Геология
Передовые методы и новые технологии увеличения нефтеотдачи и интенсификации нефтепритока на стадиях освоения месторождения
Жардем Кусанов, «Карачаганак Петролиум Оперейтинг Б.В.», казахстанский филиал
На базе полученных фактических данных в статье рассматриваются результаты изучения и анализа строения залежей углеводородов (УВ), свойств органических веществ (ОВ), отражающие существенные особенности Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения (КНГКМ), что явится надежной основой успешного выполнения всех этапов работ по эффективному извлечению нефти и газа из недр на последующих стадиях освоения залежи.
Кроме того, здесь, при использовании передовых методов и технологий увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификации нефтепритока из сложных многопластовых карачаганакских залежей УВ, весьма важно было указать на большую значимость установления геолого-технических критериев и технологических ограничений, сопровождаемых постоянным изучением и корректировкой параметров пласта, характеристик индивидуальных особенностей литологического состава продуктивных горизонтов. Это позволило получить достоверные данные для проведения качественного анализа динамики повышения коэффициента извлечения нефти (КИН), прогноза расходных и физических характеристик УВ-смеси, в результате изменения термодинамических условий, приведших к изменениям компонентного состава продукции нефтяных скважин и др.
На наш взгляд, представляется важным и интересным проведенная оценка эффективности разработки залежей нефти и газа при двух способах: первый – эксплуатация залежи в режиме естественного истощения, при этом для газоконденсатной части – до критерия достижения начала давления конденсации (Рнк), для нефтяной части – до критерия давления насыщения (Рнас.); второй – в режиме поддержания пластового давления (ППД) с обратной закачкой сухого газа в пласт (сайклинг-процесс). В любом случае, острая потребность оценки состояния проблемы оптимизации методики нефтегазопоисковых работ, применения новых технологий и передовых приемов разработки залежей нефти и газа приводят к повышению успешности результатов на этапах опытно-промышленной и промышленной эксплуатации, при условии, что работы осуществляются по заранее разработанным и успешно реализуемым комплексным геолого-техническим мероприятиям.

В проектных документах месторождения Карачаганак уделяется основное внимание добыче жидких углеводородов (ЖУ). При этом приоритетным вариантом разработки КНГКМ является вариант ППД с применением обратной закачки сухого газа в пласт (сайклинг-процесс), обеспечивающий максимальное извлечение ЖУ (max КИН) из залежи. Для этого предусматривалось увеличение объёма обратной закачки сухого газа в пласт до 40% от общего объёма добываемого газа, с постепенным прекращением закачки на этапе 4, ввиду уменьшения объемов добычи газа на завершающих этапах разработки залежи. В целях дальнейшего изучения вопросов поведения конденсата в условиях снижения пластового давления до давления начала конденсации (410 бар) было решено на начальном этапе разработку месторождения проводить в режиме естественного истощения, а впоследствии ввести сайклинг-процесс.
Характеристика состава и содержания флюидов в объектах разработки и особенности технологии вскрытия пласта
На КНГКМ конденсат метанового состава (49…68%) с содержанием серы 0,55…2,16%. В газе Карачаганакского месторождения метана содержится не более 75%, в небольших количествах присутствует этан (5,45%), пропан (2,41…2,62%). Содержание сероводорода сравнительно невелико (3,69%), присутствуют углекислый газ (до 5,06%) и в незначительных количествах азот (0,7%).
Ниже отметки –5000 м залегает нефтяная зона. Судя по высокому газожидкостному фактору (ГЖФ), превышающему 500 м³/м³ и физико-химическим свойствам жидких углеводородов, нефть (особенно в верхних слоях зоны) легкая, маловязкая, переходящая к отметке –5130 м в более плотную и вязкую, которая в сочетании с ухудшенными коллекторскими свойствами вмещающих пород может блокировать залежь участками или повсеместно. Ниже, под основной нефтегазоконденсатной залежью, в интервале глубин 5630…5754 м (абсолютные отметки минус 5530…5654 м) вскрыта нефтяная залежь в отложениях среднего девона.

Нефтенасыщены аргиллиты темно-серые с прослоями известняков. Развитие нефтяной среднедевонской залежи предполагается в центральной части месторождения и несколько севернее контура основной нефтегазоконденсатной залежи. Нефти девонских залежей характеризуются низкой плотностью, легкие (0,752…0,838 г/см³) с высоким содержанием бензинов (37…48%), бессернистые и малосернистые (0,003%) в терригенных и малосернистые и сернистые в карбонатных отложениях (0,11…0,67%), парафинистые и высокопарафинистые (4,38…13,9%), малосмолистые (0,32…4,18%). По результатам проведенных исследовательских работ по изучению состава и содержания флюидов в продуктивных горизонтах карбона (2-ой и 3-ий объекты) и нижней перми (1-й объект), установлено, что в карачаганакской залежи содержатся 37% тяжелой нефти; 47% –легкой нефти (нефть + конденсат) и 16% – газоконденсата (рис. 1).

На этапе 1 и 2 выработка запасов осуществлялась из скважин с разным характером вскрытия, так, часть скважин работает на самостоятельные объекты разработки – 1,2,3, в других скважинах объекты разработки эксплуатировались совместно: 1+2, 2+3, 1+2+3. Впоследствии I, II и III объекты разработки месторождения Карачаганак потребовали создания специальных технологий освоения залежей по схеме «снизу – вверх» и технических средств по их вскрытию и разобщению. При этом соблюдается основная цель эксплуатации месторождения – максимально возможное сохранение естественных коллекторских свойств выше и нижезалегающих пластов. Особенностью технологии разработки месторождения Карачаганак является совместное подключение в работу больших интервалов продуктивного разреза, включающих коллекторы, характеризующиеся различными ёмкостно-фильтрационными и флюидонасыщающими свойствами. С учетом вышеуказанных факторов в настоящее время на месторождении Карачаганак применяют три схемы закачивания скважин:
- эксплуатационную колонну спускают до проектной глубины, с последующей ее перфорацией;
- эксплуатационную колонну не спускают до забоя, и скважину эксплуатируют открытым стволом;
- верхнюю часть вскрываемой толщи перекрывают эксплуатационной колонной, с последующей ее перфорацией, нижнюю часть эксплуатируют открытым стволом.
Основные принципы разработки карбонатного природного резервуара
Дальнейшее совершенствование разработки КНГКМ на этапах 1,2 происходило по мере накопления опыта работы изучения природного резервуара по следующим важным направлениям:
- Закономерности изменений гидротермодинамики пласта при закачке газа.
- Изменения фазового состояния флюидов в пластовых условиях при давлении ниже давления начала конденсации и давления насыщения.
- Характеристики относительной проницаемости по конденсату и нефти.
- Характеристика коллектора малоосвоенных зон Объекта 3, выбранных для бурения новых скважин.
- Особенности флюидодинамического режима скважин (пластовые давления и температура, дебиты скважин) с наклонно-направленными траекториями стволов нижней части –«горизонтальные скважины».
Для целей повышения эффективности разработки природного резервуара КНГКМ, упрощения описания, изучения, обеспечения оптимальной, эффективной, рациональной эксплуатации карачаганакских залежей и достижения показателей максимального извлечения углеводородного сырья, основной продуктивный карбонатный резервуар был разделен на три основных элемента, известных под названием «Объекты» (рис.2).

Основными причинами выделения залежи углеводородов в различные объекты промышленной разработки являются то, что они: а) относятся к различным стратиграфическим уровням; б) имеют разные литологические характеристики и коллекторские свойства пород продуктивных пластов, физико-химические свойства и состав насыщающих их флюидов, а также величины начальных пластовых давлений.
Основой разделения на три объекта разработки являлось представление о гигантских продуктивных отложениях, как гидродинамически связанный карбонатный массив в термодинамически равновесной системе, физико-химические свойства пластовых флюидов в которой закономерно изменяются от кровли до водонефтяного контакта. При этом учитывались особенности геологического строения залежи, характеризующейся высокой степенью неоднородности, характер изменения свойств пластовой жидкости.

В строении пермской и каменноугольной частей существуют следующие различия: в первой – более высокая неоднородность и худшая выдержанность коллекторов по вертикали и латерали; во второй – наличие зон отсутствия коллекторов на границе с вышележащим горизонтом и различия в физико-химических химических свойствах пластового газа. По вышеуказанным критериям газоконденсатная часть была разделена на два объекта: 1 и 2. Основанием выделения третьего самостоятельного объекта послужило наличие в нижне-каменноугольных отложениях нефтяной оторочки высотой 200 м.