Нефтегазоносность месторождения. 
Эффективность применения горизонтальных скважин на месторождении Карачаганак по сравнению с вертикальными и наклонными

Первый приток газа с конденсатом получен на месторождении в 1979 г. из артинских отложений в скважине П-10. В настоящее время установлена промышленная нефтегазоносность нижнепермских, каменноугольных, верхнеи среднедевонских отложений.

Небольшая газоконденсатная залежь выявлена в карбонатном пласте филипповского сульфатно-карбонатного горизонта, из которого в скважине 30 получен приток газа с конденсатом дебитом 47.7 тыс. м3/сут и 47.5 м3/сут соответственно. Толщина филипповского горизонта колеблется от первых метров до 302 м, нивелируя рельеф органогенной постройки, и коллекторы в карбонатном пласте развиты у её присклоновых частей. В горизонте установлены литологические ловушки, и границы залежей в краевых частях структур определены уровнем газоводяного контакта, принятого по результатам опробования скважины 30. Всего выявлено пять участков присутствия коллекторов в карбонатном пласте филипповского горизонта (площадью 1.8−38 км2). Керновые данные о коллекторских свойствах отсутствуют, а по ГИС средние значения пористости в скважинах колеблются от 6 до 9%.

Небольшая нефтяная залежь установлена в пределах межкупольной мульды в низкопорово-трещинных коллекторах, залегающих непосредственно над филипповским горизонтом. В скважине 112 при опробовании в колонне из пласта в интервале 3556- 3568 м толщиной 10 м и пористостью 6.5% получен приток нефти дебитом 30 м3/сут на штуцере 10 мм. Аналогичные коллектор установлены ещё в шести скважинах и образуют три участка ограниченной площади (0.6−1.1 км2) при толщине продуктивного пласта от 6 до 26 м. Ловушки пластовые, литологически ограниченные.

Промышленная нефтегазоносность среднедевонских отложений установлена в скважине 15 при опробовании интервала 5670−5754 м (эйфельский ярус), из которого получен приток лёгкой нефти дебитом 76.2 м3/сут и 69.1 тыс. м3/сут газа. Вскрытая толща среднего девона представлена темноцветными аргиллитами с прослоями известняков, и выявленная залежь наименее изучена как по строению, так и по свойствам коллекторов и насыщающих их флюидов.

Залежь имеет высоту почти 1600 м, по типу природного резервуара относится к массивным и сверху экранируется галогенно-терригенной покрышкой, представленной отложениями кунгурского яруса и верхней перми. Диапазон абсолютных отметок водонефтяного контакта вскрыт почти в 100 скважинах и его положение принято на отметке -5150 м на основании результатов опробования и ГИС.

Обоснование положения газонефтяного контакта по результатам опробования, когда в пластовых условиях флюиды находятся в околокритическом состоянии практически невозможно, так как в этом случае свойства жидкости и газа сближаются. Фазовое поведение системы после раздела на две фазы при незначительном изменении давления практически одинаково, как для процессов разгазирования, так и конденсации, так как объёмы образующихся газовой и жидкой фаз сопоставимы. Поэтому достоверную оценку фазового состояния подобных систем можно дать только по термобарическим параметрам на основе экспериментального исследования критических температур, либо критического газосодержания при пластовой температуре. Исследование фазового состояния пластовой смеси по отдельным объектам показало, что переход лёгких нефтей в газоконденсатное состояние должен осуществляться в диапазоне газосодержания 700−1000 м3/м3. Для уточнения критического газосодержания было проведено экспериментальное моделирование и полученные критерии, согласно которым при содержании газа менее 850 м3/м3 система трактуется как нефтяная, а при содержании газа более 850 м3/м3 — как газоконденсатная, были использованы для определения положения ГНК по промысловым данным при исследовании скважин через сепаратор «Порта-Тест». Анализ результатов исследований показал, что переход нефти в газоконденсатное состояние происходит в пределах интервала -4971- -4938 м. При этом самая высокая отметка получения нефти составляет -4965 м, а нижняя отметка получения газа — 4940 м. Следовательно, контакт располагается в этом диапазоне и принят на отметке -4950 м.

В соответствии с принятыми газонефтяным и водонефтяным контактами высота газовой части залежи составляет 1400 м, а нефтяной — 200 м и продуктивные площади равны соответственно 198 880 и 262 600 тыс. м2.

Третий объект представлен нефтяной частью залежи и его разделили на 2 участка — юго-западный и северо-восточный, различающихся свойствами нефти, в частности, её плотностью.

Все параметры пластовой нефти нефтяной оторочки во флюидальной модели представлены отдельно для Северо-Восточного и Юго-Западного участков III объекта с учетом компонентного состава насыщающих их нефтей и приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 Параметры нефти, рассчитанные на абсолютную отметку залегания 5050 м.

На сегодняшний день имеется значительная информация о физико-химических свойствах дегазированных проб конденсата и нефти, полученная экспериментально.

Таблица 1.2 Средние параметры дегазированной нефти и конденсата.

Как видно из таблицы 1.2 конденсат и нефть по содержанию серы относятся к сернистым (среднее содержание серы превышает 0.6% масс.). По содержанию парафинов к парафинистым. Несмотря на относительно высокое содержание парафинов, при положительных температурах конденсат и нефть северо-восточного участка сохраняют текучесть и застывают при температуре ниже -10оС. Концентрация высокомолекулярных парафиновых углеводородов в нефти Юго-Западного участка колеблется в пределах от 2.8 до 9.2% масс., что предопределило температуру застывания нефти в интервале температур от -28 до +11оС.

Групповой углеводородный состав конденсата, определенный по 15 пробам, отобранным из скважин равномерно расположенных по площади и перфорированных на разных глубинах газоконденсатной залежи, свидетельствует о метаново-нафтеновом типе добываемого конденсата, состоящем на 60−70% из метановых углеводородов и на 18−20% - из нафтеновых. Нефть обоих участков также относится к метано-нафтеновому типу с содержанием метановых углеводородов во фракции н.к. -300оС 46−55% масс., нафтеновых — 6−43% масс., и ароматических — 9−12%масс.

По фракционному составу конденсат относится к тяжелым. Потенциальное содержание бензиновых фракций, выкипающих до 200оС, в нем не превышает 50% об., содержание керосиновых, дизельных и масляных фракций в сумме составляет более 40% об.

Нефть Северо-Восточного участка по фракционному составу отличается от нефти Юго-Западного участка повышенным содержанием светлых фракций, что вполне согласуется с ее вязкостно-плотностной характеристикой и углеводородным составом.

По результатам исследований лаборатории КПО б. в. массовое содержание асфальто-смолистых веществ в сдаваемом конденсате значительно возросло и колеблется в широких пределах от 4 до 15% при, практически, одной и той же плотности. При этом содержание парафинов по сравнению с начальным уменьшилось вдвое. Такое значительное изменение состава дегазированного конденсата не находит объяснения и поэтому в рамках программы контроля за разработкой необходимо провести целенаправленные исследования по уточнению содержания парафинов и асфальто-смолистых веществ в добываемых конденсате и нефти, т.к. массовое содержание высомолекулярных углеводородов предопределяет стратегию борьбы с отложениями парафино-асфальто-смолистых веществ при добыче и транспорте добываемой жидкости.

Газ сепарации всех трех объектов разработки близок по составу. Он более чем на 70% моль. состоит из метана, содержащие С5+в не превышает2% мол. Особенностью добываемого на месторождении Карачаганак газа, является повышенное содержание сероводорода и диоксида углерода, снижающих его товарные качества.

В таблице 1.3 приведены параметры пластового газа и конденсата на отметках 4200 м (для первого объекта разработки) и 4700 м (для второго объекта разработки).

Таблица 1.3 Параметры пластового газа и конденсата.

Учитывая, что добываемая продукция проходит перед сдачей заказчику пятиступенчатую сепарацию, для указанных выше двух композиций пластового газа на (отметках 4200 м и 4700 м) были смоделированы процессы однократного и ступенчатого снижения давления и температуры (в соответствии с существующей схемой подготовки газа) от пластовых до стандартных условий, с тем, чтобы иметь представление о компонентом составе выделяющегося на каждой ступени газа и плотности конденсирующей жидкости. Пластовый газ месторождения Карачаганак характеризуется значительным отклонением от законов идеального газа, в частности, высоким значением коэффициента сверхсжимаемости (Zфактора), в среднем составляющим для I объекта разработки 1.32, для II объекта разработки — 1.4.