Магистерская работа: Осложнения при сборе углеводородного сырья нефтегазоконденсатных месторождений Северной бортовой зоны Прикаспийской впадины и пути их ликвидации (на примере Карачаганакского НГКМ)

Осложнения при сборе углеводородного сырья нефтегазоконденсатных месторождений Северной бортовой зоны Прикаспийской впадины и пути их ликвидации (на примере Карачаганакского НГКМ)

министерство образования и науки республики казахстан

западно-казахстанский аграрно-технический университет им. жангир хана

Диссертация

на соискание академической степени магистра техники и технологии

Осложнения при сборе углеводородного сырья нефтегазоконденсатных месторождений Северной бортовой зоны Прикаспийской впадины и пути их ликвидации (на примере Карачаганакского НГКМ)

Специальность: 6М070800 - Нефтегазовое дело

Специализация: Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений

Мурзагалиева Алма Аскаровна

Научный руководитель

Ахметжан С.З. к.т.н., ст.преподаватель

Уральск - 2013

ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

Гидраты - белые кристаллы, похожие на снегообразную кристаллическую массу. Кристаллогидраты состоят из одной или нескольких молекул газа (метан, этан и т.д.) и несколько молекул воды.

Гидратообразование - это процесс, возникающий при падениях температуры и давления, что влечет за собой уменьшение упругости водяных паров и влагоемкости газа, а, вследствие чего - образование гидратов.

Коррозия - это самопроизвольный процесс разрушения материалов и изделий из них под химическим воздействием окружающей среды.

Парафинизация - отложение парафина в насосно-компрессорной колонне и наземных выкидных трубопроводах - это проблема, возникающая в тех районах, где добывается особый вид сырой нефти, называемый парафинистая сырая нефть.

АСПО - асфальтосмолистые - парафинистые отложения, в результате взаимодействия нефти с водой, которая содержится в буровых пластах, образуется поверхностная пленка, обладающие аномальной вязкостью из-за понижения температуры.

Солеотложение - отложения солей в скважинах и нефтепромысловом оборудовании представляют собой кристаллические неорганические образования, формирующиеся в результате выпадения солей в пластах и во всей цепочке нефтепромыслового оборудования.

Ингибитор - вещество, замедляющее или предотвращающее течение какой-либо химической реакции: коррозии <#"888334.files/image001.gif">

Рис. 1. Структурная карта по кровле артинских отложений и профиль вдоль бортового уступа северной бортовой зоны Прикаспийской впадины: 1 - изогипсы по кровле артинских отложений, м; 2 - глубокие скважины; 3 - газоконденсатная залежь

Рис. 2. Геологический разрез Кардаиловской, Аксайской и Карачаганакской площадей: 1 - основные сейсмические отражающие горизонты; 2 - геологические границы; 3 - предполагаемые сбросы; 4 - соль; 5 ангидрит; 6 - глубокие скважины

В Месторождении Карашыганак отложения карбона имеют сложное строение и отличаются от разрезов скв. П-9 Чинаревской и 63, 113 Кошинской площадей резко сокращенным объемом составляющих его стратиграфических подразделений, в числе которых присутствуют лишь отдельные фрагменты нижнего и среднего карбона, в то время как отложения верхнего карбона, как и в вышеописанных разрезах, полностью отсутствуют.

Нижний отдел, турнейских ярус, распространен фрагментарного и имеет резко сокращенный стратиграфический объем. В скв. 7 ( инт. 5050-5100 м.) и в скв. 9 ( 5215-5197 м.) разрез слагают известняки темно-серые, светло-серые, детритовые, перекристаллизованные с фораминиферами. Максимальная мощность 75 м (скв. 7), средняя - 30 м, минимальная - 5 м (скв. 14).Отложения визейского яруса имеют более широкое распространение, нежели породы турне. Они изучены по скв. 7, 8, 9, 15, 21. Их присутствие прослежено также в скв. 14, 16,19, 20, 23, 29. Отличительной особенностью разреза отложений визе является сокращенный стратиграфический объем. Во всех указанных скважинах наблюдаются отложения только верхнего визе в объеме нерасчлененного окского надгоризонта. Таким образом, для окского надгоризонта свойственен непостоянный стратиграфический объем.

В упомянутых выше скважинах нижняя граница окского надгоризонта определяется по смене типов известняков. В скв. 7 и 9 наблюдается контакт сферовых известняков фамена-турне с органогенно-обламочными-верхнего визе. В скв. 21 светлые известняки фамена сменяются темноцветными глинисто-битуминозными, доломитизированными известняками. Разрез слагают два типа пород, отражающие мелководные и относительно глубоководные шельфовые фации. Первый тип разреза ( скв. 7, 15, 23) представлен известняками детритовыми, органогенно-обламочными, водорослево - фораминиферовыми, онкоидными.

Мощность окских отложений изменяется от 200 до 100 м и зависит от стратиграфического объема отложений.

Отложения серпуховского яруса имеют широкое распространение. Они присутствуют во всех скважинах, достигших их глубины. Нижняя граница чаще согласная, но отмечается и трансгрессивный контакт ( скв. 21). Принимают, что нижняя граница серпуховского яруса находится в основании пелито-морфных перекристаллизованных доломитовых известняков и доломитов. По палеонтологическим остаткам эта граница отличается резким обеднением комплекса фораминифер отложения расчленяются на нижний и верхний подъярусы.

Нижний подъярус присутствует в составе нерасчлененного тарусско-стешевского горизонта. Его разрез слагают известняки перекристализованные, доломитовые, с прослоями органогенно-детритовых и водорослевых разностей. Палеонтологические остатки представлены фораминиферами.

Характерной особенностью фораминифер являются их прерывистое распространение по разрезу и относительная бедность комплекса в каждом конкретном интервале.

Верхний подъярус представлен, по-видимому, только протвинским горизонтом. Разрез слагают известняки органогенно-детритовые, детритовые и онколитовые с фораминиферами. Максимальная мощность (450-600 м) наблюдается в присводовой части мнсторождения, она сокращается до 300-350 м на крыльях структуры и до 180-200 м на южном крыле.

Средний отдел карбона представлен только башкирским ярусом, а точнее -его нижней частью. Отложения большей части башкирского и московский ярус отсутствуют.

Отложения башкирского яруса имеют весьма ограниченное распространение. Среди рассмотренных разрезов породы башкирского яруса присутствуют только в скв.13 и 21. Кроме того, имеются ссылки на наличие башкирских пород в скв. 1, 5 и 17. Все остальные скважины на месторождении показали полное отсутствие пород башкирского яруса. Разрез слагают известняки органогенно-детритовые, криноидно-брахиоподовые и оолитовые с фораминиферами.

Первый комплекс характерен для верхней части серпуховского яруса, второй и третий - для нижней части башкирского яруса. Последовательная смена комплексов отражает согласный характер границы нижнего и среднего карбона. Мощность отложений достигает 65 м.

Отложения башкирского яруса трансгрессивно перекрываются отложениями нижней перми. Таким образом, типовой разрез каменноугольных отложений месторождения Карашыганак, составленный путем синтеза данных по скв. 7, 9, 15, 21 характеризуется серией стратиграфических несогласий различной амплитуды и генезиса:

на границе каменноугольной и девонской систем слежится несогласие с амплитудой о горизонта или его части до полутора яруса;

на границе турнейского и визейского ярусов наблюдается несогласие, равное по объему большей части турнейского и нижне - средневизейского подъярусов;

по-видимому, имеет место несогласие на границе визейского и серпуховского ярусов;

на границе нижнего-среднего карбона наблюдается высокоамплитудное несогласие сложного генезиса, приведшее к почти полному исчезновению отложений башкирского яруса и части серпуховского;

весьма сложную историю осадконакопления и тектонических процессов.

Пермская система Стратиграфический объем пород нижней перми в разрезах неясен, но их неполнота, безусловно, по нижней, и вероятно, по верхним частям разреза очевидно.

В отложения нижней перми на месторождении Карашыганак имеют широкое распространение. Они образуют рифовый массив, сформировавшийся на размытой поверхности серпуховских и башкирских пород. Характерной особенностью рифогенных образований является литологическое разнообразие типов известняков, отражающих широкий диапазон изменчивости фаций: рифовых, склоновых и относительно глубоководных, бассейновых. Наиболее типичный, рифовый тип разреза ассельского яруса изучен по скв. 13, 10, 23 и 16. В разрезе выделяются отложения ассельского, сакмарского и артинского ярусов.

Ассельскиий ярус в фациях рифов представлен в скв.23. Нижняя часть разреза вблизи с трансгрессивным контактом с подстилающей толщей нижнего карбона представлена известняками биогермными, мшанково-тубитовыми, с характерным комплексом фузулинид средней зоны ассельского яруса. Основная часть разреза сложена биогермными известняками, серыми и светло-серыми доломитами. Породообразующими организмами в основном являются водоросли Tubiphytes obscures Masl. Им сопутствуют мшанки, криноидеи, брахиоподы, фузулиниды, остракоды и мелкие фораминиферы. Породы пористокавернозные, инкрустированные кристаллами кальцита. Стратиграфический объем ассельского яруса в разрезе скв.23 отвечает двум фузулинидовым и, по-видимому, двум конодотовым зонам-средней и верхней. Средняя зона содержит фузулинидовый комплекс. Конодонты Stretognathodus elongates Gun., S. simplex Gun., Gondolella bisseli Cl. et Behn. Мощность ассельского яруса в биогермной фации изменяется от 178 до 250 м.

Отложения ассельского яруса типовых склоновых фаций известны по скв. 16. Их состав характеризуется преобладанием органогенно-детритовых, интенсивно перекристаллизованных и доломитизиированных известняков, переходящих во вторичные доломиты. Биогермные разности пород, представленные тубифитовыми, мшанково-тубифитовыми известняками, встречаются редко и имеют незначительные мощности. Органогенный детрит представлен мшанками, криноидеями, тубифитами, багряными и зелеными водорослями. Нередко присутствуют раковины брахиопод, остракод, фузулиниды и мелкие фораминиферы; иногда встречаются трилобиты. Максимальная мощность (493 м.) отмечена в скв.7, средние значения - около 100 м (9-93 м).

Ассельский ярус в фациях замкнутой внутренней лагуны представлен в скв. 11, где он сложен преимущественно мелкодетритовым известняком. Крупно детритовые разности с включениями криноидей и фузулинид встречаются фрагментарно. Комплекс фораминифер этих разностей известняков содержит крупный бентос: текстулярииды, тетратахисы, эндотириноиды. В мелкодетритовых разностях доминируют мелкие эндотириды, аммодискусы, хемидискусы и нодозарии. Стратиграфический объем ассельского яруса здесь представлен лишь средней и верхней зонами. Породы средней зоны залегают трансгрессивно на отложениях серпуховского яруса. Принадлежность отложений к асслеьскому ярусу определяют фузулины. Комплексы средней и верхней зон аналогичны разрезам склоновой фации. Мощность отложении до 150 м.

Сакмарский ярус характеризуется непостоянным стратиграфическим объемом и фациальным разнообразием известняков. Подобно ассельскому ярусу наблюдаются свойственные телу рифа типовые разрезы. Типовые разрезы центральной части рифового массива представлены в скв.10 и 23. От разрезов ассельского яруса они отличаются преобладанием мшанковых известняков над тубифитовыми, сокращением площади распространения за счет размыва отложений и сокращения мощности. В восточной части рифового массива наблюдается размыв тастубского горизонта, а в западной части - всего яруса. Мощность отложений изменяются от 23 до 87 м.

Типовые разрезы рифового склона представлены разрезом в скв.13. Разрез слагают органогенно-детритовые известняки с прослоями тонко-мелкозернистых известняков. В некоторых скважинах имеется известняковая брекчия. Мощность их не более 21-57 м.

Артинский ярус не имеет повсеместного распространения и отличается от нижележащих не столь разнообразным литологическим составом. На материале представленных скважин видно, что разрез слагают известняки органогенно-детритовые, глинистые, с прослоями тонких глин. Стратиграфическим объем отложений неясен. Его присутствие определяется по находкам отдельных видов, характерных для отложений артинского яруса, а чаще палеонтологические остатки отсутствуют и возраст пород предполагается на основании стратиграфического положения. Мощность артинского яруса 30-40 м.

К отличительным особенностями нижней перми месторождения Крашыганак следует отнести:

большое разнообразие типов разреза, связанное с формированием водорослевого рифового массива;

стратиграфическую неполноту. Отсутствует нижняя часть ассельского яруса, что можно объяснить унаследованным ненакоплением послепредпермского перерыва; отложения сакмарского яруса также чаще имеют неполный стратиграфическим объем;

затухание к артинскому времени широкого разнообразия известняков асслеьского и сакмарского ярусов. ( Гаврилов В.П., Ярошенко А.В., и др. 1998).

Газонефтеносность.

Карашыганакской структуре, вмещающее залежь углеводородов представляет собой рифовую постройку высотой до 1700 м с размерами в плане 16х29 км. Продуктивными являются биогермные и биоморфно-детритовые известняки, доломиты и переходные разности. Возрастной диапазон продуктивных отложений - от заволжского горизонта верхнего девона до артинского яруса нижней перми. Покрышкой является галитовая толща иреньской свиты кунгурского яруса, а в местах ее отсутствия, обусловленных солянокупольной тектоникой, терригенно- галогенная толща казанского и уфимского ярусов верхней перми. Коллекторы порового и порово-каверного типов. Залежь нефтегазоконденсатная, массивная. Высота газоконденсатной части достигает 14200 м, толщина нефтяного слоя равна 200 м. Средняя проницаемость по газонасыщенной части резервуара равна 0,008 мкм2, нефтенасыщенной - 0,05 мкм2. Средняя эффективная толщина газонасыщенных коллекторов составляет 200м, нефтенасыщенных - 45,7 м. Максимальная эффективная газонасыщенная толщина достигает 814 м, нефтенасыщенная - 170 м коэффициент газонасыщенности для пермской части газонасыщенных коллекторов составляет 0,90, для каменноугольной - 0,89. Газонефтяной контакт установлен на отметке - 4950 м, водонефтяной контакт на отметке - 5150 м. Содержание конденсата в среднем для пермской части залежи составляет 486 г/м3, для каменноугольной - 644 г/м3. Дебиты газа достигали 590 тыс.м3/сут, конденсата - 500 м3/сут, нефти 326 м3/сут.

В нефтяной части месторождения выделяются два поля : юго-западное и северо-восточное, различающиеся по свойствам нефтей. Нефть юго-западного поля более тяжелая со средней плотностью 861кг/м3 при среднем газосодержании 520 м3/м3. Нефть северо-восточного поля легкая, со средней плотностью - 830 кг/м3 и средним газосодержанием 900 м3/м3. Плотность конденсата меняется от 778 до 814 кг/м3. В конденсате содержится парафина - 1.8-3.0 %, смол - 1.0-1.7 %, серы - 0.55-2.16%, меркаптанов - 0.09-0.26%. Доля фракций, выкипающих до 2000С, составляет 39-52%; до 3000С - 60-77.5%. В конденсате преобладают углеводороды метанового ряда ( 49-68%) при содержании нафтеновых - 21.0-44.7% и ароматических - 6.2-13.6%. Плотность нефти колеблется от 810 до 888 кг/м3. В нефти содержится: серы 0.54-1.98%, парафинов 3.71-6.64%, асфальтенов - 0.07-0.71%, фракций, выкипающих до 2000С - 20-43%, до 3000С - 38-60%. Как и в конденсате, в нефти преобладают метановые углеводороды.

Пластовый газ состоит из метана - 70,6%, этана - 6,1%, пропана - 2,9%, бутанов - 1,8%, пентанов и более тяжелых углеводородов - 8,5%, азота - 0,7%, сероводорода - 3,5%, двуокиси углерода - 5,6%, меркаптанов - 0,07%. В газе сепарации содержание сероводорода колеблется от 2,96 до 3,84%, двуокиси углерода от 5,18 до 6,96%, азота - от 0,39 до 1,83%. Растворенный в нефти газ содержит метана - 69,8%, этана - 9,0%, пропан - 4,2%, бутанов - 2,8%, пентанов - 1,5%, азота - 0,9%, сероводорода - 5,0%, двуокиси углерода - 6,1%, меркаптанов - 0,03%.

Кроме основной, небольшие залежи углеводородов выявлены в перекрывающих отложениях иреньской свиты и филипповского горизонта кунгурского яруса. Нефтяная залежь в иреньских отложениях установлена в межкупольной мульде. Коллекторами являются спорадически развитые песчаники и доломиты со средней пористостью 8%. Нефть имеет плотность 896-935 кг/м3 и содержит серы - до 2,2%, меркаптанов - 0,24%, парафинов - 2,5-9,8%, асфальтенов - 5,3-9,1%, фракций, выкипающих до 2000С - 17%, до 3500С - 36%. К карбонатным пластам филлиповского горизонта, залегающим среди ангидритов, приурочена газоконденсатная залежь. Выявлено 5 небольших участков развития коллекторов, пространственно тяготеющих к краевым частям подстилающего карбонатного массива. Средняя пористость коллекторов составляет 8%, газонасыщенность - 92% при средней эффективной толщине 5,8 м. дебит газа достигал 48 тыс. м3/сут., конденста - 47 м3/сут. По составу газ и конденсат не отличаются от основной залежи.

Подошвенные воды месторождения относятся к сильно минерализованным, высокосульфатным рассолам хлоркальциевого типа с высоким содержанием редких элементов. Минерализация меняется от 112 до 159 г/л, режим залежи упруговодонапорного. Наряду с этим, в карбонатно-терригенных отложениях среднего девона, залегающих на глубине 5600 м и ниже, установлена залежь легкой нефти с высоким газовым фактором. Дебит нефти достигал 73 м3/сут, газа -69 48 тыс. м3/сут. Кроме того, в 1991 г. Установлена залежь в карбонатных бийских отложениях ( скв Д-1), дебит нефти плотностью 843 кг/ м3 на 6 мм штуцере составил 114 м3/сут и газа 73 тыс. м3/сут. Пластовое давление на глубине 6190 м равно 93,7 МПа. Этой скважиной установлена также нефтяная залежь в карбонатных отложениях верхнефранского подъяруса в интервале глубин 5690-5792 м, дебит нефти, плотностью 834 кг/ м3 на 8 мм штуцере составил 136,7 м3/сут, газа - 18,5 тыс. м3/сут. Коллекторами являются биоморфно-детритовые, сгустково-комковатые перекристаллизованные известняки, тип коллекторов поровый, порово-каверновый. Залежь литологическая. ( Нефтяная энциклопедия Казахстана, 1999).