|
© Р.С. Мурзагалиев, 2003 |
ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ КАРАЖАНБАС
Р.С. Мурзагалиев (ОАО "Каражанбас Мунай")
Нефтяное месторождение Каражанбас на п-ове Бузачи (Республика Казахстан) находится в сводовой части Бузачинского поднятия и приурочено к антиклинальной складке субширотного простирания [2, 3], которая оконтуривается замкнутой изогипсой -330 м и имеет площадь 23,0x4,2 км при амплитуде 90 м. Южное крыло складки положе северного: углы падения пород на крыльях составляют соответственно 2 и 4°. Складка осложнена двумя куполами - западным и восточным, а также дизъюнктивными нарушениями различной ориентации: от широтной до меридиональной.
В 1977 г. по результатам бурения и опробования 80 поисковых и разведочных скважин была построена модель природного резервуара и подсчитаны запасы нефти в нижнемеловых и среднеюрских отложениях (Тулешев К.Т., Салимгереев М.Ж., Хакимов Н.Г., 1992). В 1980 г. месторождение введено в разработку и к началу 2002 г. в его пределах пробурено более 1500 скважин.
Несмотря на высокую плотность бурения, изучение особенностей геологического строения продолжается до сих пор. В частности, особое внимание уделяется литолого-стратиграфическому расчленению и корреляции пластов продуктивной юрской терригенной толщи, характеризующейся резкой фациальной изменчивостью и отсутствием выдержанных по площади реперов. Бурение новых скважин на восточной периклинали структуры позволило уточнить положение тектонических нарушений и строение среднеюрских залежей (горизонтов Ю-l и Ю-II).
Обобщение имеющегося геолого-геофизического материала с учетом новых данных дает возможность уточнить и дополнить геологическую модель месторождения.
Поисковыми, разведочными и эксплуатационными скважинами на месторождении Каражанбас вскрыт разрез, включающий нижнетриасовые, среднеюрские и нижнемеловые отложения. Границы между литолого-стратиграфическими комплексами отложений характеризуются большими перерывами в осадконакоплении и резкими угловыми несогласиями. Нижнетриасовые отложения вскрыты многими скважинами не на полную толщину (30-40 м). Возраст пород определяется как оленекский.
Юрские отложения вскрыты бурением на периклиналях и погруженных участках крыльев на глубине от 390 до 500 м, а на большей части свода они размыты. Вскрытые отложения относятся к средней юре (байосскому и батскому ярусам) и имеют максимальную толщину 100-125 м. К этим отложениям приурочены продуктивные горизонты Ю-II (нижний байос) и Ю-l (верхний байос-бат).
Нижнемеловые отложения распространены повсеместно и со стратиграфическим и угловым несогласием залегают на размытой поверхности различных горизонтов нижнего триаса и юры. Глубина залегания колеблется от 20 до 480 м. Вскрытый скважинами разрез включает отложения неокомского возраста (берриас-валанжин, готерив, баррем) общей толщиной 170-190 м, а также отложения апта (толщиной 75-90 м) и альба (толщиной до 140 м).
Промышленная нефтегазоносность установлена в нижнемеловых (А1, А2, Б, В, Г, Д) и среднеюрских (Ю-l, Ю-II) отложениях, залегающих на глубине 250-500 м.
К отложениям неокома (готерив-баррем) приурочены продуктивные горизонты: А1, А2, Б, В, Г и Д (рис. 1). Основные запасы нефти сосредоточены в горизонтах А, Г, Ю-l. Залежи по типу относятся к пластовым сводовым, тектонически нарушенным.
В нижнемеловом нефтеносном комплексе выделяются шесть продуктивных пластов.
Пласт А1 является верхним пластом продуктивной толщи. Залежь нефти, приуроченная к нему, относится к типу пластовой сводовой, на севере - тектонически экранированной. Высота залежи составляет 97 м. В кровле пласта А1 расположен 1-2-м базальный слой аптских отложений, распространенный почти повсеместно. Общая толщина пласта составляет в среднем 5,0 м, эффективная - 3,7 м.
Пласт А2 залегает ниже пласта А1 и имеет локальное развитие. Залежь нефти является пластовой сводовой, литологически и тектонически экранированной. Эффективная нефтенасыщенная толщина - 8,6 м.
Пласт Б в пределах месторождения имеет более прерывистое распространение по площади, чем пласт A1. Общая толщина пласта Б в среднем составляет 6,0 м, эффективная - 3,9 м.
Пласт В распространен по площади повсеместно. Общая толщина пласта составляет в среднем 5,9 м, эффективная - 3,1 м.
Пласт Г повсеместно развит по площади месторождения, вскрыт всеми эксплуатационными скважинами и является основным объектом разработки. Общая толщина пласта составляет в среднем 15,7 м, эффективная - 12,2 м. В подошве пласта Г залегает тонкий пласт-коллектор (Гп), отделенный от основного пласта Г плотным карбонатным пропластком. Эффективная толщина пласта изменяется от 0,4 до 8,6 м.
Пласт Д развит не по всей площади. Общая толщина пласта Д составляет в среднем 4,4 м, эффективная - 3,8 м. Залежь является пластовой сводовой, тектонически экранированной на севере и литологически экранированной на востоке. Высота залежи составляет 68,0 м.
Породы-коллекторы представлены слабосцементированными песчаниками, средне-мелкозернистыми, алевролитами разнозернистыми, серыми, зеленовато-серыми с редкими прослоями и гнездами красноцветных и серовато-зеленых глин. Вещественный состав пород и органические остатки (фораминиферы, остракоды, миоспоры) свидетельствуют о формировании пород неокома в прибрежно-морском бассейне с неустойчивой гидродинамикой (частая смена окислительных и восстановительных условий).
Фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) коллекторов неокома отличаются высокими характеристиками (пористость - 22-40 %, проницаемость - 0,244-0,428 мкм2) при небольшом коэффициенте песчанистости - 0,34-0,59. Эффективная толщина изменяется в пределах от 9,3 м (пласты А, Б, В) до 15,2 м (пласты Г и Д).
В геологическом разрезе среднеюрских отложений выделены продуктивные горизонты Ю-l и Ю-II (рис. 2).
Горизонт Ю-l (запад). Для западной части месторождения, имеющей высокую степень разбуренности, разрез среднеюрских отложений детально расчленен (Коростышевский М.Н., 1996). В составе горизонта Ю-l выделены верхний (Ю-1В), средний (Ю-1с) и нижний (Ю-1Н) пласты. Общая толщина отложений составляет в среднем 11,9 м, а эффективная - 8,6 м.
Горизонт Ю-l (восток). В составе горизонта Ю-l выделяются от одного до четырех пропластков. С учетом данных, полученных в результате бурения новых скважин, общая толщина отложений изменяется от 2,4 до 35,2 м, составляя в среднем 14,8 м, а эффективная колеблется в пределах 2,4-27,9 м, составляя в среднем 10,6 м.
Горизонт Ю-II (запад). В составе горизонта содержится от одного до четырех пропластков-коллекторов. Общая толщина пласта составляет в среднем 14,6 м, а эффективная - 11,9 м.
Горизонт Ю-II (восток). Отложения горизонта были подвержены размыву и поэтому распространены спорадически. Общая толщина пласта составляет в среднем 10 м, а эффективная - 8 м.
Среднеюрская продуктивная толща сложена в основном континентальными песчано-глинистыми породами, при неравномерном переслаивании которых образуются пачки алевролитопесчаного состава, разделенные прослоями глин.
В верхней части толщи (продуктивный горизонт Ю-l) появляются прослои пород прибрежного генезиса. По данным палеонтологических и палинологических исследований отложения продуктивного горизонта Ю-II отнесены к нижнему байосу, а Ю-l - к верхнему байосу-бату. На подстилающих породах нижнего триаса они залегают со стратиграфическим и угловым несогласием: отсутствуют отложения нижней, средней (аален) и верхней юры.
Породы-коллекторы представлены песчаниками мелкозернистыми, алевритовыми и алевролитами крупно- и мелкозернистыми, песчанистыми. Песчаники характеризуются высокими коллекторскими свойствами.
В минеральном составе песчаников преобладают кварц (26-39 %) и полевые шпаты (16-29 %). Цемент песчаников глинистый. Исследование глинистых минералов, цементирующих породы-коллекторы продуктивных горизонтов, показало, что их состав полиминеральный. Для слабоглинистых коллекторов основными минералами являются гидрослюда и каолинит. С увеличением глинистости коллектора увеличивается доля смектита и смешанослойных минералов (западная часть месторождения).
Юрские продуктивные горизонты характеризуются наиболее высокими значениями эффективных толщин - до 20,6 м и более, наибольшим коэффициентом песчанистости - 0,83. Коэффициент пористости - 0,29 %, проницаемости - 0,436 мкм2.
Сравнение коллекторов средней юры и неокома показало, что они в целом характеризуются высокими значениями ФЕС (проницаемость - 0,05-0,30 мкм2, пористость - 22-30 %).
Физико-химические свойства меловых и юрских нефтей близки между собой. Нефти тяжелые (плотность 938,5-944,6 кг/м3), высокосмолистые (до 24 %), сернистые (до 2 %), парафинистые (0,7-1,4 %). Выход светлых фракций, вскипающих до 300-350 °С, составляет около 27 %. Отличительными особенностями нефтей являются низкая (до 27-25 °С) температура застывания и высокая вязкость (160-660 мПа*с).
Геохимическая оценка нефтей месторождения Каражанбас показала близость меловых и юрских нефтей по составу. Это дает основание предположить, что они образованы из ОВ единого седиментационного бассейна с последующей миграцией по зонам тектонических нарушений (Лощенова В.И., 1993).
Особенности геологического строения месторождения и физико-химические свойства каражанбасской нефти предопределили разработку месторождения с использованием термических методов воздействия на продуктивные пласты [1]. По технологической схеме разработки предусматривалось применение термических методов воздействия путем внутрипластового влажного горения (ВВГ) и паротеплового воздействия (ПТВ) (Лощенова В.И., 1993).
Метод ВВГ основан на генерировании тепла непосредственно в пласте за счет частичного сгорания содержащейся там нефти с помощью закачиваемого окислителя (воздуха). Сущность влажного горения заключается в том, что закачиваемая в пласт наряду с воздухом в определенных соотношениях вода, настигая нагретую фронтом горения породу, испаряется и, увлекаемая потоком газа, переносится в область впереди фронта горения, образуя там обширные зоны прогрева, выраженные в основном зонами пара и нагретой воды.
Метод ПТВ, который применяется на месторождении Каражанбас, основан на изменении свойств нефти и воды, содержащейся в пласте, в результате повышения температуры. При этом интенсивно снижается вязкость нефти, происходит ее термическое расширение, что способствует увеличению коэффициентов вытеснения и охвата пластов воздействием как по толщине пластов, так и по площади залежи.
На месторождении Каражанбас испытаны и опробованы технологии: внутрипластового горения с периодическим нагнетанием окислителя; термического воздействия на пласт в сочетании с применением пенных систем; двухэтапного формирования тепловой оторочки (чередование закачки пара и ненагретой воды); полимерно-теплового воздействия на пласт; паротепловой обработки скважин; гидродинамического воздействия на пласт (чередующаяся закачка нефти и воды) [1].
Применение термических методов и специального скважинного оборудования при интенсивном выносе песка требует больших капитальных затрат и производственных расходов по сравнению с таковыми на других месторождениях региона (Каламкас, Жетыбай, Узень и др.), где разработка залежей ведется обычными методами заводнения. В связи с этим в 1996 г. было принято решение о прекращении применения ВВГ и закачки воздуха.
В настоящее время на месторождении осуществляются две технологии: на участке ВВГ - закачка горячей воды; на участке ПТВ - закачка пара и горячей воды (Миннибаева С.Б., Чеботарев С.Ю., 2000).
Помимо улучшения системы воздействия на пласт, увеличения объема закачки пара и горячей воды, в последние годы повышение добычи нефти реализуется путем ввода новых мощностей, бурения новых скважин и повышения работоспособности действующего фонда за счет внедрения новых технологий и программы капитального и подземного ремонта.
Литература
1. Анализ применяемых технологий и их модификаций при разработке месторождения Каражанбас тепловыми методами / К.Д. Джуламанов, В.А. Симонов, К.Т. Тулешев и др. - М., 1992. - (Обзор информ. / ВНИИОЭНГ. Сер. "Нефтепромысловое дело").
2. Газонефтяное месторождение Каражанбас / Ред. А.А. Абдулин и др. // Месторождения нефти и газа Казахстана. Справочник - М., 1993. - С. 138-141.
3. Нефтяная энциклопедия Казахстана. - Астана - Лондон, 1999. - Т. 1. - С. 405.
The article describes the main features of geological structure of the Karazhanbas field located in the arched part of the Buzachi peninsula (West Kazakhstan). A brief lithostratigraphic and paleogeographic characteristics of drilled-in Triassic, Jurassic and Lower Cretacous formations are given. Features of geological structure and geochemical composition of HC have predetermined the "specific" conditions of their development by using thermal methods.
Рис. 1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬ МЕСТОРОЖДЕНИЯ КАРАЖАНБАС ПО ЛИНИИ СКВАЖИН 121-133
Коллектор: 1 -нефтенасыщенный, 2-водонасыщенный, 3 -неколлектор; 4 -глинистые разделы между пластами; 5-стратиграфические несогласия между неокомом и юрой; 6-кровля триаса; 7- границы стратиграфических комплексов; 8- тектоническое нарушение
Рис. 2. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬ МЕСТОРОЖДЕНИЯ КАРАЖАНБАС ПО ЛИНИИ СКВАЖИН 207-5109
Усл. обозначения см. на рис. 1