Содержание к диссертации
Введение
1. Краткий обзор геолого-геофизической изученности полуострова Бузачи 6
2. Геологическое строение и нефтегазоносность полуострова Бузачи 13
3. Геологическая модель месторождения Каражанбас 36
3.1 Литолого-стратиграфическая характеристика 36
3.2 Условия формирования продуктивных горизонтов 42
3.3 Сравнительная характеристика начальной и современной моделей строения продуктивной толщи по данным сейсморазведки и эксплуатационного бурения 56
3.4 Песчаные тела палеорек руслового генезиса в горизонте Г нижнего мела 65
4. Геолого-промысловый анализ опытно-промышленных работ по применению тепловых методов разработки 74
4.1 Участок влажного внутрипластового горения (ВВГ) 85
4.2 Участок паротеплового воздействия на пласт (ПТВ) 94
4.3 Анализ эффективности системы разработки месторождения Каражанбас. Выводы и рекомендации 101
5. Современные технологии извлечения высоковязкой нефти без применения тепловых методов 115
5.1 Технология «холодной добычи нефти с песком» 115
5.2 Механизмы нефтеизвлечения 124
5.3 Применимость технологии CHOPS на месторождении Каражанбас 140
Заключение 147
Список литературы 149
- Краткий обзор геолого-геофизической изученности полуострова Бузачи
- Сравнительная характеристика начальной и современной моделей строения продуктивной толщи по данным сейсморазведки и эксплуатационного бурения
- Участок паротеплового воздействия на пласт (ПТВ)
- Применимость технологии CHOPS на месторождении Каражанбас
Введение к работе
Актуальность темы исследования. Республика Казахстан является одним из крупнейших нефтегазодобывающих государств мира, обладающих значительными запасами углеводородного сырья. Разведанные на территории страны запасы нефти и газового конденсата составляют 2,9 млрд. тонн, газа - 1,8 трлн.м3 (без учета ресурсов морских месторождений), а прогнозные ресурсы нефти и конденсата на суше и шельфе Казахстана оцениваются в 12-13 млрд.тонн.
На территории Мангистауской области Западного Казахстана сосредоточено около четверти извлекаемых запасов нефти страны. Большая часть месторождений характеризуется сложным геологическим строением, а запасы тяжелой, высоковязкой нефти относятся к категории трудноизвлекаемьгх. Эксплуатация таких месторождений при традиционных методах добычи нефти позволит извлечь лишь 5-7% геологических запасов с низкими технико-экономическими показателями. Поэтому в разработку вовлечены пока лишь наиболее крупные и продуктивные месторождения, имеющие относительно благоприятные природные геолого-физические характеристики полезного ископаемого.
Месторождение Каражанбас, расположенное на полуострове Бузачи к северу от порта Актау, является наиболее крупным среди пяти разрабатываемых. Месторождение было открыто в 1974 году, а введено в разработку в 1980 году. С 2006 года владельцами лицензии на добычу углеводородов являются китайская компания CITIC и АО «Разведка Добыча Казмунайгаз».
Нефтяное месторождение Каражанбас является одним из крупных неглубокозалегающих (250-500 м) месторождений высоковязких нефтей Западного Казахстана. Сложное геологическое строение, высокая тектоническая нарушенность, стратиграфические несогласия, литолого-фациальная изменчивость среднеюрско-неокомских пород — все это определило необходимость их всестороннего геолого-геофизического изучения по материалам бурения новых скважин, сейсморазведки ЗД, материалов гидродинамических исследований в процессе разработки.
Несмотря на продолжительную эксплуатацию, месторождение Каражанбас содержит значительные запасы нефти.
Для оценки возможности и целесообразности продолжения доразработки месторождения реализуемой и/или другими технологиями, необходимо построить современную геологическую модель месторождения и на ее базе исследовать возможность эффективного извлечения остаточных запасов. При этом необходимо учесть накопленный опыт разработки добычи высоковязкой нефти на самом месторождении и результаты применения современных технологий на других месторождениях-аналогах. В мире, в
частности в Канаде наработаны технологии добычи высоковязких нефтей, использование которых позволяет экономически эффективно добывать такую нефть.
Цель работы заключается в обосновании современной геологической модели месторождения Каражанбас, построенной на базе обобщения результатов бурения скважин, данных сейсморазведки ЗД, гидродинамических исследований скважин и технологии разработки месторождения в зрелой стадии на основе анализа отечественного и зарубежного опыта добычи нефти на месторождениях-аналогах.
Основные объекты исследования. Среднеюрские и неокомские продуктивные горизонты (Ю-І, Ю-Н, Ai, А2.Б, В, Г, Д) месторождения Каражанбас.
Основные задачи исследования:
Литолого-стратиграфнческое расчленение и корреляция продуктивных среднеюрских и неокомских отложений.
Уточнение геологического строения западных и восточных периклинальных частей структуры по данным бурения и сейсморазведки ЗД.
Обоснование выделения перспективных зон для поисков залежей литологического типа.
Геолого-промысловый анализ результатов разработки месторождения Каражанбас с применением термических методов (ВВГ, ПТВ).
5. Изучение отечественного и зарубежного опыта добычи высоковязкой нефти на
месторождениях-аналогах и разработка рекомендации по современной геотехнологии
извлечения запасов с учетом особенностей геологического строения и физнко-химичесюгх
свойств нефтей на месторождении Каражанбас.
В диссертации использованы первичные данные бурения, промысловой геологии, геофизики, сеисмики 2Д и ЗД, комплексных анализов керна и личные исследования автора за девятилетний период работы в АО «Каражанбасмунай». В работе также использованы материалы научных и производственных оргаїшзаций: ВНИГРИ, КазНИГРИ, РГУНГ имени И.М.Губкина, РосНИПИтермнефть, АО «Каражанбасмунай», НИПИнефтегаз, ИГиРГИ, ВНИИнефть, ЗапКазНИГРИ. ИГАН РК им. Сатпаева, КЭ МНГР, АО «Мангистаумунайгаз». Кроме того, использованы зарубежные публикации по современным технологиям добычи высоковязкой нефти. Научные труды и методические разработки С.Н. Алексейчика, Ю.М. Васильева, Э.С. Воцалевского, В.П. Гаврилова, Б.Ф. Дьякова, А.И. Димакова, К.Д. Джуламанова, В.В. Козьмодемьянского, Л.К. Киинова, К.В. Кручинина, B.C. Муромцева, B.C. Мильничука, A.M. Нурманова, Т.К. Нсанова, А.А. Савельева, В.А. Симонова, М.Ж. Салимгереева, В.П. Токарева, К.Т. Тулешова, Г.В. Шведова, ММ. Чарыгина являлись базовыми при выполнении исследования.
Основные защищаемые положения:
1. Уточненная по материалам разведочного, эксплуатационного бурения,
сейсморазведочных работ ЗД и данных эксплуатации скважин геологическая модель
месторождения Каражаибас, отличающаяся новым расположением на площади
тектоїшческих разломов и их атрибутами, а также конфигурацией зон распространения
коллекторов в продуктивной толще.
Локальная геологическая модель строения верхней части продуктивного горизонта Г (верхний готерив-баррем), заключающаяся в наличии палеорусла в толще песков и слабосцементированных песчаников с прослоями глин. Зависимость продуктивности добывающих скважин от их местоположения по отношению к палеоруслу.
Результаты оценки эффективности применения тепловых методов добычи нефти (ВВГ и ПТВ) на опытных участках месторождения Каражаибас. Основной причиной недостаточной технологической результативности вытеснения нефти из продуктивных пластов при реализуемой технологии являлись: невыполнение проектных показателей технологий ВВГ и ПТВ (объемы рабочих агентов,, геологическое строение продуктивной толщи неблагоприятно для проявления эффекта теплоносителей (незначительные нефтенасыщенные толщины, значительная зональная и послойная неоднородность пласта) и несоблюдение проектных параметров теплоносителей (сухости пара, объём закачки агента, коэффициентов эксплуатации скважин и оборудования и др.)
4. Научное обоснование эффективной геотехнологии увеличения нефтеотдачи -
низкотемпературной добыче тяжелой нефти с выносом песка (CHOPS) и предложения по
опытно-промышленной апробации ее в сочетании с теплоносителями на месторождении
Каражаибас.
Научная новизна:
Построена современная геологическая модель нефтяного месторождения Каражаибас с учетом результатов бурения скважин, сейсморазведки ЗД, данных геолого-промысловых исследований и эксплуатации скважин.
На основе анализа новых геолого-геофизических данных и материалов бурения, а также лабораторных исследований, уточнены основные геолого-промысловые характеристики строения продуктивной толщи месторождения Каражаибас.
3. Обосновано литолого-стратиграфические расчленение продуктивной толщи
месторождения Каражаибас с учетом фациальных особенностей.
4. На основе изучения региональных закономерностей геологического строения
продуктивных отложений по результатам бурения скважин и сейсморазведки ЗД оценены
перспективы нефтегазоносное периклинальных частей Каражанбасской структуры.
.5. Предложена геотехнология эффективной эксплуатации скважин с применением метода низкотемпературной добычи тяжелой нефти с выносом песка (CHOPS).
Практическая ценность. Анализ и обобщение результатов геолого-геофизических и нефтепромысловых исследований, позволили:
- построить геологическую модель месторождения, пригодную для управлетм
процессом разработки;
обосновать и оценить дополнительный прирост запасов нефти за счет поисков ловушек неантиклиналыюго типа;
обосновать опытно-промышленные работы по эксплуатации скважин с применением метода низкотемпературной добычи тяжелой нефти с выносом песка (CHOPS).
Реализация работы.
При непосредственном участии автора составлены геологические разрезы, структурные карты, на основе которых выданы рекомендации по заложению эксплуатационных скважин в русловых отложениях на восточной периклинали месторождения Каражанбас.
Автор принимал непосредственное участие в составлении проектных работ по разработке месторождения, планов бурения, анализа разработки.
Автором выполнен анализ и обобщен зарубежный опыт применения новых технологий извлечения высоковязкой нефти на месторождениях-аналогах и разработаны рекомендации по выбору оптимальной технологии на исследуемом месторождении.
Апробация работы. Автор выступал с докладами на семинарах, симпозиумах, совещаниях, конференциях (Алматы, 2002 г., Казань, 2003 г., Москва, 1999-2005 гг., Караганда, 2005 г.) и при обсуждении текущих планов по разведке и добыче нефти, ежегодных рабочих программ, при обсуждении «Анализа разработки месторождения Каражанбас» на ЦКР РК и выполнении «Авторского надзора за реализацией проектных решений».
Публикации. По теме диссертации опубликовано 5 работ.
Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения, списка использованных источников и приложений. Общий объем работы включает в себя 154 страниц текста, 38 рисунков, 10 таблиц, 25 графических приложений и список литературы из 46 наименований.
Работа выполнена в Российском Государственном Университете нефти и газа имени ИМ. Губкина и Институте геологии и разработки горючих ископаемых (г. Москва) в процессе обучения в аспирантуре. Выбору темы диссертации и проведению исследований в процессе работы над ней способствовала возможность получения автором необходимой геологической и нефтепромысловой информации в период работы в АО «Каражанбасмунай».
Автор приносит искреннюю благодарность научному руководителю, профессору, доктору геолого-минералогических наук Э.М. Халимову за постоянную помощь и заботу при выполнении диссертационной работы.
Краткий обзор геолого-геофизической изученности полуострова Бузачи
Район исследований находится в зоне сочленения Прикаспийской впадины, Северного Устюрта и Мангышлака (рисунок 1).
Первые геолого-геофизические работы здесь были начаты в 30-х годах XX века геологами ВНИГНИ, которые в дальнейшем проводили систематические исследования по геологии и нефтегазоносности совместно с КЭ МНГР, трестом «Казнефтегеофизика», «Мангистаумунайгеофизика и другими организациями на всей территории Мангышлака, Устюрта, включая полуостров Бузачи. В результате комплексных исследований были получены первые сведения по литологии, стратиграфии, тектонике, нефтегазоносностимезокайнозойского разреза (С.Н. Алексейчик, А.А. Савельев, Б.Ф. Дьяков, А.И. Димаков, Н.К.Трифонов, В.П. Токарев, К.В. Кручинин, В.В. Козьмодемьянский, А.Н. Нурманов, Т.К. Нсанов, Ж.Д. Дуйсебаев и другие).
Первый этап 1941-1959 годы. В начале 50-х годов на полуострове Бузачи проводятся гравиметрические, аэромагнитные съемки и сейсмические исследования методом МОВ и КМПВ силами ВНИГРИ и местных производственных организаций. В 1956-1958 годах проводится структурно-геологическая съемка в масштабе 1:200000 с применением большого объема структурно-картировочного бурения (В.Н. Винюков, К.В. Кручинин и другие). В результате этих работ впервые были составлены структурные и геологические карты. В 1958-1959 годах сейсмическими работами были уточнены строение ряда структур. В этот же период (1950-1959 годах) КЭ МНГР проводит структурно-картировочное бурение (пл. Кызан, Кошак, Кырын и другие).
В 1960 году А.И. Димаков выделил два локальных поднятия, осложняющих Северо-Бузачинский свод: Жаман-Орпинское и Каражанбасское. В скважине 7 были отмечены интенсивные нефтепроявления на глубине 316-385 м. Это обстоятельство послужило поводом для выдачи ряда рекомендаций по проведению поискового и параметрического бурения. В начале 70-х годов сотрудниками ВНИГРИ (В.В. Грибков, Т.Я. Гаас) совместно с КЭ МНГР (А.Н. Нурманов, В.П. Токарев) в своде Северо-Бузачинского поднятия впервые была обнаружена и изучена шестикилометровая полоса естественных выходов углеводородов в виде газоводяных грифонов, описанных позднее как «грязевые сопки» (В.В. Грибков, Ж.Д. Дуйсебаев и другие, 1975).
Второй важнейший этап (1960-1974 годы) изучения геологии и нефтегазоносности юрско-мелового комплекса Бузачей ознаменовался открытием залежи нефти структурно-поисковой скважиной К-12 КЭ МНГР в меловых отложениях структуры Каражанбас.
В результате комплексных исследований (сейсморазведка МОГТ, структурно-поисковое бурение, «прямые поиски») к поисково-разведочному бурению были подготовлены десятки площадей. По данным бурения установлены промышленные залежи нефти и газа в юрско-меловом разрезе на Каражанбасе, Северо-Бузачинском поднятии, Каламкасе, Армане, Каратурунскои группе поднятий. В результате открытия месторождений Северные Бузачи, Жалгизтюбе и Каламкас было подтверждено существование крупной Бузачинской зоны нефтегазонакопления, входящей в состав Северо-Устюртско-Бузачинской нефтегазоносной области.
Дальнейшие перспективы полуострова многие геологи (Б.Ф. Дьяков, В.В. Грибков, В.П. Токарев, Э.С. Воцалевский и другие) связывали с пермотриасовыми и палеозойскими отложениями, нефтегазоносными в сопредельных районах Прикаспийской впадины и Южного Мангышлака.
Изучением состава, строения, стратиграфии, тектоники, нефтегазоносности продуктивных отложений занимались многие научно-исследовательские и производственные организации: КЭ МНГР, ПО «Мангистаумунайгаз», ПО «Мангистаумунайгео физика», КазНИГРИ, ВНИГРИ, ВНИГНИ, ИГиРГИ, МИНХ и ГП (М.М.Чарыгин, Ю.М. Васильев, B.C. Мильничук, МП. Казаков, М.С. Арабаджи, В.П. Гаврилов), ГИН РАН и другие (B.C. Князев, П.В.Флоренский, Р.А. Гарецкий, О.А. Карцева, Л.Г. Кирюхин, А.А. Голов, Е.Г. Леонова, Д.А. Кухтинов, В.Н. Кривонос, А.И. Шаховой, Э.С. Воцалевский, В.В. Грибков, М.Ф. Мирчинк, А.Н. Крылов, Д.С. Оруджева, К.В. Виноградова, Г.А. Рукина, А.Е. Шлезингер, Б.И. Титов, Л.П. Дмитриев, В.П. Токарев, В.В. Козмодемьянский, И.У. Муратов, В.А. Панков, В.И. Попков и другие исследователи).
На основании обобщения результатов предшествующих работ и изучения новых геолого-геофизических и сейсмических материалов автор исследовал особенности геологического строения юрско-меловых и доюрских отложений полуострова Бузачи.
Роль ученых кафедры геологии РГУНГ имени И.М. Губкина в проведении поисковых работ на нефть и газ в Прикаспийской впадине и открытии нефтегазоносной провинции
Широко известны научные достижения кафедры геологии. Ученые кафедры (профессора М.М. Чарыгин, Ю.М. Васильев, B.C. Мильничук) были инициаторами проведения поисковых работ на нефть и газ в Прикаспийской впадине, на полуостровах Бузачи и Мангышлак. В дальнейшем это привело к открытию здесь новой нефтегазоносной провинции. Усилиями ученых кафедры в Прикаспии было организовано бурение сверхглубоких скважин, которые дали ценный материал для познания геологического строения глубокопогруженных комплексов осадочного чехла этого региона. Значительный вклад в развитие геологической науки внесли также профессора Л.Ш. Давиташвили, Д.И. Иловайский, М.П. Казаков, М.С. Арабаджи, Р.И. Быков.
Инициатором и научным руководителем работ по Прикаспию был профессор М.М. Чарыгин. С 1949 года по его инициативе кафедра начала широкие исследования в Прикаспии. Работы проводились в содружестве с Всесоюзным аэрогеологическим трестом Министерства геологии и охраны недр СССР (ВАТТ), организовавшим специальную экспедицию №10 с начальником С. Л. Под горбу неким.
Первым крупным результатом работ кафедры по Прикаспию явилось опубликование в 1958 году большой монографии (более 30 печатных листов) — первой сводки по геологическому строению, истории развития и нефтегазоносности Прикаспийской впадины и сопредельных областей. Она содержала новый, оригинальный материал, позволивший принципиально изменить оценку перспектив нефтегазоносности впадины. На фоне господствовавшей в то время негативной оценки ее перспектив вывод авторов монографии был ошеломляющий. Эти исследования получили высокую оценку геологической общественности, и М.М. Чарыгин с соавторами стали первыми в институте лауреатами премии имени И. М. Губкина за 1959 год. Повторно эта премия была присуждена М.М. Чарыгину в 1968 году за монографию «Перспективы освоения нефтегазоносных ресурсов Западного Казахстана (Каракалпакская АССР)».
В 1959 году ученые кафедры вышли в ЦК КПСС и Совет Министров СССР с предложениями скорейшего освоения нефтегазовых ресурсов Прикаспийской впадины. На основе этих предложений было принято постановление СМ СССР № 1406 от 28/ХП - 59 г. «Об усилении поисково-разведочных работ на нефть и газ в Прикаспийской впадине» и одним из ответственных исполнителей этого плана был назван Московский нефтяной институт нефти и газа им. И.М.Губкина. Эти события явились поворотным пунктом в дальнейшей истории освоения Прикаспия. Позднее, в 1961 году, по инициативе профессоров М.М. Чарыгина, М.П. Казакова и доцента Ю.М. Васильева принято второе Постановление СМ СССР № 828 от 11/1Х-61 г. «О мерах по осуществлению бурения опытных сверхглубоких скважин». Кафедре общей геологии была поручена геологическая обработка результатов бурения первых в СССР сверхглубоких скважин — Аралсор и Биикжал, проектной глубиной 7000 м. В связи с этим М.М. Чарыгин создает на кафедре лабораторию микробиостратиграфии под руководством А.Г. Шлейфер, которая была необходима для выяснения возраста пород, вскрытых Аралсорской скважиной.
Основным научным результатом в этот период по Прикаспию явилась обработка полученных данных при бурении сверхглубоких скважин и обобщение нового геолого-геофизического материала, что открыло дополнительные перспективы освоения нефтегазоносных ресурсов Северного Прикаспия. В соответствии с рекомендациями, вытекавшими из результатов научных разработок кафедры, на территории Прикаспийской впадины и Западного Казахстана в течение последующих лет открыт ряд нефтяных и газовых месторождений: Жанаталап, Прорва-Морская, Морское (Прикаспий), Дунга, Куаныш, Южный Аксау, Метаджан, Чаган (Западный Казахстан).
Сравнительная характеристика начальной и современной моделей строения продуктивной толщи по данным сейсморазведки и эксплуатационного бурения
В тектоническом отношении месторождение Каражанбас расположено в сводовой части Бузачинского поднятия и приурочено к антиклинальной складке субширотного простирания. Размеры структуры в контуре замкнутой изогипсы минус 330 м составляют 23x4,2 км при амплитуде поднятия 90 м. Южное крыло складки положе северного и углы падения пород на крыльях составляют, соответственно, 2 и до 4.
Складка осложнена двумя куполами: западным и восточным и рядом дизъюнктивных нарушений различной ориентировки: от широтной до меридиональной.
Месторождение Каражанбас было выявлено в 1974 году, а в 1977 году по результатам бурения и опробования 80 поисковых и разведочных скважин была выработана модель природного резервуара, содержащего залежи нефти в нижнемеловых и среднеюрских отложениях. На этой модели впервые подсчитаны запасы нефти и газ по месторождению.
Принята геологическая модель, по которой Каражанбасская структура разбита на семь блоков тектоническими нарушениями, проводившимися условно для объяснения существующего различия отметок ВНК на соседних участках структуры (рисунок 2).
Каражанбасская структура представляет собой антиклинальную складку, осложненную двумя куполами: восточным и западным. В строении ее принимают участие осадочные отложения нижнемелового и среднеюрского возраста, граница между которыми характеризуется большим перерывом в осадконакоплении и угловым несогласием.
Складчатое основание платформы состоит из нижнетриасовых пород, которые перекрываются разновозрастными отложениями: от нижнемеловых в сводовой части поднятия до среднеюрских на периклинальных участках.
Район расположения структуры Каражанбас характеризуется высокой тектонической активностью в разные периоды геологического развития, способствовавшей образованию широкой сети тектонических нарушений. Наибольшей нарушенностью характеризуются доюрские отложения, выше по разрезу она заметно уменьшается. Однако, из-за низкой разрешающей способности сейсмических исследований (МОВ, ОГТ), проводимых в 1960-1970 годы прошлого века, уверено трассировались только достаточно высокоамплитудные разрывные нарушения. Именно такое нарушение по сейсмическим данным было зафиксировано между Каражанбасской и Северо-Бузачинской структурами, севернее скважин К-59 -ПО -104- К-8 -108 - 145 - 144.
В 1993 году при повторном подсчете запасов приняли более простой вариант строения поднятия, при котором структура разбита на четыре блока, а несоответствия в характере насыщения одноименных пластов на одном гипсометрическом уровне по соседним скважинам объяснили наклоном водонефтяного контакта (рисунок 3).
Учитывая, что оба варианта являются однозначными по оценке нефтенасыщенных объёмов, при оценке запасов 1997 году был принят наиболее простой вариант, представленный в работе [5]. В дальнейшем, после разбуривания периклинальных частей структуры, выполнения трёхмерной сейсмики 2001-2005 годы положение разрывных нарушений уточнилось. Структура Каражанбаса осложнена двумя куполовидными поднятиями: западным и восточным, разделенными по оси дизъюнктивными нарушениями. В пределах структуры развита широкая сеть нарушений субширотной и субмеридиональной ориентировки (Fi—F2o) помимо высокоамплитудных разломов (Fi-Fg) (рисунок 2), которые трассировались еще по данным сейсмических исследований (МОВ, ОГТ) в 60 — 70-х годах. [8]. Такое нарушение по сейсмике было зафиксировано между Каражанбасской и Северо-Бузачинской структурами. По данным В.И. Лощеновой и других исследователей в 1993 году на Каражанбасской структуре выделяется 4 блока [5] (рисунок 3).
В 2001 году на месторождении силами «Азимут Энерджи Сервисез» проведены сейсмические исследования ЗД на западе и востоке структуры. По результатам работ ЗД в разрезе юрско-нижнемеловых отложений выделяются основные отражающие горизонты, приуроченные к следующим стратиграфическим подразделениям: III а(Кі а1) - подошва альба, IIIа (Kta) -подошва апта, IIInc(Kinc) - подошва неокома, Vi(Ji) - размытая поверхность доюрских отложений.
По характеру сейсмической записи продуктивный разрез можно разделить на отдельные циклы, связанные с тектоникой и условиями осадконакопления.
На временных разрезах по угловому несогласию прослеживается поверхность размыва, разделяющая триасовые и юрские породы (Vi -отражающий горизонт).
Среднеюрские породы с глубоким размывом залегают на сложнорасчлененном рельефе нижнего триаса.
Нижнемеловые отложения залегают на размытой поверхности юры, с которой стратифицируется отражающий горизонт Шпс.
Новые материалы сейсмики ЗД (2001-2005 годы) подтвердили высокую тектоническую нарушенность Каражанбасской структуры и существенно уточнили структурные планы продуктивных горизонтов неокома и юры.
Подтверждено наиболее контрастное нарушение F/, разделяющее Каражанбасскую и Северо-Бузачинскую структуры и четко прослеживаемое по всем основным отражающим горизонтам. Этим главным каражанбасским нарушением субширотного простирания (рисунок 4) структура делится на два крупных блока: южный — приподнятый и северный — опущенный. Его максимальная амплитуда на западе — 150 м, постепенно уменьшающаяся в восточном направлении до 40 м. Уточнено также положение нарушения Fj2 , расположенного южнее и имеющего северное падение плоскости сбрасывателя, в отличие от южного для нарушения Fj1. Это нарушение менее контрастно, его амплитуда примерно 20-30 м и на отдельных участках сливается с F) .
Сохранив индексацию блоков, приведенную в работах [14, 15] (1993-1996 годы) автор выделил новые блоки с учетом установленных нарушений, контролирующих залежи. Помимо прежних четырех блоков I, II, III, IV на восточной периклинали структуры выявлены блоки V (между Fi и F7), VI (между F5 и F7) (рисунок 4).
Детально изучена сейсморазведкой ЗД обширная территория западной периклинали Каражанбаса до береговой линии моря. Здесь выделен ряд разрывных нарушений, имеющих различную ориентировку и амплитуду. Помимо двух основных нарушений Fi1 и F[2 сводовая часть западной периклинали осложнена еще двумя «оперяющими» нарушениями, захватывающими триасовые и юрские породы.
Нарушения F2 и F3 прослеживаются в вышележащих отложениях неокома в виде зоны дробления без видимой амплитуды смещения горизонтов. На восточной периклинали структуры выделяется шесть нарушений Fi , Fi , F4, F5, F6, F7 ограничивающих блоки I, IV, V, VI, а в неокомской части разреза IV и V блоки образуют единый блок. С помощью сейсмики ЗД удалось выявить и протрассировать малоамплитудные тектонические нарушения. Эти нарушения могут быть как экранирующими, так и проводящими. Причем разрывные нарушения в меловых отложениях имеют преимущественно СЗ-ЮВ простирание, а в юрских - ЮЗ-СВ.
Таким образом, по материалы сейсморазведки ЗД были выявлены особенности тектонического строения как полуострова Бузачи в целом, так и месторождения Каражанбас, прослежены реперные сейсмо-стратиграфические границы на временных разрезах, уточнены структурные планы продуктивных горизонтов средней юры и неокома, дополнительно выявлены ряд разрывных нарушений (приложения 1, 11-24).
Обобщение геолого-геофизических материалов по региону в целом, позволило увязать структурно-формационные комплексы с литолого-стратиграфическими.
1. Анализ и обобщение данных бурения новых скважин на периклинальных участках структуры Каражанбас и интерпретации сейсмики ЗД позволили определить положение основных тектонических нарушений, выявить дополнительные малоамплитудные нарушения и определить их направление в юрских и нижнемеловых отложениях, что свидетельствует о разном времени их заложения. На временных разрезах прослежены реперные сейсмо-стратиграфические границы, что легло в основу корреляционных схем продуктивных горизонтов неокома и юры.
Участок паротеплового воздействия на пласт (ПТВ)
Промысел ПТВ вступил в разработку в середине 1982 года В течение 6 месяцев 26 добывающих скважин эксплуатировались на естественном режиме.
Закачка теплоносителя была начата в декабре 1982 года, на участке с плотностью сетки скважин 100x100 м, в период когда дебиты первых 26 скважин снизились в 2 раза и прекратилась их фонтанная эксплуатация.
Закачка теплоносителя стала отражаться на работе скважин через 2-3 месяца с момента начала процесса паротеплового воздействия. Началось нарастание дебитов нефти до уровня, превышающего начальную производительность скважин, и возобновилось их фонтанирование.
Однако из-за интенсивного обводнения период высоких дебитов нефти в этих скважинах менее продолжителен, чем на промысле ВВГ. Несмотря на рост отборов жидкости, отмечалось монотонное снижение доли нефти в продукции скважин.
По мере развития работ по паротепловому воздействию область гидродинамического влияния на процесс вытеснения постоянно расширялась. Область влияния четко оконтуривалась по снижению минерализации добываемой воды по сравнению с начальной и фиксировалась по увеличению дебитов нефти и жидкости. В зонах паротеплового воздействия содержание хлора в добываемой воде составляет 2-12 г/л против 28-30 г/л в пластовой воде (фоновые значения). Это свидетельствовало о том, что обводнение скважин происходило за счет прорыва конденсата закачиваемого теплоносителя.
Как показал опыт, на интенсивность обводнения скважин сильное влияние оказывала слоистая неоднородность продуктивных пород и наличие, так называемых, «трещин образования» между прослоями, которые раскрывались при повышении давления нагнетания. В результате теплоноситель в ряде случаев, особенно на участке с плотностью сетки 100x100 м, прорывался в добывающие скважины столь быстро, что температура на забоях этих скважин поднималась выше 100С, не успев прогреть всю толщину пласта. Ограничение отборов жидкости по таким скважинам способствовало снижению в них обводненности и некоторому выравниванию распределения закачиваемого теплоносителя. Однако существенного изменения характера фильтрационных потоков не происходило. Связано это было с тем, что процесс ПТВ начал реализовываться в зоне, где проводилась жесткая система воздействия с соотношением нагнетательных и добывающих скважин 1:1, что существенно снизило возможности регулирования разработки.
Поступление конденсата с высокой температурой в добывающие скважины свидетельствовало о несоответствии плотности сетки скважин масштабам геологической неоднородности, чтобы произошел эффективный теплообмен между высокопроницаемыми прослоями и соседними пропластками, гидродинамически не охваченными воздействиями, до подхода конденсата к добывающим скважинам.
На этом основании было принято решение о переходе на участке с плотностью сетки 100x100 м от линейной однорядной к линейной пятиряднои системе теплового воздействия, а на участке с плотностью сетки 150x150 м - к линейной трехрядной.
Интенсивность, обводнения скважин на участке с плотностью сетки 150x150 м была значительно ниже, чем на участке с сеткой скважин 100x100 м. Так, на участке с плотностью сетки 150x150 м скважины работали с низкой обводненностью (менее 30%) 1,5-2,5 года, а на участке с плотностью сетки 100x100 м - менее 5 месяцев, чаще всего 2-3 месяца.
Закачка теплоносителя способствовала формированию в пласте обширных тепловых зон, которые оказывали доминирующее влияние на ход разработки промысла ПТВ и наращиванию добычи нефти.
Процесс паротеплового воздействия характеризуется высокими технико-экономическими показателями. Текущий накопленный паро-нефтяной фактор не превышал 2 т/т, темпы отбора от вовлеченных в разработку балансовых запасов нефти (порядка 4%) были сопоставимы с темпами разработки залежей маловязких нефтей, на процесс теплового воздействия реагировали более 85% фонда скважин.
Динамика основных показателей разработки промысла ПТВ с 1983 по 2000 годы приведена на рисунках 14-19.
Работы на промысле ПТВ проводились в условиях отставания развития системы паротеплового воздействия от бурения и ввода новых скважин. Это привело к нарушению баланса между закачкой теплоносителя и отборами жидкости из добывающих скважин, падению пластового давления на отдельных участках до 1,0-1,5 МПа и прекращению фонтанирования ряда скважин. С целью погашения возникших осложнений в технологии разработки было принято решение о рассредоточении системы нагнетания теплоносителя по площади залежи и создании в опытных целях тепловых оторочек заданных размеров путем периодической закачки теплоносителя и холодной воды. Принятое решение позволило несколько стабилизировать процесс ПТВ.
В период проведения разработки опытно-промышленного участка закачка рабочего агента производилась в 43 нагнетательные скважины, размещенные в 5 рядах. В одном ряду был осуществлен переход к этапу перемещения созданной тепловой оторочки ненагретой водой; в двух рядах нагнетательных скважин была создана тепловая оторочка периодической закачкой теплоносителя и воды; в двух рядах, расположенных в наиболее продуктивной части промысла ПТВ, тепловая оторочка формировалась путем непрерывной закачки теплоносителя.
В ходе крупномасштабного промышленного эксперимента на участке ПТВ был спланирован и осуществлён принципиально новый технологический процесс комбинированного воздействия - периодическая закачка горячей воды, воздуха и холодной воды. Цель работы заключалась в испытании в промысловых условиях технологии внутрипластового перевода в пар горячей воды за счет экзотермических окислительных реакций.
Процесс был начат в конце 1984 года в трех элементах семиточечной системы площадного воздействия с нагнетательными скважинами 621, 623, 625.
До начала нагнетания воздуха в эти скважины было закачано соответственно 53,9 тыс. м3, 44,3 тыс. м3 и 29,4 тыс. м3 горячей воды с температурой 230 С.
В период эксперимента было закачано 2,4 млн. м воздуха, 10,7 тыс. м горячей воды и 19,3 тыс. м3 холодной воды. С середины 1985 года процесс велся путем периодической закачки воздуха и холодной воды.
Начальный этап комбинированного воздействия характеризовался значительным повышением добычи нефти и снижением обводненности добываемой продукции в ближайших добывающих скважинах, а температура на забое нагнетательных скважин возросла со 150С до 270С, то есть до температуры насыщенного пара.
Так, например по скважине 620 дебит нефти увеличился с 2 т/с до 6-9 т/с, температура на забое возросла до 37С. Содержание углекислого газа составило 6-8 %. В скважине 633 содержание углекислого газа достигло 17%, а на забое была зафиксирована температура выше 100С.
Применимость технологии CHOPS на месторождении Каражанбас
Как видно из таблицы 9, месторождение Каражанбас по своим параметрам, в основном, сходно с канадскими месторождениями-аналогами, которые разрабатываются с применением метода CHOPS. Это такие параметры как пластовое давление и температура, пористость коллекторов и их нефтенасыщенность, газосодержание пластовой нефти.
Однако, наблюдаются некоторые отличия. Залежи нефти месторождения Каражанбас находятся на меньшей глубине, нефть менее тяжелая и менее вязкая. Коллекторы месторождения Каражанбас характеризуются меньшей средней проницаемостью, но гидропроводность выше за счет больших толщин и меньшей вязкости нефти.
В таблице 10 приведено сравнение первоочередных параметров, которые являются определяющими при решении вопроса о необходимости применения метода CHOPS с параметрами месторождения Каражанбас.
Из сравнения видно, что эксплуатационный объект II месторождения Каражанбас по основным критериям подходит для разработки методом CHOPS. Подробный анализ особенных характеристик месторождения Каражанбас и их влияние на процесс разработки при использовании метода CHOPS представлен в работе [13]. Здесь можно привести лишь наиболее важные выводы.
Одним из важных факторов, которые должны быть приняты во внимание для успешного ведения разработки методом CHOPS, является наличие водонефтяных зон. Для разработки методом CHOPS подходят чисто нефтяные зоны, добывающие скважины должны располагаться на расстоянии не менее 600 м от внутреннего контура ВНК.
При разработке месторождения Каражанбас по методу CHOPS необходимо учитывать особенности тектонического строения - наличие тектонических нарушений и возможное нарушение гидродинамической связи залежей этими нарушениями (экранирование).
Такие отличительные характеристики месторождения Каражанбас, как пониженная, по сравнению с большинством месторождений-аналогов, вязкость нефти, пластовое давление, превышающее гидростатическое, высокие нефтенасыщенность и гидропроводность пород-коллекторов, представленных слабосцементированными терригенными породами, отсутствие газовых шапок, должны способствовать эффективному применению метода.
К параметрам, которые могут снизить эффективность применения CHOPS на месторождении Каражанбас, следует отнести низкую проницаемость отдельных пластов-коллекторов, значительную неоднородность пластов-коллекторов, выражающуюся в чередовании пластов, различающихся фильтрационно-емкостными свойствами по разрезу и наличии замещения по площади залежей пластов - коллекторов непроницаемыми породами. Кроме того, на эффективность применения CHOPS может повлиять наличие множества разрывных нарушений, ограничивающих области дренирования скважин.
В настоящее время ведется опытно-промышленная разработка методом CHOPS опытного участка с целью определения эффективности данной технологии в геолого-физических условиях месторождения Каражанбас.
По предварительным результатам представляется, что CHOPS на новых участках месторождения Каражанбас может быть применен в качестве первичного метода разработки месторождения до начала внедрения паротеплового воздействия или как метод интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи на старых участках. После применения предложенной технологии эксплуатации скважин с применением метода CHOPS выявлена закономерность изменения и улучшения коллекторских свойств продуктивной толщи призабойной зоны в добывающих скважинах по результатам ГИС, которая способствует увеличению охвата дренированием и дальнейшему эффективному применению вторичных методов разработки. Для иллюстрации приведены диаграммы компенсированного нейтронного каротажа по находящимся на опытном участке скважинам 1393, 3188, 5136 (рисунок 36-38).
