«КАРАШЫГАНАКГАЗПРОМ» - многостороннее (кипрско-английско-российско-казахстанское) совместное предприятие ( акционерное общество) созданное для добычи, переработки, транспортировки и реализации жидких и газообразных углеводородов на Карашыганакском нефтегазоконденсатным месторождении. Гигантское по запасам углеводородного сырья месторождение Карашыганак открыто в 1979 г. В 1981 г. началось обустройство месторождения с базой в г. Аксае и было образование Карашыганакское газопромысловое управление ( КГПУ), а также Карашыганакское управление буровых работ (КУБР). В том же году построена установка комплексной подготовки газа (УГПГ-3), несколько позже - УППГ-2. В 1985 г. создается производственное объединение «Казахгазром», в том году добыто 1,5 млрд.м3 газа и около 900 тыс. т конденсата. В соответствия с Ямбургским соглашением (1985 г.), в 1987-88 гг. в г. Аксае Чехословацкие фирмы построили жилые и производственные здания. В 1988 г. в ГКЗ СССР утверждены запасы месторождения и коэффициенты извлечения конденсата и нефти для варианта разработки с поддержанием пластового давление. В 1991 г. в связи с распадом СССР, образовано Госпредприятие «Карашыганакгазпром» с выделением самостоятельного подразделение - Карашыганакское газопромысловое управление, непосредственно владеющего добычей, подготовкой и транспортировкой газа и конденсата, в октябре того же года - Государственный концерн «Казахпром». В 1993 г. СП «Конденсат» начато строительства завода по выпуску бензина, дизельного топлива, масел, сжиженного газа. В 1995 г. Главное управление по комплексному освоению Карашыганакского месторождения акционировано и образована АО «Карашыганакгазпром». Несколько позже образована Карашыганакская производственная структура с участием казахстанских и иностранных специалистов. Специалистами альянса «Бритищ газ» - «Аджип» в 1996 г. обнародован план будущей разработки Карашыганака, на основе полученного в 1991-92 гг. банка данных создавалась компьютерная модель месторождение. На основе полученных результатов Карашыганак оценивается как супергигантских месторождение, которое может давать продукцию до конца XXI века. В 1997 г. на внеочередном собрании акционеров Президентом избран А. Тегисбаев. в 18 ноября 1997 г. в Вашингтоне подписано Окончательное Соглашение по Разделу Продукции на месторождении Карашыганак. Контракт подписан Правительством РК на 40 лет с фирмами: «Аджип», «Бритиш Газ», «Тексако», «Лукойл».
КАРАШЫГАНАКСКИЙ ПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ КОМПЛЕКС был построен после принятие в сентябре в 1993 года Постановления Кабинетом Министров Республики Казахстан «О строительстве и вводе в действие малотоннажной установки по переработке нестабильного газового конденсата на Карашыганакском месторождении». Для указанного инвестиционного проекта были привлечены под гарантии Правительства Республики Казахстан кредиты Канады, Чехии и Израиля. Первый пусковой комплекс объекта позволял перерабатывать конденсат и получать полуфабрикаты для дальнейшей переработки на других заводах. С момента ввода полного пускового комплекса завод мог получать товарные автобензины А-76, Аи-93, летнее и зимнее дизельные топлива. Для обеспечения работы комплекса необходимо ежегодно поставить 400,0 тыс.тонн конденсата.
Месторождение Гремячинск
Нефтегазоконденсатное месторождение Гремячинск находится в 36 км к северу-западу от Уральска. Установлена газоконденсатная залежь в нижнем карбонатном пласте филипповского горизонта.
Южный Гремячинск - нефтяное месторождение находится в 35 км к северу-западу от Уральска. Выявлено в 1994 г.
Структура представляет собой брахиантиклинальное поднятие, северный склон которого частично срезается выклиниванием карбонатных калиновских отложений. Она двумя тектоническими нарушениями делится на три блока. Продуктивность установлена в пределах южного блока, полузамкнутое поднятие которого экранируется продольным и, частично поперечными нарушениями. Размеры структуры 1,5х15,0 км, амплитуда 400 м. Продуктивные отложения вскрыты на глубине 3152 м. Коллекторами являются преимущественно доломиты, пористость которых меняется от 6 до 13,5 % при среднем значении 8 %. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине 2 составил 15,9 м. Дебит нефти на 4 мм штуцере 13 м3/ сут, газа 3 тыс. м3/ сут, после проведения солянокислотной обработки дебит нефти увеличился до 21,5 м3/ сут, газа до 5,3 тыс. м3/ сут.
Нефть имеет плотность 879 кг/м3 с содержанием фракций, выкипающих до 2000С около 40 %, до 3000С около 70 %. Нефть содержит (% масс.): асфальтенов 0,02, серы 0,47-0,73, меркаптанов 0,05. В нефтерастворенном газе содержится (% мол.): метан 55,0, этан 10,0, пропан 3,8, бутаны 1,9, азот 19,7, диоксид углерода 7,0, сероводороды 1,85.
Месторождение Дарьинское
Нефтегазоконденсатное месторождение Дарьинское расположено в Западноказахстанской области, в 30 км к северу-востоку от г.Уральска. Открыто в 1989 г. Структура приурочена к визейско-башкирскому бортовому уступу и, по имеющимся данным, представляет собой органогенную постройку с размерами 1,6х0,5 км и амплитудой около 150 км. Продуктивны органогенные известняки нижнебашкирского подъяруса, залегающие на глубине 4218 м ниже. Коллекторы порового, каверного-порового типов. Средняя пористость их 7,4%, проницаемость достигает 144 фм2. Покрышкой служат аргиллиты верейского горизонта толщиной 64-100 м. Залежь массивная, водонефтяной контакт ее прослеживается на отметке 4210 м, а газонефтяной контакт на отметке 4200м. Дебит нефти на 8 мм штуцере составил 54 м3/ сут, газа - 214,8 тыс. м3/ сут. Плотность нефти 862-871 кг/м3. Нефть малосернистая (0,37%), высокопарафинистая (6,8%), малосмолистая (2,5%). До 2000С выкипает менее 10 % фракций, до 3000С - около 20%. В растворенном газе содержится сероводород 0,22-0,57%, диоксид углерода - 1,38-1,97%.
Газоконденсатной части состоит из метана (94%), этана (2,4%), пропана (0,8%), бутанов (0,7%), пентанов и др.(0,3%), азота (0,7%), диоксида углерода (1,1%), сероводорода (0,54%). Конденсат относительно тяжелый (791 кг/м3) с содержанием дистиллятной части ( до 340 0С) - 8- %, меркаптанов - 0,06%. Подошвенные воды представляют собой хлоридно-кальциевые. Месторождение находится в стадии разведки.
Месторождение Каменское
Газоконденсатное месторождение Каменское находится в Западно-Казахстанской области в 75 км к западу от г. Уральска. Открыто в 1986 г.
Месторождение приурочено к межсолевой толще ( 156-180 м) карбонатных пород калиновской свиты нижнеказанского подъяруса. Толща интенсивно дислоцирована и образует сложную блоковую структуру. Продуктивность установлена в пределах центрального блока, разделенного субширотным сбросом на две части - восточную и западную. В восточной части толща образует антиклинальную складку амплитудой около 800 м с положением свода на отметке - 2300 м.
Месторождение газовое с небольшим содержанием конденсата. Залежы пластовые сводовые, пластовые тектонически экранированные. Самая выскоя точка залежи вскрыта на глубине 2662 м ( абс.-2530 м). Нижняя граница продуктивности доказана опробованием до отметки - 3050 м. ГВК прослеживается на отметке - 3100 м. Установленная высота залежи равна 530 м. Продуктивные отложения представлены в нижней части глинистами, песчано-глинистыми трещиноватыми известковистыми породами, а в верхней (80% разреза) - известняками и доломитами. Покрышкой служат соленосная толща казанского яруса.
Доля коллекторов в толще по пробуренным скважинам колеблется от 5 до 75 %. Коллекторы порового и порово-трещинного типов. Средняя пористость от 5,7 до 12,6%, проницаемость 156 МКМ2. Начальное пластовое давление для уровня приведения - 2700 м равно 45,4 МПа, а пластовая температура - 780С. Начальные дебиты газа составляли от 6,4 до 1280 тыс. м3/ сут. Содержание конденсата в газе среднем 40 г / м3, плотность 760-790 кг/ м3. Пластовой газ состоит из (% мол.) метана - 87, этана - 1,2, пропана - 0,6-0,8, бутанов - 0,19-0,28, сероводорода - 0,93-1,65%, диоксида углерода - 4,4-5,7%, азота - 2,3-4,2%.
Месторождение находится в разведке.
Месторождение Приграничное
Нефтяное месторождение Приграничное находится в 90 км к северу - западу от г. Уральска. Выявлено в 1993 г. Размеры структуры 4,7х6,7 км, амплитуда - 175 м. Возможно также литологическое экранирование залежи за счет выклинивание пластов - коллекторов с юга на север. Размеры структуры в этом случае составят 4х8 км. Кровля продуктивных отложений в скважине в вскрыта на глубине 4444м, подошва - на глубине 4454 м. толщина пласта 10 м, эффективная нефтенасыщенная толщина 8,4.ВНК залежи не установлен и предполагается на отметках 4400-4450 м. Общая высота залежи оценивается в 191 м. Коллекторами являются песчаники с пористостью по ГИС 7-14% при средней пористости 10,0%. В качестве покрышки выступает глины и аргиллиты тиманского горизонта толщиной около 5 м. Дебит нефти из опробованного интервала 4442-4457 м составил 12 м3/ сут ( штуцер 4 мм). Плотность нефти 805 кг/м3 . Месторождение находится в стадии поисковой оценки (1997).
Месторождение Тепловское-Токаревское.
Нефтегазоконденсатное месторождение Тепловское расположено в 22 км к северу- западу от Уральска, имеет наиболее мощную нефтяную оторочку (40 м), оно состоит их двух куполов - западного и восточного с лучшим развитием коллекторов в пределах последнего.
Тепловское Западное - нефтегазоконденсатное месторождение, находящееся в 25 км к северо-западу от Уральска, характеризуется наибольшей концентрацией запасов газа на единицу площади. В его пределах вскрыта наиболее высокая часть рифовой постройки. Кроме основной рифовой залежи, на месторождении установлена продуктивность верхнего карбонатного пласта филипповского горизонта. Их всех местрождений Тепловско-Токаревсой группы Западно-Тепловское является наиболее крупным, по запасам газа оно относится к категории средних.
Токаревское - газоконденсатное месторождение, расположение в 80 км к западу от г. Уральска. Оно состоит из четырех отдельных залежей, продуктивность которых, в основном, установлена в единичными скважинами. Положение газоводного контакта (ГВК) отдельных залежей колеблется от -2776 до 2082 м.
Месторождение Ульяновское.
Газоконденсатное месторождение Улбяновское расположено в 46 км к запад-северо-западу от г. Уральска. Здесь, наряду со сводовой массивной залежью, установлена пластовая залежь, приуроченная к доломитовому пласту толщиной 9 м в перекрывающем филипповском горизонте, а так же ограниченная газоконденсатная залежь на северном склоне структуры, экранированная, по-видимому, тектоническим нарушением.
Месторождение Ростошинское
Газовое месторождение Ростошинское находится в Западно-Казахстанской области в 15 км к западу от г. Уральска. Выявлено в 1993 г.
Структура
связана с предполагаемой органогенной постройкой, осложняющей
визейско-башкирский бортовой уступ. Размеры 3,0 х 10,0 км, высота около 200 м.
Продуктивны органогенно - детритовые, оолтовые известняки нижнебашкирского
подъяруса и верхней части серпуховского яруса. Коллекторы порового и, в меньшей
мере, порово-каверного типов и пористость от 4,4 до 12%, в среднем 6,1% .
Покрышкой служат аргиллиты верейского горизонта толщиной от 6 до нескольких
десятков метров, кроме того, в качестве покрышки, при условии морфологической
выдержанности структуры, могут выступать отложения кунгура. Залежь массивная.
Установлена до отметки - 4676 м, этаж продуктивности 69 м. Дебит газа на 6 мм
шайбе составил 119,3 тыс.м3/сут . Начальное пластовое давление 54,9 МПа,
пластовая температура - 1020С. Газ преимущественно метановый ( 89-95%),
содержание других компонентов ( % мол): этан 0,6-4,1; пропан 0,04-0,006; бутаны
и другие гомологи до 0,02; сероводород 2,85-3,56; диоксид углерода 3,41-4,03;
азот до 2,79. Помимо залежи в башкирских отложениях, на месторождении
установлена продуктивность калиновского карбонатного пласта, вскрытого
скважиной 1 в интервале 4218-4395 м, из которого пластоиспытателем был получен
приток газа дебитом 32,9 тыс.м3/сут. Месторождение находится на стадии
поисковых работ; относится к категории мелких.
1.2 Исследования физико-химических свойств и
состава углеводородного сырья нефтегазоконденсатных месторождений Северной
бортовой зоны Прикаспийской впадины
Северный
борт Прикаспийской
впадины имеет ступенчатое строение - по
дизъюнктивным нарушениям он уступами погружается к центральной части впадины. В осадочном чехле этим
уступам соответствуют зоны поднятий, состоящих из серии локальных складок,
протягивающихся в целом параллельно простиранию обрамляющих впадину горных
хребтов.
Нефти Северного борта Прикаспийской впадины (Карачаганакское, Чинаревское,
Западно-Тепловское, Тепловское, Дарьинское, Цыгановское, Ульяновское,
Каменское, Гремячинское, Восточно-Гремячинское и др.) - сернистые, содержание
общей серы в них от 1,23 до 1,30, они также и более меркаптанистые
( 0,0414 - 0,0547) по сравнению с другими нефтями.
По северному борту прогиба ( рис. 1),
где не известны структурные ловушки, имеются залежи газа в литологических
ловушках меотических отложений, связанных с выклиниванием песчаных горизонтов к
северу. Для нефтегазоконденсатных месторождении Северной бортовой зоны Прикаспийской впадины характерно
высокое содержание сероводорода (в глубинах расположены изгибы колонн, т.к сверглубокие
залежи) Компонентный состав продукции скважины содержит газовый фактор. Поэтому
легкие нефти являются гиратообразующими. Месторождения в пределах северного борта
Прикаспийской впадины обладают рядом особенностей, резко отличающих их от
месторождений нефтедобывающих районов Волго-Уральской НГО. Эти особенности
порождают целый ряд проблем, которые необходимо решать в процессе промышленного
освоения месторождений нового района.
Применение в этих условиях обычных технологических приемов извлечения жидких УВ без учета всего спектра их термодинамических и физико-химических особенностей может привести к необратимым последствиям, резко снижающим эффективность процесса выработки запасов.
Залежи связаны с отложениями девона. Продуктивные пласты ДI, ДVI и ДV, залегающие на глубинах свыше 4500 м, характеризуются невысокими емкостными и фильтрационными свойствами. Пористость изменяется от 11 до 14 %, проницаемость, по промысловым данным, колеблется в пределах 0,0098-0,22 мкм2. Расчлененность пластов составляет 1,8-3,5, коэффициент песчанистости - 0,46-0,84. Одной из основных особенностей залежей является то, что нефть и конденсат находятся в жестких термобарических условиях: пластовое давление достигает 50-52 МПа, температура - 95- 100 °С. Нефть содержит большое количество растворенного газа (до 900 и более м3/т) и обладает чрезвычайно низкой, сопоставимой с газом, вязкостью (0,07-0,14 мПа·с). Столь низкая вязкость нефти даже при условии невысоких фильтрационных свойств коллектора обеспечивает значительную гидропроводность пластов и высокую продуктивность скважин. Коэффициент продуктивности по отдельным разведочным скважинам достигает 174,6 т/сут·Па.
Залежи природного газа содержат значительное количество конденсата (500-700 г/м3). Близкие по величине соотношения газовой и жидкой фаз в нефтяных и газоконденсатных залежах делают чрезвычайно трудным однозначное решение вопроса о фазовом состоянии УВ-систем в пластовых условиях. По данным Ч. Кронквиста [1], пластовую УВ-систему с газовым фактором, превышающим 650-700 м /м3, обычно относят к газовым, а системы с газосодержанием 270-650 м3/м3 именуются как “летучие” нефти. В качестве дополнительных признаков отнесения нефти к типу “летучих” им рекомендуется использовать фракционный состав и динамику изменения объемного коэффициента в зависимости от давления.
Проведенные нами исследования с помощью установки фазовых равновесий пластовых флюидальных систем по ряду месторождений, открытых в прибортовой зоне Прикаспия, свидетельствуют, что в качестве информативных признаков “летучей” нефти необходимо учитывать ряд таких дополнительных параметров, как коэффициент сжимаемости, плотность пластовой нефти, молекулярная масса, объемный коэффициент. Значения указанных параметров у “летучих” нефтей лежат соответственно в пределах 25-50-4 МПа-1, 0,412-0,620 т/м3, 40-60, 1,755-3,373.
Исходя из выявленных критериев, нефть разведанных залежей по всем без исключения месторождениям описываемой зоны можно отнести к категории “летучих”. По фракционному составу они занимают промежуточное положение между газовым конденсатом и тяжелой нефтью. Одной из их характерных особенностей является резкая усадка нефти в пласте при снижении давления ниже давления насыщения. Общая усадка нефти после полной ее дегазации достигает значительной величины, что предопределяет, по сравнению с разрабатываемыми месторождениями Урало-Поволжья, крайне низкую плотность запасов нефти, содержащихся в единице объема. В связи с высокой стоимостью эксплуатационных скважин разбуривание продуктивных пластов по обычной сетке с расстояниями между скважинами 500 или 600 м, как показали расчеты, не обеспечивает окупаемости капитальных затрат. По этой же причине экономически нецелесообразным является разбуривание и вовлечение в активную разработку участков залежи, где эффективная нефтенасыщенная толщина пластов не превышает 4-5 м.