствах нефтей
рекомендовано принять следующие параметры пластовой нефти (табл. ниже).
Таблица 2
Свойства пластовой нефти
Параметры Горизонт
Ю-I Ю-VI, VIII
Давление насыщения, МПа 11.2 20.8
Газосодержание М 3Т 107 296.7
Объемный коэффициент 1.28 1.708
Вязкость пластовой нефти, МПа°с 0.94 0.7
Плотность пластовой нефти, гсм3 0.732 0.619
Плотность дегазированной нефти при 20°С, гсм3 0.835 0.820
Особенностью Каракудукской нефти является высокое содержание парафинов
34%, обусловивших положительную температуру застывания нефти.
1.9.2 Состав нефтяного газа
Состав получен разгазированием пластовых проб нефти. При исследовании
скважины №21 был выделен избыток газа при пластовом давлении. Он прихвачен
в пробоотборную камеру в процессе отбора пробы и характеризует состав газа,
выделяемого из нефти на первой стадии снижения пластового давления.
3. Свойства дегазированной нефти
Свойства дегазированной нефти определены по 25 пробам из 10 скважин.
Исследования выполнялись ЦЛКНГТ и в КазНИПИнефть. Большая часть параметров
нефти согласуются между собой, но есть и вызывающие сомнение. Так, по
скважинам №7 (горизонт Ю-V) и №8 (горизонт Ю-IX) приведены аномально
высокие значения содержания парафинов (39.7 и 33.1%). При таком содержании
парафинов логично ожидать повышенные температуры застывания нефти, а они
составляют 13(С и 12(C соответственно, что свидетельствует о неверном
определении одного из параметров. Данные характеризуют нефть месторождения
Каракудук как легкую, малосернистую, малосмолистую со значительным
потенциалом светлых фракций: до 200(C он составляет 16-22%, до 250(C- 25%
-ниже давления насыщения. При оценке состава нефтяного газа его брать не
рекомендуется.
Газ однократного разгазирования пластовой нефти, приуроченной к
различным горизонтам, довольно однороден по разрезу, что позволяет
характеризовать его средним составом. Он имеет хорошие товарные качества, а
именно высокий потенциал пропангексановых фракций (более 500гсм3) и
небольшое содержание углекислого газа.
4. Запасы нефти и растворенного газа
Компаниями "Петролеум Менеджмент" Денвер, Колорадо, "Райдер Скотт"
Денвер, Колорадо и НИПИМунай, Актау, Казахстан были произведены три оценки
запасов нефти в юрской толще месторождения.
Таблица 3
Сводная оценка запасов нефти
1000 баррелей нефти (1000 тонн)
Подтвержденный Вероятный Суммарный
Петролиум 74965 54600 129565
Менеджмент
(9910) (7218) (17128)
Райдер 73890 53640 127530
Скотт
(9768) (7091) (16859)
НИПИМунай 75928 - 75928
(10037) Нет оценок (10037)
Оценки подтвержденных запасов хорошо согласуются друг с другом; однако
оценка НИПИМунай основана на двух нефтеносных горизонтах промышленного
значения, тогда как оценки "Петролиум Менеджмент" и "Райдер Скотт"
основываются на восьми.
Оценки "Петролиум Менеджмент" и "Райдер Скотт" вероятных извлекаемых
запасов основаны на применении заводнения для поддержания давления с целью
увеличения нефтеотдачи. НИПИМунай не дает оценки вероятных запасов, но
также упоминает заводнение для поддержания давления как меру для увеличения
нефтеотдачи.
"Петролиум Менеджмент" и "Райдер Скотт" полагают, что использование
западных технологий бурения и бурильного оборудования позволит внести
значительные улучшения в бурильные операции и методы добычи по сравнению с
применявшимися ранее технологиями. Благодаря этому, должны значительно
увеличиться суточная добыча и окончательные запасы.
"Петролиум Менеджмент" и "Райдер Скотт" указывают, что для увеличения
суточной нефтедобычи и окончательных запасов могут быть применены следующие
технологии улучшенной или повышенной производительности:
- поддержание давления методом заводнения или закачки газа
- циклирование
- гидроразрыв
- кислотная обработка скважины
- заводнение с применением химикатов
- использование помимо воды смешиваемых и не смешиваемых вытесняющих
жидкостей.
Оценка суммарного объема извлекаемых запасов "Райдер Скотт" (127 млн.
Баррелей или 16.8 млн. тонн) была использована в данном ТЭО как самая
сдержанная из всех трех оценок.
1.9.5 Оценка балансовых запасов нефти
В этой геологической структуре пробурено 22 скважины. В десяти из них
были обнаружены нефтеносные пески. Некоторые из скважин были опробованы
пластоиспытателем, спускаемым на бурильных трубах, а другие -
производственным испытанием на приток. Первая скважина была пробурена в
1972 году, а последние четыре скважины были пробурены в 1991 году.
Юрская формация имеет толщину приблизительно 700 метров (2300 футов) и
состоит из 15 пористых песчаных секций, разделенных глинистыми непрерывными
пластами.
Нефтеносные пески были описаны в общем как песчаник с зернистостью от
тонкой до средней и как крупнозернистый алевролит. Анализ керна показал
среднюю пористость 15%. Для некоторых запасов нефти русские нефтяники
пользовались величиной пористости 17%, и сотрудники фирмы предпочитают эту
цифру.
Юрские песчаные секции идентифицированы как секции Ю-I, Ю-II, Ю-III и
т.д. Ниже приведено краткое описание нефтеносного потенциала каждой из этих
песчаных секций.
Ю-I: Эта песчаная секция состоит из двух песчаных пластов, которые
были идентифицированы как верхний Ю-I и нижний Ю-I. Эти два песчаных пласта
лежат непрерывно над всей структурой, и нижний Ю-I был опробован в 14
скважинах. Пески очень легко идентифицировать по каротажным данным не
обсаженных скважин. ВНК не был достоверно установлен. При некоторых
опробования Ю-I на приток и пластоиспытателем, спускаемым на бурильных
трубах, были, извлечены только небольшие количества воды или не было
получено никакой жидкости. Эта вода могла быть фильтратом бурового
раствора, и отсутствие извлеченной жидкости могло быть вызвано нарушением
геологической формации. Согласно информации наши нефтяники не использовали
добавок к буровому раствору или оборудование для удаления твердых
компонентов, чтобы контролировать содержание твердых компонентов в буровом
растворе, вес раствора, потерю воды или повреждение формации. Когда
проводилось бурение песчаных пластов, вес бурового раствора был значительно
больше, чем пластовое давление, и поэтому можно предполагать значительные
повреждения. Насколько мне известно, интервалы, опробованные
перфорированием, никак не стимулировалось.
Верхний песчаный пласт Ю-I имеет толщину в среднем около 1.8м
(6футов), а толщина нижнего песчаного пласта Ю-I составляет около 10.7м
(35футов). Специальное опробование добычи из одного верхнего песчаного
пласта Ю-I, чтобы определенно установить является ли или нет, этот пласт
перспективным для добычи нефти не проводилось нужным образом. Нижний
песчаный пласт Ю-I дал дебит нефти свыше 100 баррелей в день из девяти или
возможно десяти скважин. Мы оцениваем нижний песчаный пласт Ю-I как
коллектор размером в 638701120 кубических метров (517800 акр футов) с
64207000 баррелями установленных неиспользованных запасов. При поддержании
пластового давления путем инжекции воды можно будет дополнительно извлечь,
по меньшей мере, 32104000 баррелей вероятных запасов.
Уменьшена оценка протяженности верхнего песчаного пласта Ю-I, и по
нашим расчетам объем этого коллектора составляет 28779790 куб. м (23332 акр
футов), а вероятные запасы 2893000 баррелей нефти.
Верхний песчаный пласт Ю-I отделен от нижнего песчаного пласта Ю-I
глинистым неразрывным пластом толщиной около 4,9 метра (16 футов).
Ю-II: Секция Ю-II состоит из трех песчаных пластов. Дебит нефти из
песчаных пластов этой секции был опробован в скважинах №4, №7, №10. Дебит
скважины №10 был 385 баррелей нефти и 10.095 кубических метров (533000 куб.
футов) газа. В этом коллекторе имеется ВНК на уровне -2461 метр (-8074
футов). Мы определили изопахиты этого нефтеносного пласта Ю-II и рассчитали
объем нефтяного коллектора. Объем составил 40034151 куб. метров (32456 акр
футов) и величину установленных неразработанных запасов 357000 баррелей и
вероятных запасов 2893000 баррелей, что объясняется малой толщиной
песчаного пласта в остальных скважинах. Кроме того, было получено небольшое
количество нефти из скважины №4, но здесь структура такова, что пески
залегают ниже главного коллектора и находится на расстоянии 1,6 км (1 мили)
к западу от основных коллекторов.
Ю-III: Секция Ю-III состоит из двух песчаных пластов. Скважина №7
опробовала 20 баррелей нефти в день из 11 метров (36 футов) перфораций. В
этой песчаной секции имеется ВНК на уровне -2536 метров (-8321футов).
Площадь песков составляет 20,4 км2 (5043 акров), и нефтяной коллектор
равен 74864210 м3 (60693 акр футам) с запасами нефти 7526000 баррелей. Эти
запасы нефти классифицируются только как вероятные запасы, так как только
одна скважина была опробована на дебит, который был найден нерентабельным.
Ю-IV: При фонтанировании из песчаных пластов Ю-IV дебит скважины №7
составил 288 баррелей нефти и 14103 м3 (498000 куб. футов) газа в день. В
скважинах №20 и №21 также имеются пористые пески выше ВНК на уровне -2580
метров (-8465 футов). Объем нефтяного коллектора составляет 52221000 м3
(42336 акр футов). По нашим оценкам установленные неиспользованные запасы
скважины №7составляют 524000 баррелей. Мы полагаем так же, что скважина № 7
имеет 4729000 баррелей вероятных запасов, так как это была единственная
опробованная скважина, дебит которой был близок к промышленным значениям.
Ю-V: Скважина № 7 была перфорирована на уровне -2781 –2786 метров (-
9124 -9140 футов) и выдала нефть, а также на уровне -2786 -2791 метров (-
9140 -9157 футов) и выдала нефть и воду, однако количество жидкости не было
зарегистрировано. Изучение промышленной перспективности показывает только
один дебит: 936 баррелей нефти 27500 куб. метров (971000 куб. футов) газа в
день, но название скважины не сообщается. По всей видимости, дебит нефти
имел место из верхних перфораций скважины № 7 на уровне -2781 -2786 метров
(-9153 -9249 футов). В этом отчете отмечен также ВНК на уровне -2595 метров
(-8513 футов), что соответствует каротажной записи для скважины № 7.
Понимание этой информации осложняется, так как опробование скважины №21
дало 900 баррелей нефти и 27.500 куб. метров (971.000 куб. футов) газа из
перфораций на уровне -2790 -2819 метров (-9153 -9249 футов) и так как
нижние перфорации находятся на уровне -2640 метров (-8663 футов), который
на 45,7 метра (150 футов) ниже приведенного выше ВНК, но не выдали никакой
воды.
Исходя из плотности сетки скважин 485640 квадратных метров (120
акров), мы оценили первичные установленные неразработанные запасы скважин №
7, № 20, № 21 как 1639000 баррелей. Поскольку трудно понять, что происходит
в этом коллекторе, мы не назвали никаких других запасов, хотя очень
возможно, что какие-то запасы имеются в нижних частях структуры песчаного
коллектора Ю-V.
Ю-VI: Никаких запасов.
Ю-VII: Никаких запасов.
Ю-VIII: ... продолжение
Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
Дипломный проект состоит из четырех основных частей:
- геологическая;
- технико-технологическая;
- экономическая;
- охрана труда и окружающей среды.
В геологической части рассматривается геологическая изученность,
нефтегазоносность, стратиграфия, тектоника месторождения "Каракудук".
В технико-технологической части подробно описывается фонд скважин,
приведен анализ текущего состояния разработки, методы по предупреждению и
борьбе с осложнениями при эксплуатации фонтанных скважин, а также расчет
предельной обводненности продукции, при которой скважина прекратит
фонтанировать.
В экономической части дан расчет основных экономических показателей и
годового экономического эффекта.
В разделе охраны труда и окружающей среды, рассматриваются
мероприятия, обеспечивающие безопасность работающих и охрану окружающей
среды на месторождении "Каракудук".
ВВЕДЕНИЕ
Сегодня Казахстан относится к государствам, обладающим
стратегическими запасами углеводородов, которые оказывают влияние на
формирование мирового рынка энергоресурсов. Республика занимает 13 место в
мире по разведанным извлекаемым запасам нефти и газового конденсата, 15-по
запасам природного газа и 26 по уровню добычи углеводородного сырья.
Прогнозные запасы составляют 12 миллиардов тонн нефти и конденсата и около
3 трлн. м3 газа. К 2010 году планируется довести добычу нефти до 70
миллионов тонн, что позволит занять одну из ключевых позиций среди
производителей и экспортеров на евразийском пространстве. К настоящему
времени в Казахстане образована мощная сырьевая база, добыча нефти ведется
на западе и на юге страны, работают три нефтегазоперерабатывающих завода.
Развитие нефтяной промышленности зависит от многих факторов и, прежде
всего, от её ресурсной базы. При современном уровне научно-технического
прогресса из пластов извлекается в среднем лишь 35 - 40 % геологических
запасов нефти. Следовательно, большая часть "черного золота" остается в
недрах земли.
Современный нефтяной промысел представляет собой сложный комплекс
технических сооружений и коммуникаций, предназначенных для добычи, сбора,
подготовки продукции скважин и транспорта ее к потребителю.
Предпринята попытка проведения оценки экономической эффективности
отложения дополнительного капитала в разработку данной территории с целью
утилизации газа, что позволит более эффективно использовать природные
ресурсы с наименьшим нанесением вреда окружающей среде.
1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Общие сведения о месторождении
Месторождение Каракудук расположено в Мангистауской области
республики Казахстан, в 365 км к северо-востоку от города Актау. Ближайшими
населенными пунктами являются поселок Сай-Утес (в 60км к юго-западу.) и г.
Бейнеу (в 125км к северо-востоку.) Климат района резко континентальный с
сильными колебаниями дневной и сезонной температур. Температура воздуха
колеблется от минус 26°С зимой до плюс 41°С летом. Среднегодовая
температура - плюс 15°С. Атмосферные осадки приходятся в основном на осенне-
зимний период и не превышают 185 мм. в год. Среднегодовое снегонакопление
составляет 300 мм. Среднегодовое значение скорости ветра- 7мсек. Глубина
промерзания грунта- 1,00 м. Местность в районе месторождения имеет довольно
ровный, слегка холмистый рельеф. Высота над уровнем моря колеблется в
интервале 158-188м. Почвы в районе месторождения относятся к категории
серовато-бурых, серовато - желтовато-бурых и характеризуются как соленые и
щелочные.
1.2 Природно-климатическая характеристика района
Примерно в 10 км к северу от месторождения Каракудук находится
Каспийское море. Климат района резко континентальный, с большими
колебаниями сезонных и суточных температур. Зима умеренно холодная,
малоснежная, преимущественно с пасмурной погодой. Температура воздуха днем
обычно от - 4°С до -6°С, ночью понижается от -12°С до -17°С (минимальная
-34°С). Осадки выпадают почти все в виде снега, но устойчивый снежный
покров не образуется. Лето сухое и жаркое, преимущественно в виде
кратковременных ливней. Относительная влажность воздуха 30%-40%. Ветры в
течение года преимущественно восточные и северо-восточные. Весной и летом
ветровая деятельность ослабевает, и направление ветра меняется на западное.
Скорость ветра преимущественно от 4мсек до 10мсек. Зимой часто дуют
сильные северо-восточные ветры, со скоростью до 15мсек, которые усиливают
зимнюю стужу и затрудняют передвижение по местности. Ниже приведены
климатические данные района работ.
Таблица 1
Климатические данные
Среднегодовая температура воздуха +15°С;
Абсолютный минимум температуры -34°С;
Абсолютный максимум температуры 43°С;
Среднегодовая скорость ветра мсек;
Скорость ветра, возможная 1 раз в 5лет 24 мсек;
Скорость ветра, возможная 1 раз в 10лет 26 мсек;
Скорость ветра, возможная 1 раз в 15лет 28 мсек;
Среднегодовое количество осадков 140 мм;
Район по гололеду 11;
Нормативная толщина стенки гололеда с 10 м;
повторяемостью 1 раз в 10лет
Нормативная глубина промерзания:
для суглинков 1,07 м;
1,03 м;
для супесей
Грунты повсеместно засолены, загипсованы и характеризуются высокой
коррозийной активностью по отношению к железу. Грунты покровного комплекса
в значительной степени облессованы. Отдельные фации литифицированных пород
(мергель, мел) при замачивании размягчаются, приобретая свойства глин.
Грунтовые воды на площади работ бурением не вскрыты.
1.3 Краткая характеристика месторождения
На площади Каракудук в результате поискового и разведочного бурения
вскрыты отложения триасовой, юрской, меловой, палеогеновой и
неогеновой систем. Разрез представлен типичными для Северо-Устюркского
региона песчанно-глинистыми и карбонатными породами.
В тектоническом плане структура Каракудук расположена в пределах
Северо-Устюртско-Бузачинской системы прогибов и поднятий, осложняющей
северо-западную часть Туранской плиты. Согласно тектоническому
районированию юрско-палеогенового этажа Мангышлака и Устюрта Каракудукское
поднятие приурочено к Арыстановской ступени, осложняющей Култукско-
Ирдалинскую моноклиналь. По данным опробования горизонтов был выделен ряд
сбросов, разбивающих поднятие на три блока. Ю-I горизонт продуктивен во
всех блоках, Ю-II продуктивен в 1 и во 2 блоках, остальные только во 2.
С учетом особенностей геологического строения продуктивных горизонтов,
количество сосредоточенных в них запасов, емкостно-фильтрационной
характеристики пластов и физико-химических свойств насыщающих их флюидов
выделено 2 объекта разработки:
1) Ю-I и Ю- II горизонты;
2) Ю-VIII + IX.
Разбуривание месторождения осуществляется от центра к периферии. В
зонах совмещения соседних объектов скважины бурятся до нижнего нефтеносного
пласта.
1.4 История геолого-геофизической изученности и разработки
месторождения
Планомерное геологическое изучение обширной территории было начато в
1994 г. В течение 50-х годов экспедициями ВАГТа проводилась геологическая
съемка масштаба 1:200000 (А.И. Летавин, М.И. Богачева, Н.И. Буялов, Р.Г.
Гарецкий и др.), сопровождавшаяся бурением структурно-картировочных
скважин глубиной 200-500 м. Указанными авторами по результатам
проведенных работ впервые было высказано предположение о возможной
нефтегазоносности мезозойско-кайнозойских отложений Северного Устюрта. В
целях оценки перспектив нефтегазоносности юрских и меловых отложений
в различных структурно-тектонических зонах Западно-Казахстанским
геологическим управлением (ЗКГУ) в 1953 г. начато поисковое бурение.
Непосредственно на площади Каракудук бурение велось в 1966-1976 г.г. и
в 1990-1993 г.г.
Изучение геологического строения Северного Устюрта геофизическими
методами разведки также начинается с 50-х годов.
В 1954-1958 г.г. вся площадь работ была охвачена аэромагнитной
съемкой масштаба 1:200000 (Биркган И.Б.-1953 г., Соловьев О.Н.-1954 г.).
Работы показали, что территория Северного Устюрта характеризуется
преимущественно отрицательными аномалиями силы тяжести. В 1-73-1975 г.г.
рассматриваемая территория было покрыта высокоточной аэромагнитной
съемкой масштаба 1:50000. Получена новая информация о геомагнитном
поле региона, на основании чего уточнено внутреннее строение фундамента.
Первые гравиметрические исследования 19950-1954 г.г. (Бунин С.Г. 1950
г., Тушканов А.Я.-1954 г.) дали лишь общее представление о характере
гравитационного поля, в котором нашли отражение основные структурные
элементы Северного Устюрта.
В 1954 г. В.А. Лапшовым были обобщены материалы гравиметрических
исследований, на основании которых им была составлена карта глубинного
геолого-тектонического строения Мангышлака и смежных территорий.
В 1963 г. Гурьевская геофизическая экспедиция треста
Казахстангеофизика проводит детальную площадную съемку повышенной
точности. В результате была составлена карта остаточных аномалий, где
выявлена Арыстановская структура. Выявлены впервые 3 минимума:
Камышитовый, Атаманский, Каменный.
В 1965 г. силами Илийской ГФЭ Казахского геологического треста
(Праводников и др.) проведена детальная гравиметрическая съемка, в
результате которой выделены локальные аномалии: Каменная, Арыстановская,
Каракудукская. Сейсмические исследования являются основным геофизическим
методом изучения глубинного строения территории. Основной объем работ
МОВ и КМПВ был выполнен соответственно трестом Казахстаннефтегеофизика
и Казахстанским геофизическим трестом (Турланская геофизическая
экспедиция). Первые работы КМПВ проводились с 1959 г. (Манилов С.А.). В
1964 г. работами КМПВ и МОВ выявлены Токубайская и Кандыктинская
структуры, детально изучены Арыстановское, Каракудукское, Теренское
поднятия. Этими же работами они были подготовлены к глубокому бурению.
С 1967 г. трестом Казахстаннефтегеофизика на Северном Устюрте
проводятся сейсмические работы МОВ с применением группирования
сейсмоприемников и взрывов. Имеющийся сейсмический материал МОВ обобщен
в 1970 г. были построены свободные структурные карты по основным
отражающим горизонтам I, III, IV в масштабах 1:200000, характеризующие
строение юрско-палеогенового комплекса пород.
С 1970 г. Гурьевской геофизической экспедиций (трест
Казахстаннефтегеофизика) начато планомерное изучение территории
Северного Устюрта методом ОГТ. В 1968-88 г.г. сейсморазведочной партией
686-88 г.г. МГФЭ были проведены сейсмические исследования МОГТ на
площади Каракудук западнее Севрно-Арыстановской площади до западных
чинков и до площади Тепке. В результатах этих исследований была дана
рекомендация на проведение дополнительных поиско-разведечных работ на
площади Каракудук.
1.5 Литолого-стратиграфическая характеристика отложений
На площади Каракудук в результате поискового и разведочного бурения
вскрыты отложения триасовой, юрской, меловой, палеогеновой и неогеновой
систем. Степень изученности этих отложений различна. Наиболее полно
керновый материал и палеонтологические определения представлены по юрским
породам, которые и являются продуктивными.
Разрез представлен типичными для Северо-Устюртского региона песчано-
глинистыми и карбонатными породами. Ниже приведена краткая литологическая
характеристика вскрытых скважинами отложений.
Триасовая система представлена переслаиванием песчаников,
алевролитов, аргиллитоподобных глин и аргиллитов. Цвет пород бурый, серый,
темно-серый, коричневый, буровато-коричневый, зеленовато-серый. Вскрытая
мощность отложений составляет 156 м.
Юрская система. Нижний отдел представлен переслаиванием темно-серых с
зеленоватым оттенком глин, серых, светло-серых песчаников и алевролитов.
Толщина нижнеюрских отложений составляет 83м.
Средний отдел сложен переслаивающимися между собой песчаниками,
алевролитами и глинами с разной степенью цементации и зернистости. Цвет
пород, в основном, серый, темно-серый. Толщина отложений составляет 547-
776м.
Верхний отдел представлен известняками, мергелями, глинами, также
отмечается чередование песчаников, алевролитов, глин. В нижней части
преобладают глинистые отложения, в верхней - карбонатные. Толщина
верхнеюрских отложений изменяется от 290 до 346м.
Меловая система представлена двумя отделами нижним и верхним. Нижний
отдел представлен переслаиванием алевролитов серых, глин серых, почти
черных, реже красновато-бурых и зеленоватых, также песчаников светло-серых
и серых. Нижняя часть отдела сложена органогенно-обломочными известняками,
доломитами и мергелями. Толщина нижнемеловых отложений колеблется в
пределах 1210-1342м.
Нижняя часть верхнего отдела характеризуется чередованием глин,
алевролитов и песчаников. Верхняя часть представлена чистой разностью мела,
карбонатными глинами, мергелями, белыми известняками. Толщина верхнемеловых
отложений 506-550м.
Палеогеновая система сложена известняками белыми, мергелями зеленовато-
серыми, глинами розовыми, алевролитами. Толщина отложений составляет 498-
524м.
Неогеновая система представлена карбонатно-глинистыми породами,
известняками- ракушниками. Толщина отложений равна 50-70м.
Четвертичная система сложена суглинками, супесями, песками
разнозернистыми, глинами, конгломератами. Толщина отложений 10-15м.
1.6 Тектоника
В тектоническом плане структура Каракудук расположена в пределах
Севере-Устюртско-Бузачинской системы прогибов и поднятий, осложняющей
северо-западную часть Туранской плиты. Согласно тектоническому
районированию юрско-палеогенового этажа Мангышлака и Устюрта Каракудукское
поднятие приурочено к Арыстановской ступени, осложняющей Култукско-
Ирдалинскую моноклиналь.
Для Каракудукского поднятия характерно увеличение амплитуды и
изменение конфигурации с глубиной. Ось структуры ориентирована в северо-
западном направлении. По замкнутой изогипсе –740м размеры поднятия
составляют 10.5х6км, амплитуда поднятия 15м. Углы падения пород на крыльях
структуры не превышают доли градусов. По ниже лежащему валанжинскому ярусу,
а именно по его подошве, свод смещается в северном направлении. Наблюдается
явная асимметрия периклиналей структуры- западная положе, чем восточная.
Следует отметить, что по данным подсчета запасов сделанного КазНИГРИ в
1995г., особенностью геологического строения юрских, продуктивных
горизонтов Каракудукского поднятия является наличие тектонических
нарушений, разделяющих структуру на три блока- I (западный), II (северо-
восточный), III (южный). Основанием для проведения тектонических нарушений
явилось несоответствие по данным опробования и интерпретации результатов
геофизических исследований отметок водонефтяного контакта в отдельных
скважинах.
1.7 Нефтегазоносность
На месторождении Каракудук по итогам детальной пластовой корреляции и
интерпретации результатов геофизических исследований, а также результатов
опробования в разрезе месторождения выявлено 9 номенклатурных горизонтов ,
7 из которых оказались продуктивными. Горизонты Ю-I и Ю-II стратиграфически
приурочены к келловейскому ярусу верхней юры, Ю-IV, Ю-V - к батскому ярусу,
Ю-VI, Ю-VIII, Ю-IX- к байосскому ярусу средней юры.
Коллектора продуктивных горизонтов представлены мелко-среднезернистыми
песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Цемент пород поровый,
контактно-поровый, реже пленочно-поровый. Состав цемента полиминеральный.
Преобладает глинистое вещество хлористо-гидрослюдисто-каолинитовог о
состава. Коллектора обладают низкими фильтрационными свойствами, что
обусловлено уплотнением пород-коллекторов юрской толщи и значительным
содержанием в породе глинистых веществ.
Как указывалось выше, по данным опробования продуктивных горизонтов
условно был выделен ряд сбросов, разбивающих поднятие на три блока.
Горизонт Ю- I продуктивен во всех трех блоках, Ю-II- в I и во II блоках, а
продуктивность остальных горизонтов установлена только в пределах II-го
блока. Ниже приводится краткая характеристика продуктивных горизонтов.
Ю-I горизонт. Горизонт коррелируется достаточно четко по всей площади
и практически выдержан по толщине. Эффективная нефтенасыщенная толщина
варьирует от 6.0 м до 13.2 м. Литологически горизонт сложен песчано-
алевролитовыми породами. Горизонт опробован в 13 скважинах. Как уже
отмечалось, доказана промышленная продуктивность горизонта во всех трех
блоках, основные запасы находятся во II блоке.
ВНК для I блока принят на абсолютной отметке -2429.2 м,
соответствующей подошве продуктивного по геофизическим исследованиям
пласта коллектора. Залежь пластовая, сводовая, тектонически экранированная.
Высота залежи 34.5м, площадь нефтеносности 15218 тыс. кв. м.
ВНК для II блока принят по наиболее низкой отметке продуктивного
пласта, до которой получена нефть без воды (-2450.7м). Залежь пластовая,
сводовая, тектонически экранированная. Высота залежи 72.6м, площадь
нефтеносности 21512 тыс. кв. м.
ВНК для III блока принят по результатам интерпретации геофизических
исследований и данных опробования 2-х скважин на абсолютной отметке 2407.3
м. Залежь пластовая, сводовая, тектонически-экранированная. Высота залежи
- 19.7 м, площадь нефтеносности - 4657 тыс. кв. м.
Ю-II горизонт состоит из двух пластов - А и Б. Продуктивным является
пласт А в I и II блоках.
Продуктивность пласта А в I блоке установлена в районе скважин №4, 8.
ВНК залежи А в I блоке в районе 1-ой скважины принят по подошве
опробованного пласта в этой скважине на отметке - 2479.7 м. Залежь
пластовая, сводовая тектонически и лито логически экранированная. Высота
залежи - 2.8 м , площади нефтеносности - 1866 тыс. кв. м. В районе 2-ой
скважины ВНК принят на отметке -2436.5м по подошве опробованного
продуктивного пласта. Залежь пластовая, сводовая тектонически и лито
логически экранированная. Высота залежи равна 1.2м, а площадь нефтеносности
-988 тыс. кв. м.
ВНК в блоке II- принят по подошве опробованного продуктивного пласта в
одной из действующих скважин на абсолютной отметке -2461.7м. Залежь
пластовая, сводовая, литологически и тектонически-экранированная.
Высота залежи составляет 45.6м, а площадь нефтеносности равна 5356
тыс.кв. м.
Ю-IV горизонт состоит из двух пластов А и Б, сложенных песчаными
коллекторами. Продуктивными являются оба пласта, во II блоке.
Пласт А продуктивен в двух скважинах. ВНК принят по подошве
опробованного нефтяного пласта в одной из скважин на абсолютной отметке
-2526.2м. Залежьпластовая, сводовая, тектонически и литологически
экранированная. Высота залежи -16.5 м, площадь нефтеносности -1588 тыс м2.
Коллектор пласта Б в районе 3-х скважин замещается непроницаемыми
породами. ВНК четко отбивается по данным ГИС на абсолютной отметке -2539.4
м, что в свою очередь согласуется с результатами опробования. Залежь
пластовая, сводовая, тектонически и литологически экранированная. Высота
залежи составляет 14.7 м, площадь нефтеносности равна 1501 тыс.м2.
Ю-V горизонт сложен песчаным пластом. В районе действующей скважины
коллектор замещается непроницаемыми породами. Горизонт опробован в семи
скважинах. Продуктивность установлена только во II блоке. ВНК по данным
промысловой геофизики уверенно отбивается на абсолютной отметке -2594.4м,
что согласуется с результатами опробования. Залежь пластовая, сводовая,
тектонически и литологически экранированная. Высота залежи равна 35.1м,
площадь нефтеносности равна 6175 тыс. кв. м.
Ю-VI горизонт представлен двумя пластами А и Б, из которых
нефтенасыщенным является пласт А. Пласт А, расчленяясь в разрезе ряда
скважин, образует мощный пласт на одной из действующих скважин, где и
получен фонтанный приток нефти. ВНК принят по подошве опробованного пласта
в этой скважине на абсолютной отметке -2634.4м. Залежь пластовая, сводовая,
тектонически и литологически экранированная. Высота залежи составляет
23.8м, а площадь нефтеносности -1625 тыс. кв. м.
Ю-VIII горизонт испытан в пяти скважинах. Продуктивность горизонта
установлена только в скважинах II-го блока двух из пяти скважин. ВНК принят
по подошве опробованного продуктивного пласта на отметке -2966м. Залежь
пластовая, сводовая, тектонически и литологически экранированная. Высота
залежи -36.5м, площадь нефтеносности -2863 тыс. кв. м.
Ю-IX горизонт продуктивен во втором блоке. Вероятно, залежь имеет
распространение в районе только этой скважины, так как в других скважинах
наблюдается замещение коллектора горизонта непроницаемыми породами. Залежь
пластовая, сводовая, тектонически и литологически экранированная. Высота
залежи -24.6м, площадь нефтеносности равна -3844 тыс. кв. м.
1.8 Водоносность
Питание и разгрузка пластовых подземных вод, приуроченных к
палеогеновым, меловым и юрским комплексам, залегающих под неогеновым
покровом и развитых повсеместно, происходит сложно. Прежде всего, они
получают питание за отчет инфильтрации атмосферных осадков,
выпадающих в толщу водовмещающих отложений, распространенных на
площадях выхода их на поверхность. Модуль подземного питания
достигает 0,1-0,15 лсек с 1 мм2 или 3- 5 ммгод, что суммарно дает
метеорное питание в объеме до 4-5 м3- год или 125-150 лсек.
Одним из важных источников питания являются элилионные воды,
образованные за счет уплотнения преимущественно глинистых пород и
вытеснения из них седиментационные воды. В интервале глубин 2-3
км пористость уменьшается на 10 % от общего объема породы, что
вызывает вытеснение больших количеств воды из толщи. Большая часть
воды идет на выходящую фильтрацию. Этот процесс наиболее активен
в глубоких депрессиях Северного Устюрта.
1.8.1 Водоносный комплекс палеогеновых отложений
По каротажным диаграммам в пределах комплекса выделяются 1-2 горизонта
толщиной от 9 до 47м. Глубина залегания комплекса от 425 до 561 м. Комплекс
сложен терригенными породами, представленными глинами, песками и
алевритами. Открытая пористость пород – коллекторов 28-37 %,
проницаемость 712мд. Воды обычно напорные. Суточный дебит
гидрогеологических скважин на месторождении Комсомольское достигает
180 м3 сут. Материалы опробования водоносных горизонтов на площадях
Арыстановского и Каракудукского месторождений показывают, что
восстановление динамических уровней до статических происходит очень
быстро. Это характеризует наличие здесь благоприятных условий напорного
режима подземных вод.
1.8.2 Водоносный комплекс верхнеальб - сеноманских отложений
Залегает комплекс на глубинах от 916 до 1497 м. Водовмещающими
отложениями являются пески с высокими коллекторскими свойствами. Открытая
пористость 24-37%, проницаемость 213-586,7 мкм2. Толщина водоносных
горизонтов варьирует от 1 до 85 м, количество горизонтов достигает 14-ти.
Напор вод значительный. Абсолютные отметки пьезометрической
поверхности изменяются от 180-200 на севере до 100 м на юге- западе,
что указывает на общее направление подземного стока на юг и юго-запад.
1.8.3 Водоносный комплекс нижнеальбских отложений
Комплекс характеризуется несколько ухудшенными коллекторскими
условиями по сохранению с верхеальб - сеноманским. На каротажных диаграммах
выделяются до 11 водоносных горизонтов толщиной от 2 до 33 м. Глубина
залегания комплекса варьирует от 1427 до 1818м.
1.8.4 Водоносный комплекс апт – неокомских отложений
Комплекс характеризуется относительно неравномерными
гидрогеологическими показателями. Дебиты скважин составляют сотые
и десятые доли литра в секунду. Пористость песчаников 12-32%,
проницаемость 10-500 мд. Величина напора горизонтов невелика.
Пьезометрические уровни устанавливаются на глубине 100-150 м ниже устья
при напорах 1900-2100м. Абсолютные отметки пьезометрической
поверхности составляют 132-178 м. Толщина водоносных горизонтов
по каротажным диаграммам изменяется от 1-2 м до 40 м при их
количестве от 4 до 10 в апте и 12-25 в неокоме. Глубина залегания
комплекса от 1694 до 2270 м.
1.8.5 Водоносный комплекс юрских отложений
Комплекс расположен на глубинах от 2578 м. Он содержит от 2 до
10 водоносных горизонтов толщиной от 1 до 16 м верхней юре и от 1
до 9 горизонтов толщиной от 2 до 16 м в средней юре. Большинству
водоносных объектов присущи медленные темпы восстановления уровней.
Наиболее динамичные из них приведены на рис9.1., где можно
наблюдать восстановление уровней до статических от 2 суток ( скважина
1, горизонт Ю-У) до 4-5 суток ( скважина 12, горизонт Ю-1 и др).
Уровни установились на отметках от 171 до 278 м ниже поверхности
земли. В большинстве случаев динамические уровни не были доведены
наблюдением до статических (скв. 1 горизонты Ю-VI,VII, скв. 12 Ю-VIII, Ю-
IX, Ю-III, Ю-IV, и др. Ю-I-II и др., ).
Медленные темпы восстановления уровней характеризует низкие
фильтрационные свойства опробованных водоносных пород - коллекторов.
Имеются отдельные зоны с улучшенными коллекторскими свойствами.
Коллекторами являются песчаники с открытой пористостью 13,2-17,5 %
и проницаемостью 5,29 - 95,58 мкм2 при нижних пределах
Кп= 13% и Кпр =1 мкм2. Дебиты скважин варьируют от 0,08 м3сут
при Нср.дин = 937 м в интервале 2602-2604 м скважин 12.
Расчеты абсолютных отметок пьезометрических уровней юрского
комплекса свидетельствуют о нахождении залежи в зоне пьезомаксимума.
В площадном распределении пьезометрические уровни падают от
свода залежи к периферии. Наибольшие величины пьезометрических уровней
отмечаются в пределах внутреннего контура нефтегазоносности. Вниз по
размеру наблюдается сохранение градиента пьезометрического уровня.
Гидрометрическая карта построена только для западного и южного
блоков, как наиболее информативных. Движение вод здесь наблюдается в
юге – западном направлении.
Результаты испытания комплекса показывают, что фильтрационные
свойства водовмещающих отложений по площади неоднородны. Комплекс
обладает упруговодонапорным режимом. В законтурной части залежи
величина пластового давления достигает 32,3 МПа, что близко к
гидростатическому.
Расчеты, связанные с оценкой гидродинамических условий водоносных
отложений, проводились по методике М. Мирошникова. Абсолютные отметки
статических пьезометрических уровней рассчитывались с учетом
величин установившихся статических уровней, а также внесением
поправок на минерализацию пластовых вод, на плотность,
температуру и другие факторы по формуле:
Н= (h-l) x (dt-1)+a –l,
где Н - абсолютные отметки статических пьезометрических
уровней вод, м
h – глубина залегания водоносных горизонтов , м
a – абсолютная отметка устья скважины, м
1 – глубина положения статического уровня воды (ниже
поверхности земли), м
dt - величина плотности воды в скважинах с учетом
поправок на температуру, минерализацию и
химический состав вод, определяемая по
выражению:
dt = dtg +
где dt - плотность воды при t = 20ºС
А – температурный коэффициент плотности при 20ºС,
определяемый по графику зависимости температурного
коэффициента А от минерализации раствора.
1.8.6 Физические свойства и химический состав подземных вод
В пределах месторождения наблюдается тенденция возрастания общей
минерализации воды с глубиной от 106 гл в палеогене (месторождение
Арыстановское) до 188 гл в низах юры.
Палеогеновый комплекс. Для вод палеогеновского комплекса характерен
коэффициент метаморфизации более 1, принадлежащий континентальной
обстановке формирования природных вод. Как отмечалось выше, для данных
вод присуща минерализация 106-141 гл на площади Арыстановская при 98%
хлора, 72-81 % щелочей, 10-13 % кальция и до 10 % магния (13) . Кальций
- магниевый коэффициент чаще всего ниже единицы.
Распространены воды хлоридные, натриево-магниевые, сульфатные, что
характеризует воды окислительной природной обстановки.
Меловой комплекс. Гидрохимия вод комплекса изучалась по пробам
воды из скважины. Это рассолы хлоркальциевого типа плотностью 1,076
гсм3. Минерализация вод альба составляет 119 гл, для верхнего мела
она выше и равна 132,8 гл. При содержании хлора 99% , натрия 78-
80% встречаются сочетания превосходства то магния, то кальция. Воды
бессульфатные, средней степени метаморфизации. Коэффициент метаморфизации
равен 0,79-0,8. Воды очень жесткие. Величина общей жесткости достигает
487,2 мг-эквл.
Юрский комплекс. Минерализация вод для келловея (I-II
продуктивный горизонт) составляет 131,6 гл; для бата (III-V горизонты )-
131,6-164,5 гл, в среднем составляя 158 гл, и для байосса (VI-IX
горизонты) равна 177,3 гл. Для нижних вод минерализация достигает
187,8 гл (скв.1). Плотность вод варьирует от 1099,5 до 1124,6 кгм3,
рН=4,0-6,8. Общая жесткость достигает 839 мг-эквл. По степени
жесткости воды относятся по О.А. Алехину к очень жестким.
Согласно СНиП II-28-73 1980г., воды агрессивны по отношению к бетону
и цементу и обладают весьма высокой коррозийной активностью по
отношению к стали.
Характеристика растворенных газов пластовых вод месторождения
приводится по материалам лаборатории ВНИИгаза, проводившей специальные
исследования.
Общая газонасыщенность вод юрского комплекса достигает 862
см3л. В составе водно-растворенных газов преобладают углеводородов,
при этом концентрация азота все же довольно значительна, составляя
n. 10 % (от 30 до 57%). Азот, в основном, биогенного происхождения.
Среди углеводородов, наряду с метаном, содержание которого обычно
не выше 50-60%, установлено от 4 до 8% тяжелых углеводородов С2Н6 до
С5 Н12 включительно. Особенностью растворенных газов юрских
горизонтов являются резко повышение концентрации гелия, варьирующие в
пределах 0,3-0,5%. Большие величины гелий - аргонового коэффициента
(от 1 до 5) свидетельствуют о древности пластовых флюидов.
Содержание углекислого газа в воде достигает 88 мгл, аммония 45-
60 мгл.
По газовому составу, согласно классификации В.Н. Вернадского,
воды относятся к азотно-метановым.
Из микрокомпонентного состава в 3-х пробах воды определялся вод - до
24,5 мгл и бром 30 мгл, в среднем составляя 200 мгл. Методом
спектрального анализа определялись редкие металлы в коробах воды из
скважины 22, признанной нетехнической, что подтверждается незначительным
содержанием стронция (до 1,8 мгл.).
По трем анализам в скважине 1 в промышленном отношении воды
можно классифицировать как йодо - бромные. В бальнеологическом – воды
относятся к хлоридно-натриевым лечебным рассолам Боенского типа.
1.8.7 Характеристика законтурной зоны
Продуктивные горизонты принадлежат юрскому водоносному комплексу.
По отношению - к залежам нефти и газа, воды классифицируются как ниже
краевые (скважины 9, 14, 25, горизонт Ю-I) подошвенные скважины 12, 21,
горизонт Ю-II). Гидрохимическая характеристика вод приведена выше. Замеры
температуры производились в процессе опробования водоносных и
продуктивных горизонтов. Температура с глубиной увеличивается от 98
до 112 0С, характеризуя высокую напряженность геотермического поля.
Величина геотермического градиента поставляет 2,25 0С 100м, ступени 44,4
м0С. Воды, по классификации Ф. П.Саваренского, относятся к очень
горячим.
Замеренные значения пластовых давлений свидетельствуют о спокойном
характере барического поля месторождения. Пластовые давления
незначительно превышают гидростатические. Коэффициент аномальности
пластовых давлений равен 1,1. Вертикальный градиент пластовых давлений,
составляют 0,01134 мПам.
1.9 Свойства и состав нефти, газа и воды
1.9.1 Свойства пластовой нефти
Определение свойств пластовых нефтей выполнено по пяти скважино-
объектам, из которых три представляют Ю-I горизонт, один Ю-IV и один Ю-VIII
горизонт.
Как видно из таблицы параллельные пробы имеют хорошую сходимость и
большинство параметров, полученных при исследовании проб, согласуются между
собой. Вызывает сомнение вязкость пластовой нефти по скв. № 6. При
температуре пласта 100 градусов и газосодержании 78 м3сут исследованная
нефть должна иметь вязкость значительно ниже. Так как эта же нефть в
дегазированном состоянии при температуре 75 градусов имеет динамическую
вязкость около 3 мПа·с. Поэтому при определении среднего значения вязкости
по Ю-I горизонту значение вязкости по скважине № 6 рекомендовано исключить.
Вызывает сомнение значение вязкости и плотности дегазированной нефти
по скважине №7. При исследовании этой нефти, отобранной на устье скважины,
получена вязкостно-плотностная характеристика близкая к той, что определена
по другим скважинам этого горизонта и всего месторождения в целом. Поэтому
при получении среднего значения плотности и вязкости дегазированной нефти
параметры, полученные по скважине №7 были исключены.
Таким образом, после корректировки и отбраковки некоторых данных на
основании имеющейся на текущий момент информации о свойствах нефтей
рекомендовано принять следующие параметры пластовой нефти (табл. ниже).
Таблица 2
Свойства пластовой нефти
Параметры Горизонт
Ю-I Ю-VI, VIII
Давление насыщения, МПа 11.2 20.8
Газосодержание М 3Т 107 296.7
Объемный коэффициент 1.28 1.708
Вязкость пластовой нефти, МПа°с 0.94 0.7
Плотность пластовой нефти, гсм3 0.732 0.619
Плотность дегазированной нефти при 20°С, гсм3 0.835 0.820
Особенностью Каракудукской нефти является высокое содержание парафинов
34%, обусловивших положительную температуру застывания нефти.
1.9.2 Состав нефтяного газа
Состав получен разгазированием пластовых проб нефти. При исследовании
скважины №21 был выделен избыток газа при пластовом давлении. Он прихвачен
в пробоотборную камеру в процессе отбора пробы и характеризует состав газа,
выделяемого из нефти на первой стадии снижения пластового давления.
3. Свойства дегазированной нефти
Свойства дегазированной нефти определены по 25 пробам из 10 скважин.
Исследования выполнялись ЦЛКНГТ и в КазНИПИнефть. Большая часть параметров
нефти согласуются между собой, но есть и вызывающие сомнение. Так, по
скважинам №7 (горизонт Ю-V) и №8 (горизонт Ю-IX) приведены аномально
высокие значения содержания парафинов (39.7 и 33.1%). При таком содержании
парафинов логично ожидать повышенные температуры застывания нефти, а они
составляют 13(С и 12(C соответственно, что свидетельствует о неверном
определении одного из параметров. Данные характеризуют нефть месторождения
Каракудук как легкую, малосернистую, малосмолистую со значительным
потенциалом светлых фракций: до 200(C он составляет 16-22%, до 250(C- 25%
-ниже давления насыщения. При оценке состава нефтяного газа его брать не
рекомендуется.
Газ однократного разгазирования пластовой нефти, приуроченной к
различным горизонтам, довольно однороден по разрезу, что позволяет
характеризовать его средним составом. Он имеет хорошие товарные качества, а
именно высокий потенциал пропангексановых фракций (более 500гсм3) и
небольшое содержание углекислого газа.
4. Запасы нефти и растворенного газа
Компаниями "Петролеум Менеджмент" Денвер, Колорадо, "Райдер Скотт"
Денвер, Колорадо и НИПИМунай, Актау, Казахстан были произведены три оценки
запасов нефти в юрской толще месторождения.
Таблица 3
Сводная оценка запасов нефти
1000 баррелей нефти (1000 тонн)
Подтвержденный Вероятный Суммарный
Петролиум 74965 54600 129565
Менеджмент
(9910) (7218) (17128)
Райдер 73890 53640 127530
Скотт
(9768) (7091) (16859)
НИПИМунай 75928 - 75928
(10037) Нет оценок (10037)
Оценки подтвержденных запасов хорошо согласуются друг с другом; однако
оценка НИПИМунай основана на двух нефтеносных горизонтах промышленного
значения, тогда как оценки "Петролиум Менеджмент" и "Райдер Скотт"
основываются на восьми.
Оценки "Петролиум Менеджмент" и "Райдер Скотт" вероятных извлекаемых
запасов основаны на применении заводнения для поддержания давления с целью
увеличения нефтеотдачи. НИПИМунай не дает оценки вероятных запасов, но
также упоминает заводнение для поддержания давления как меру для увеличения
нефтеотдачи.
"Петролиум Менеджмент" и "Райдер Скотт" полагают, что использование
западных технологий бурения и бурильного оборудования позволит внести
значительные улучшения в бурильные операции и методы добычи по сравнению с
применявшимися ранее технологиями. Благодаря этому, должны значительно
увеличиться суточная добыча и окончательные запасы.
"Петролиум Менеджмент" и "Райдер Скотт" указывают, что для увеличения
суточной нефтедобычи и окончательных запасов могут быть применены следующие
технологии улучшенной или повышенной производительности:
- поддержание давления методом заводнения или закачки газа
- циклирование
- гидроразрыв
- кислотная обработка скважины
- заводнение с применением химикатов
- использование помимо воды смешиваемых и не смешиваемых вытесняющих
жидкостей.
Оценка суммарного объема извлекаемых запасов "Райдер Скотт" (127 млн.
Баррелей или 16.8 млн. тонн) была использована в данном ТЭО как самая
сдержанная из всех трех оценок.
1.9.5 Оценка балансовых запасов нефти
В этой геологической структуре пробурено 22 скважины. В десяти из них
были обнаружены нефтеносные пески. Некоторые из скважин были опробованы
пластоиспытателем, спускаемым на бурильных трубах, а другие -
производственным испытанием на приток. Первая скважина была пробурена в
1972 году, а последние четыре скважины были пробурены в 1991 году.
Юрская формация имеет толщину приблизительно 700 метров (2300 футов) и
состоит из 15 пористых песчаных секций, разделенных глинистыми непрерывными
пластами.
Нефтеносные пески были описаны в общем как песчаник с зернистостью от
тонкой до средней и как крупнозернистый алевролит. Анализ керна показал
среднюю пористость 15%. Для некоторых запасов нефти русские нефтяники
пользовались величиной пористости 17%, и сотрудники фирмы предпочитают эту
цифру.
Юрские песчаные секции идентифицированы как секции Ю-I, Ю-II, Ю-III и
т.д. Ниже приведено краткое описание нефтеносного потенциала каждой из этих
песчаных секций.
Ю-I: Эта песчаная секция состоит из двух песчаных пластов, которые
были идентифицированы как верхний Ю-I и нижний Ю-I. Эти два песчаных пласта
лежат непрерывно над всей структурой, и нижний Ю-I был опробован в 14
скважинах. Пески очень легко идентифицировать по каротажным данным не
обсаженных скважин. ВНК не был достоверно установлен. При некоторых
опробования Ю-I на приток и пластоиспытателем, спускаемым на бурильных
трубах, были, извлечены только небольшие количества воды или не было
получено никакой жидкости. Эта вода могла быть фильтратом бурового
раствора, и отсутствие извлеченной жидкости могло быть вызвано нарушением
геологической формации. Согласно информации наши нефтяники не использовали
добавок к буровому раствору или оборудование для удаления твердых
компонентов, чтобы контролировать содержание твердых компонентов в буровом
растворе, вес раствора, потерю воды или повреждение формации. Когда
проводилось бурение песчаных пластов, вес бурового раствора был значительно
больше, чем пластовое давление, и поэтому можно предполагать значительные
повреждения. Насколько мне известно, интервалы, опробованные
перфорированием, никак не стимулировалось.
Верхний песчаный пласт Ю-I имеет толщину в среднем около 1.8м
(6футов), а толщина нижнего песчаного пласта Ю-I составляет около 10.7м
(35футов). Специальное опробование добычи из одного верхнего песчаного
пласта Ю-I, чтобы определенно установить является ли или нет, этот пласт
перспективным для добычи нефти не проводилось нужным образом. Нижний
песчаный пласт Ю-I дал дебит нефти свыше 100 баррелей в день из девяти или
возможно десяти скважин. Мы оцениваем нижний песчаный пласт Ю-I как
коллектор размером в 638701120 кубических метров (517800 акр футов) с
64207000 баррелями установленных неиспользованных запасов. При поддержании
пластового давления путем инжекции воды можно будет дополнительно извлечь,
по меньшей мере, 32104000 баррелей вероятных запасов.
Уменьшена оценка протяженности верхнего песчаного пласта Ю-I, и по
нашим расчетам объем этого коллектора составляет 28779790 куб. м (23332 акр
футов), а вероятные запасы 2893000 баррелей нефти.
Верхний песчаный пласт Ю-I отделен от нижнего песчаного пласта Ю-I
глинистым неразрывным пластом толщиной около 4,9 метра (16 футов).
Ю-II: Секция Ю-II состоит из трех песчаных пластов. Дебит нефти из
песчаных пластов этой секции был опробован в скважинах №4, №7, №10. Дебит
скважины №10 был 385 баррелей нефти и 10.095 кубических метров (533000 куб.
футов) газа. В этом коллекторе имеется ВНК на уровне -2461 метр (-8074
футов). Мы определили изопахиты этого нефтеносного пласта Ю-II и рассчитали
объем нефтяного коллектора. Объем составил 40034151 куб. метров (32456 акр
футов) и величину установленных неразработанных запасов 357000 баррелей и
вероятных запасов 2893000 баррелей, что объясняется малой толщиной
песчаного пласта в остальных скважинах. Кроме того, было получено небольшое
количество нефти из скважины №4, но здесь структура такова, что пески
залегают ниже главного коллектора и находится на расстоянии 1,6 км (1 мили)
к западу от основных коллекторов.
Ю-III: Секция Ю-III состоит из двух песчаных пластов. Скважина №7
опробовала 20 баррелей нефти в день из 11 метров (36 футов) перфораций. В
этой песчаной секции имеется ВНК на уровне -2536 метров (-8321футов).
Площадь песков составляет 20,4 км2 (5043 акров), и нефтяной коллектор
равен 74864210 м3 (60693 акр футам) с запасами нефти 7526000 баррелей. Эти
запасы нефти классифицируются только как вероятные запасы, так как только
одна скважина была опробована на дебит, который был найден нерентабельным.
Ю-IV: При фонтанировании из песчаных пластов Ю-IV дебит скважины №7
составил 288 баррелей нефти и 14103 м3 (498000 куб. футов) газа в день. В
скважинах №20 и №21 также имеются пористые пески выше ВНК на уровне -2580
метров (-8465 футов). Объем нефтяного коллектора составляет 52221000 м3
(42336 акр футов). По нашим оценкам установленные неиспользованные запасы
скважины №7составляют 524000 баррелей. Мы полагаем так же, что скважина № 7
имеет 4729000 баррелей вероятных запасов, так как это была единственная
опробованная скважина, дебит которой был близок к промышленным значениям.
Ю-V: Скважина № 7 была перфорирована на уровне -2781 –2786 метров (-
9124 -9140 футов) и выдала нефть, а также на уровне -2786 -2791 метров (-
9140 -9157 футов) и выдала нефть и воду, однако количество жидкости не было
зарегистрировано. Изучение промышленной перспективности показывает только
один дебит: 936 баррелей нефти 27500 куб. метров (971000 куб. футов) газа в
день, но название скважины не сообщается. По всей видимости, дебит нефти
имел место из верхних перфораций скважины № 7 на уровне -2781 -2786 метров
(-9153 -9249 футов). В этом отчете отмечен также ВНК на уровне -2595 метров
(-8513 футов), что соответствует каротажной записи для скважины № 7.
Понимание этой информации осложняется, так как опробование скважины №21
дало 900 баррелей нефти и 27.500 куб. метров (971.000 куб. футов) газа из
перфораций на уровне -2790 -2819 метров (-9153 -9249 футов) и так как
нижние перфорации находятся на уровне -2640 метров (-8663 футов), который
на 45,7 метра (150 футов) ниже приведенного выше ВНК, но не выдали никакой
воды.
Исходя из плотности сетки скважин 485640 квадратных метров (120
акров), мы оценили первичные установленные неразработанные запасы скважин №
7, № 20, № 21 как 1639000 баррелей. Поскольку трудно понять, что происходит
в этом коллекторе, мы не назвали никаких других запасов, хотя очень
возможно, что какие-то запасы имеются в нижних частях структуры песчаного
коллектора Ю-V.
Ю-VI: Никаких запасов.
Ю-VII: Никаких запасов.
Ю-VIII: ... продолжение
Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
Похожие работы
Дисциплины
- Информатика
- Банковское дело
- Оценка бизнеса
- Бухгалтерское дело
- Валеология
- География
- Геология, Геофизика, Геодезия
- Религия
- Общая история
- Журналистика
- Таможенное дело
- История Казахстана
- Финансы
- Законодательство и Право, Криминалистика
- Маркетинг
- Культурология
- Медицина
- Менеджмент
- Нефть, Газ
- Искуство, музыка
- Педагогика
- Психология
- Страхование
- Налоги
- Политология
- Сертификация, стандартизация
- Социология, Демография
- Статистика
- Туризм
- Физика
- Философия
- Химия
- Делопроизводсто
- Экология, Охрана природы, Природопользование
- Экономика
- Литература
- Биология
- Мясо, молочно, вино-водочные продукты
- Земельный кадастр, Недвижимость
- Математика, Геометрия
- Государственное управление
- Архивное дело
- Полиграфия
- Горное дело
- Языковедение, Филология
- Исторические личности
- Автоматизация, Техника
- Экономическая география
- Международные отношения
- ОБЖ (Основы безопасности жизнедеятельности), Защита труда
