|
УДК 553.98:551.735.9(574.1) |
© Коллектив авторов, 1991 |
ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ КАРАЧАГАНАКСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В СВЯЗИ С ЗАДАЧАМИ ЕГО ОСВОЕНИЯ
В.А. ГРИГОРЬЕВА, Н.Т. ЗУЛЬПУКАРОВА(ИПНГ АН СССР И ГКНО СССР), М.М. ИВАНОВА (ГАНГ), А.Ф. КОЛЕСНИКОВ (КАЗАХСКОЕ ГАЗОПРОМЫСЛОВОЕ УПРАВЛЕНИЕ)
Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение расположено во внутренней части северной бортовой зоны Прикаспийской впадины в области сочленения последней с Волго-Уральской антеклизой. Оно уникально по продуктивности, многофазности пластовых флюидов, их специфическому составу и свойствам.
Месторождение связано с крупным карбонатным массивом, формировавшимся с позднего девона по артинский век. Его размер 15x30 км, высота продуктивной толщи 1600 м при общей толщине подсолевых верхнедевонских – нижнепермских отложений до 2000 м. Массив осложнен куполами: северным, двухкупольным центральным, южным и западным (рис. 1).
Различный характер колебательных тектонических процессов (от усиленного погружения до восходящих движений) обусловил значительную пестроту литофациального состава, слоистость разреза и разное соотношение структурных планов и толщин пермской и каменноугольно-девонской частей месторождения. Выпадение из разреза верхнетурнейско-нижнедевонских и верхнебашкирско-верхнекаменноугольных отложений определяет трехчленное строение массива.
Девонско-турнейские отложения, залегающие в основании массива, образуют крупное плоское карбонатное тело толщиной до 300 м, осложненное по периферии биостромами и мелкими биогермами.
Для визейско-башкирских отложений толщиной 650 м, унаследованно сохранивших структурный план нижележащих отложений, характерно формирование кольцевого рифа с внутририфовой лагуной. При этом период наиболее интенсивного рифообразования атоллового вида приходится на серпуховское время.
Нижнепермская рифовая постройка островного типа высотой 800 м, сформированная в ассельское и артинское время, приурочена к восточной приподнятой части каменноугольного основания.
Продуктивная толща Карачаганакского месторождения сложена преимущественно органогенными карбонатными породами, лишенными терригенной примеси. Только в основании нижнепермских отложений и в низах визейского яруса прослеживаются не выдержанные по толщине и простиранию пласты глинистых известняков с прослоями аргиллитов. Наиболее распространены породы биогермного (43 %) и биоморфно-детритового (38 %) типов, присутствуют также органогенно-обломочные (3 %) и биохемогенные породы (2 %), перекристаллизованные породы составляют 14 %. В центральной части массива преобладают известняки (70–80 %), доломиты и доломитизированные породы составляют 30–20 %. На склонах массива резко уменьшается доля известняков (до 30 %), доломитов (20 %) и переходных разностей (50 %).
Флюидальная система, заполняющая массивно-пластовый резервуар, представлена двумя частями единой залежи: газоконденсатной (высота 1390 м) и нефтяной (200 м). Особенность залежи – высокое содержание конденсата в пластовом газе, меняющееся от 380 г/м3 в кровле до 705 г/м3 на контакте газ – нефть (–4950 м). С глубиной его плотность увеличивается от 770 до 810 кг/м3. Начальное пластовое давление составляет 51,5 МПа в верхней части залежи и 59,3 в подошве. Пластовая смесь в залежи находится в околокритическом состоянии [3].
В продуктивном разрезе выделены три объекта разработки: два газоконденсатных (нижнепермский и каменноугольный) и нефтяной (каменноугольно-девонский). ВНК по данным опробования установлен на отметке – 5150 м. Залежь находится на глубине 3650–5300 м.
Продуктивная толща характеризуется резкой фильтрационно-емкостной неоднородностью. По керну и данным ГИС выявлены коллекторы порового, каверно-порового, трещинно-порового и трещинно-каверно-порового типов [1, 4]. Доля коллекторов в разрезе меняется по площади от 4,5 до 82 %, в среднем составляя для нижнепермских отложений 35 %, каменноугольных 45 %. Доля пород с некондиционной пористостью (менее 6 %) соответственно составляет 65 и 55 % от общего объема пород, коллекторы характеризуются относительно невысокой пустотностью. Большинство коллекторов (до 65 %) имеют пустотность от 6 до 15 %, остальные (35 %) – 15–20.
Названные особенности требуют нетрадиционного подхода к освоению месторождения. Основное условие – поддержание пластового давления на уровне, превышающем давление начала конденсации, поэтому предусматривается разработка месторождения с применением сайклинг-процесса.
С целью детального изучения неоднородной карбонатной толщи и с учетом трудности прослеживания каждого пласта-коллектора по площади разработан и применен новый метод обработки геолого-промысловых данных и построения геологической модели Карачаганакского месторождения. Он предусматривает разделение разреза на крупные пачки (зональные интервалы) с последующим выделением в их пределах пластов и прослоев-коллекторов.
В качестве основных критериев при выделении пачек приняты: стратиграфическая приуроченность (одновозрастность пород), цикличность в осадконакоплении, генезис пород, закономерности в сочетании коллекторов и покрышек. Исходя из этого, нижнепермская часть продуктивной толщи разделена на семь пачек. В артинском ярусе выделены пачки I и II, в сакмарском – III и ассельском – IV, V, VI, VII.
В каменноугольных отложениях в качестве шести пачек выделены: башкирский ярус, протвинский горизонт, стешевские и тарусские слои в серпуховском ярусе, визейский ярус и турнейский ярус вместе с фаменским.
По каждой пачке проведена комплексная обработка геолого-промысловых данных, в том числе и лабораторных определений коллекторских и поверхностных свойств пород. Впервые применен принципиально новый подход при выделении и прослеживании слабопроницаемых пластов в разрезе по граничному значению адсорбционной емкости (Sw0), при котором эффективная проницаемость пород равна нулю, т. е. фильтрация в пласте отсутствует. Это позволило при районировании эксплуатационных объектов по типам разреза выделить участки, где сайклинг-процесс применять нецелесообразно.
Обработка данных по пачкам сопровождалась детальной корреляцией разреза, построением структурных карт по кровлям пачек, детальных профилей, карт эффективных газо-насыщенных толщин, долей коллекторов в разрезе, карт неоднородности по литологии, пористости и проницаемости, определением подсчетных параметров.
На основании выполненного комплекса исследований проведено районирование каждого из эксплуатационных объектов по типам общего разреза. При этом учитывались: значения эффективных толщин и долей коллекторов, фильтрационно-емкостные свойства пород, результаты испытаний скважин, свойства пластовых флюидов, приуроченность групп коллекторов к определенным частям разреза.
Для первого эксплуатационного объекта (рис. 2) выделены три области повышенных значений ФЕС пород и максимальных эффективных толщин: северная, центральная и южная. Они занимают 36 % площади объекта и 59,6 % эффективного объема.
Северная область площадью 14 км2 находится в районе скв. 23, 118, 149, 145; центральная – площадью 12,3 км2 объединяет северо-восточный (скв. 125, 126, 154, 330, 121) и центральный своды (скв. 2Д, 101, 100, 1100, 2,6); южная – площадью 9,3 км2 расположена в районе скв. 707, 170, 703, 213. По количеству и размещению коллекторов в разрезе нижней перми участки неоднородны. Максимальная доля коллекторов (40–70 %) в разрезе выявлена в пределах южной области. В центральной она колеблется от 30 до 60, а в северной от 25 до 35 %. По размещению коллекторов в разрезе выделяются участки равномерного распределения их по разрезу, совпадающие, как правило, с зонами максимальных общих и эффективных толщин, обрамленные зонами локального сосредоточения групп коллекторов в различных частях разреза. В пределах северной области выделяются участки, где коллекторы развиты преимущественно в средней (скв. 23, 313) и нижней частях разреза (скв. 104, 117). В центральной области выделяются два района равномерного развития коллекторов (скв. 154, 330, 2Д), окруженные участками сосредоточения коллекторов в нижней и верхней частях разреза.
В южной области также выделяются два участка сплошного развития коллектора в разрезе в районе скв. 168, 207 и 707, окруженные зонами с неоднородным распределением коллекторов.
Во втором эксплуатационном объекте выделены три области с различными типами разреза (рис. 3). Область наиболее высоких значений толщин и долей коллекторов (60–90 %), расположенная в центральной части массива (скв. 29, 19, 9, 26, 16, 114), значительно смещена по отношению к области лучших коллекторов в нижнепермских отложениях, обрамляя последнюю с юга. Коллекторы этой области в основном равномерно располагаются по разрезу. Аналогичная, но меньшая по размеру область расположена на северо-востоке залежи (скв. 27, 310, 314). Вместе они занимают 17,2 % площади объекта и 31,2 % эффективного объема.
Для области, обрамляющей первую, характерен II тип разреза. В его пределах доля коллекторов 30–60 %. Коллекторы сформированы в разных частях разреза, иногда распределены равномерно. Эта доминирующая область занимает 66,5 % площади объекта и 60,4 % эффективного объема.
В третью область с долей коллекторов до 30 % входят четыре небольших участка на западе, северо-западе и в центральной части залежи, которые занимают 16,3 % площади объекта и 8,4 % эффективного объема.
В третьем (нефтяном) объекте выделены четыре области с различными типами разрезов: I – со значениями доли коллекторов 60–90 %; II – 40– 60 %; III – 20–40 % и IV – 2–20 % (рис. 4). Четко прослеживаются две крупные области с / типом разреза: на северо-востоке (район скв. 27, 310) и юго-западе месторождения (район скв. 29, 37, 317, 15 и 14). Здесь нефтенасыщенные коллекторы распределены по всему разрезу в количестве от 65 до 99 %. Эти области занимают 13 % площади объекта и 27 % эффективного объема.
II тип разреза характерен для областей, где пласты-коллекторы в объеме 40–60 % от общей толщины расположены преимущественно равномерно по разрезу. Эти области наиболее широко развиты по площади, обрамляют зоны с I типом разреза. Они составляют 36,2 % площади объекта и 50 % его эффективного объема.
Наиболее продуктивные разрезы I и II типов занимают 49,2 % площади и 77 % объема объекта. Они окружены областью с III типом разреза, которая составляет 41,9 % площади объекта и 21 % эффективного объема.
Область с IV типом разреза, представленным плотными породами с редкими маломощными прослоями коллекторов, расположена в узкой зоне, разделяющей две крупные нефтяные залежи (район скв. 6, 2Д, 23). Она занимает 8,9 % площади объекта и 2 % эффективного объема.
Нефтяные залежи, рассматриваемые в качестве самостоятельных, отличаются по физико-химическим свойствам пластовых флюидов. Для северо-восточной зоны характерны пониженная плотность нефти (830 кг/м3) и высокое - газосодержание (900 м3/т). В юго-западной зоне плотность нефти увеличивается до 861 кг/м3, газосодержание уменьшается до 520 м3/т. Для обеих залежей характерна низкая вязкость нефти. 0,2–0,6 мПа·с для юго-западной зоны и менее 0,2 – для северо-восточной. По компонентному составу нефти метано-нафтенового типа, сернистые (0,54–1,98 %), смолистые (0,8–3,69 %), с невысокой концентрацией асфальтенов (0,07–0,71 %), парафинистые (3,71 – 6,64%).
Сопоставляя строение объектов, можно отметить: 1) значительное несоответствие в плане зон распространения коллекторов в нижнепермских и каменноугольных отложениях; 2) наличие литологических и фильтрационно-емкостных барьеров в отложениях всех трех объектов; 3) концентрацию пород с улучшенными ФЕС на отдельных участках в нижнепермских и каменноугольных отложениях при несовпадении их в плане; 4) ухудшение с глубиной коллекторских свойств пород в визейской и турнейской пачках.
Описанные особенности строения продуктивной толщи Карачаганакского месторождения следует учитывать при решении вопросов его разработки. При резкой расчлененности коллекторов заслуживает внимания вопрос о характере газогидродинамической сообщаемости различных частей залежи, что очень важно для проектирования сайклинг-процесса [2].
Учитывая районирование объектов залежи по степени насыщенности разреза коллекторами, следует определить очередность освоения месторождения, вводя наиболее высокопродуктивные части, дифференцированно подойти к выбору плотности сетки скважин для областей с разной продуктивностью.
Нагнетательные скважины для сайклинг-процесса целесообразно размещать в зонах наибольших эффективных толщин (см. рис. 2, рис.3 ,рис.4).
Особого внимания требуют вопросы освоения и разработки нефтяной части залежи. Ее, очевидно, следует рассматривать в виде двух самостоятельных залежей. В качестве положительных факторов, определяющих подход к разработке, следует отметить малую вязкость нефти, высокое газосодержание, большую толщину; в качестве отрицательных – низкую проницаемость и резкую расчлененность нефтенасыщенной толщи. В этих условиях искусственное воздействие на залежь путем закачки газа в нижнюю часть газоконденсатного, разреза может оказаться эффективным только при наличии хорошей вертикальной сообщаемости пластов-коллекторов через зоны их слияния или благодаря их трещиноватости.
Для выявления характера сообщаемости следует провести специальные геолого-промысловые исследования. При плохой сообщаемости не исключена возможность нагнетания вытесняющего агента непосредственно в нефтенасыщенную часть разреза. При этом может возникнуть необходимость выделения в нефтяной части отдельных объектов разработки.
Полученная геологическая модель Карачаганакского месторождения может служить основанием для дальнейшего проектирования разработки с применением сайклинг-процесса и размещения сетки скважин.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Evidence for the geologic structure of the Karachaganak field is provided. Criteria for studying heterogeneity of productive strata by major members are given. A new approach is used for the first time to identify and trace low-permeability beds by a marginal value of rock adsorption capacity at which the effective permeability equals zero. The maps showing zonation of three development objects are presented.
РИС. 2. СХЕМА РАЙОНИРОВАНИЯ ПЕРВОГО ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБЪЕКТА.
1 – скважины; 2 – изолинии эффективных газонасыщенных толщин, 3 – границы: а – первого эксплуатационного объекта, б – разных типов разреза; участки с улучшенными ФЕС коллекторов, расположенные: 4 – по всему разрезу нижнепермских отложений, 5 – в верхней части разреза, 6 – в нижней части, 7 – в средней части.
РИС. 3. СХЕМА РАЙОНИРОВАНИЯ ВТОРОГО ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБЪЕКТА.
1 – скважины; 2 – изолинии эффективных газонасыщенных толщин, 3 – границы а – ГНК, б – участков районирования, в – типов разреза, участки с улучшенными ФЕС коллекторов, расположенные 4 – по всему разрезу, газонасыщенных каменноугольных отложений, 5 – выборочно по всему разрезу, 6 – в верхней части разреза, 7 – в нижней части, 8 – в средней части; I, II, III – типы разрезов
РИС. 4. СХЕМА РАЙОНИРОВАНИЯ ТРЕТЬЕГО ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБЪЕКТА.
1 – скважины; 2, а – изолинии эффективных нефтенасыщенных толщин, 2,б – граница полей с разными свойствами нефти; 3 – границы: а – ВНК, б – участков районирования, в – разных типов разреза; участки с улучшенными ФЕС коллекторов, расположенные преимущественно: 4 - по всему разрезу нефтенасыщенных каменноугольных и верхнедевонских отложений, 5 – выборочно по всему разрезу, б – в верхней части разреза, 7 – в нижней части, 8 – в средней части, I, II, III, IV – типы разрезов.