Оценка текущего состояния разработки месторождения и обоснование рационального варианта разработки

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Нефтяное месторождение Сазанкурак расположено в пределах нефтегазовой зоны Междуречья Урал-Волга, в административном отношении находится на территории Исатайского района Атырауской области Республики Казахстан.

Буровые работы на площади были начаты в 1992 году и продолжались до конца 1995 года.

Первооткрывательницей месторождения является скважина G-3, где при опробовании валанжинских отложений в 1993 году получен приток густой смолистой нефти дебитом 0,25 м3/сут при Нср. дин.=552,0 м в интервале 604,0-614 м.

В разрезе месторождения Сазанкурак были выявлены продуктивные горизонты в отложениях валанжинского яруса нижнего мела (М) и средней юры (Ю).

В 1997 г. было образовано ЗАО СП «Сазанкурак», которое в 1998г начало пробную эксплуатацию месторождения на основе проекта пробной эксплуатации составленного НИПИ «Каспиймунайгаз» (1998 г.).

В промышленную разработку месторождение Сазанкурак введено в 2000г согласно технологической схемы разработки, составленного институтом НИПИ «Каспиймунайгаз» (1999г) и утвержденного Центральной комиссией по разработке нефтяных месторождений РК (протокол №5 от 27.10.99г).

Согласно последнему подсчету запасов по состоянию на 01.01.2004г составленного институтом АО НИПИ «Каспиймунайгаз» (2004г), запасы нефти по месторождению составляют: балансовые - 7679,3 тыс.т., извлекаемые - 2008,3 тыс.т.

В настоящее время месторождение разрабатывается согласно III варианта разработки «Технологической схемы разработки нефтяного месторождения Сазанкурак» утвержденного ЦКР РК протоколом №5 от 27.10.1999г. По III варианту разработки было рекомендовано пробурить на месторождении 40 добывающих скважин в течение 4-х лет. Скважины располагаются рядами с расстояниями между скважинами 300 м, между рядами 150 м. Плотность сетки в среднем 7,3 га/скв.

В течение 2000-2004г. на месторождении Сазанкурак были пробурены более 40 разведочных и эксплуатационных скважин. В результате бурения этих скважин и полученных данных по разработке месторождения значительно изменилось представление о геологическом строение залежей нефтяных горизонтов и распространении коллекторов по разрезам, запасах нефти и растворенного газа.

В данной работе выполнены оценка текущего состояния разработки месторождения и обоснования рационального варианта разработки.

Отчет выполнен в соответствии с «Регламентом на составление проектов и технологических схем разработки нефтяных месторождений РД-39-0147035-207-86» и «Едиными правилами разработки нефтяных и газовых месторождений».

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

Месторождение Сазанкурак в географическом отношении расположено в юго-западной части Прикаспийской впадины в приморской зоне Междуречья Урал-Волга, вблизи нефтепромыслов Забурунье, Мартыши, Жанаталап, Гран, Октябрьская.

По административному делению месторождение Сазанкурак находится на территории Исатайского района Атырауской области Республики Казахстан (рисунок 1).

Номенклатура листа L-39-24 и 41. Географические координаты площади следующие: 46055/ -47005/ северной широты и 50020/ восточной долготы.

Населённые пункты расположены вдоль железной дороги Атырау-Астрахань, проходящей через месторождение Сазанкурак. Ближайшими населёнными пунктами являются железнодорожные станции Исатай и Аккыстау, расположенные в 25 км к юго-западу и 65 км - к северо-востоку от месторождения. Нефтепровод КТК (Каспийский трубопроводный консорциум) и водовод проходят через месторождение. Областной центр - г. Атырау расположен к востоку на расстоянии 180км.

В орографическом отношении район работ представляют собой холмистую пустынную местность, покрытую местами незакреплёнными барханными песками, высотой до 3м. Абсолютные отметки на площади изменяются в пределах 20-25м.

Гидрографическая сеть на описываемой территории развита слабо. Реки и другие естественные водоёмы на площади отсутствуют. Реки Волга и Урал протекают на расстоянии более 100км, а берег Каспийского моря находится на расстоянии 20-25км.

Климат района резко континентальный со значительными колебаниями суточных и сезонных температур. Лето жаркое, засушливое. Его средняя температура +240С, в отдельные годы температура воздуха повышается до +38-470С. Зимы умеренно холодные, малоснежные, со средней температурой минус 12-180С. Иногда температура понижается до минус 410С. Среднегодовое количество осадков, выпадающих преимущественно осенью и весной, составляют 170-200мм. Постоянно дуют ветры, в основном северо-восточного и восточного направления.

Растительный мир беден и представлен типичной для полупустыни полынной и солончаковой разновидностями (сухо стойкими кустарниками и травами). В приморской полосе растут густые заросли камыша.

Животный мир сравнительно небогат, в основном представлен грызунами, пресмыкающимися (черепахи, ящерицы, змеи) и паукообразными.



2. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Характеристика геологического строения

Стратиграфия.

Во вскрытом геологическом разрезе структуры Сазанкурак принимают участие отложения от нижнепермских до четвертичных.

Пермская система - Р

Самыми древними отложениями на структуре Сазанкурак вскрыты породы кунгурского яруса. Отложения кунгурского яруса в литологическом отношении разделены на 2 толщи: нижнюю - галогенную и верхнюю - сульфатную (кепрок).

Галогенная толща в основном сложена каменной солью прозрачно-белой, грязно-белой, среднекристаллической, крепкой. В соли встречаются маломощные терригенные прослои, а также пласты ангидрита.

Верхняя пачка - кепрок - литологически представлена ангидритом с пропластками глин. Толщина от 5 до 15 м.

Максимально вскрытая толщина составляет 155 м (скв. SK-14).

Триасовая система - Т

Триасовые отложения несогласно залегают на породах кунгурского яруса. В отложениях триаса можно выделить две пачки: верхнюю - песчано-глинистую и нижнюю - известковисто-глинистую.

Верхняя пачка представлена глинами, песчаниками, аргиллитами и алевролитами. Нижняя часть сложена преимущественно известняками с прослоями мергеля, глин, песчаников. Окраска пород от серых до темно-серых, буроватые, зеленовато-бурые, зеленые.

Глины очень плотные, аргиллито подобные, местами слабоизвестковистые, с включениями кристаллического пирита и обуглившихся растительных остатков.

Известняки крепкие, кристаллические, трещиноватые.

Песчаники средне- и мелкозернистые, кварцево-полевошпатовые, крепкосцементированные с глинистым и известковистым цементом.

В скважине G-6 из интервала 739-746 м определён спорово-пыльцевой комплекс триасового возраста. Толщина вскрытых триасовых отложений колеблется в пределах от 24 (скв.SK-3) до 364 м (скв. G-2).

Юрская система - J

Юрские отложения трансгрессивно залегают на отложениях триаса и представлены двумя отделами: нижним и средним.

Нижний отдел - J1. Нижнеюрские отложения представлены слабо-сцементированными песчаниками, песками, глинами с маломощными слоями более крепких песчаников, алевролитов, с редкими прослоями ОРО.

По своему составу песчаные породы разнозернистые серой и светло-серой окраски с примесью алевритового и глинистого материала, местами прослои ОРО.

Толщина их варьирует в пределах 11-150 м.

Верхний отдел - J2. Отложения средней юры с размывом залегают на отложениях нижней юры и триаса и представлены песчано-глинистыми породами. В его составе выделяются нерасчлененные отложения байосского и батского ярусов. Литологически они представлены толщей чередующихся песчаных и глинистых пластов, равномерно распределенных по разрезу. Окраска пород не отличается большим разнообразием. Это главным образом, разные оттенки серого, темно-серого и черного цвета. Встречаются буроватые и буровато-серые прослои глин и темные зеленовато-серые песчаники и пески.

Для разреза средней юры характерно обильное присутствие обугленных растительных остатков и тонкая слоистость, которая обусловлена либо налётами тонкого алевритового песка, либо растительного детрита по плоскостям наслоения, и прослои угля.

В скважинах G-6 и G-8 определен спорово-пыльцевой комплекс, характерный для средней юры, в котором споры (70%) преобладают над пыльцой (30%).

Толщина изменяется от 6 м (скв. SK-7) до 322 м (скв. G-6).

Меловая система - К

Отложения меловой системы имеют довольно широкое распространение и залегают на размытой поверхности средней юры. По литологическим особенностям они подразделяются на два комплекса: терригенный, слагающий нижний отдел, и карбонатный верхний отдел.

Нижний отдел - К1. Нижнемеловые отложения пройдены почти всеми скважинами на площади. Разрез представлен в объеме валанжинского, готеривского, аптского, альбского ярусов. Барремские осадки на площади не обнаружены.

Валанжинский ярус -K1v. Валанжинские отложения вскрыты всеми скважинами и являются продуктивными. Литологически они представлены песками, песчаниками с прослоями глин и алевролитов.

Пески буровато-желтые, иногда с зеленоватым оттенком, коричневые за счёт пропитанности нефтью, мелкозернистые, рыхлые.

Песчаники серые, мелкозернистые, полевошпатовые на глинисто-известковистом цементе, плотные пропитаны нефтью.

Глины серые, темно-серые, плотные, песчано-алевритистые, известковистые с включениями мелких обломков раковин и с гнёздами пирита.

В скважине G-5 (интервалы 438-443 м, 458-463 м), определен комплекс фораминифер валанжинского возраста.

Толщина их изменяется от 26 (скв.F-24) до 79 м (скв. G-7).

Готеривский ярус - К1h. Отложения готеривского яруса представлены из глинистой и песчано-глинистой толщи.

Глинистая толща слагает нижнюю часть разреза и представлена глинами с прослоями песчаника. Песчано-глинистая толща занимает верхнюю часть разреза и представлена чередующимися между собой песчаниками и глинистыми отложениями.

Глины серые и темно-серые, местами с зеленоватым оттенком, плотные слабоизвестковистые, песчанистые с редкими обломками раковин.

Песчаники темно-серые, тонко- и мелкозернистые, крепкие, на известковистом цементе, трещиноватые с прожилками кальцита по трещинам.

Мергели зеленовато-серые, плотные с налётами алевритистого песка.

В нижней части толщи повсеместно отмечается пачка песков.

В скважине G-6 (интервал 701-709) определен комплекс фораминифер готеривского возраста. Толщина колеблется от 14 (SK-14) до 81 (SP-1) м.

Аптский ярус - К1а

Отложения апта согласно залегают на породах готерива и вскрыты почти всеми скважинами. Осадки апта представлены преимущественно морскими глинистыми образованиями. В подошве апта залегает базальный горизонт, сложенный песчаниками и песками.

Литологически отложения апта характеризуются глинами с редкими прослоями песчаников и мергелей. Окраска пород от темно-серых до черных.

Глины плотные, неизвестковистые, слабопесчанистые, слюдистые. В глинах встречаются включения пирита и обломков раковин.

Песчаники мелкозернистые, крепкие, на известковистом цементе с прожилками кальцита. Мергели крепкие с включениями обломков раковин.

В скважине S-58 (552-560), G-5 (549-554) определен комплекс фораминифер аптского возраста. Толщина колеблется от 26 (SK-7) до 85м (F-2) м.

Альбский ярус -К1al

Альбские отложения несогласно ложатся на породах аптского яруса и литологически представлены песчано-глинистыми образованиями. Наибольшее количество песчаных слоёв приурочено к средней части альбской толщи.

Глины темно-серые, плотные, песчанистые, слюдистые, неизвестковистые. В глинах встречаются кристаллы пирита, редкие обломки раковин и включения обуглившихся растительных остатков.

Песчаники серые, мелкозернистые, полевошпатовые, крепкие, слюдистые. Местами песчаники трещиноватые, трещины выполнены кальцитом.

Пески серые и темно-серые, мелкозернистые, слабоуплотненные, слюдистые.

В отложениях альба определён комплекс фораминифер, характерный для данного возраста. В образцах из скважины G-14 выделен спорово-пыльцевой комплекс.

Максимальная вскрытая толщина 173 м (скв.G-6).

Верхний мел - К2

Верхнемеловые отложения на площади работ имеют ограниченное распространение, что связано со значительным размывом. Литологически они представлены известняками, мергелями, реже глинами и песчаниками.

Толщина верхнемеловых отложений изменяется от 0 до 81 м.

Неогеновая система - N

Отложения неогена распространены повсеместно. Они мощным чехлом покрывают самые различные по возрасту образования.

Литологически отложения представлены глинами с прослоями мергелей. Глины зеленовато-серые, плотные, иногда средней плотности, слабопесчанистые, слюдистые, карбонатные с включениями обломков раковин, с прослойками песков и песчаников. Мергели зеленовато-серые, плотные с обломками раковин. Толщина колеблется в пределах 244-324 м.

Четвертичные отложения - Q

Четвертичные отложения развиты повсеместно.

Литологически они представлены глинами бурыми, темно-серыми, зеленовато-серыми, зелеными, песчанистыми, известковистыми с налётами песка, с включениями обломков и целых раковин хорошей сохранности макрофауны. Толщина составляет 10-12м.

Тектоника

В регионально-тектоническом плане структура Сазанкурак приурочена к одноименному соляному куполу, который расположен в пределах Северо-Каспийского поднятия по фундаменту входящего в систему Астраханско-Актюбинской зоны поднятий.

Собственно купол Сазанкурак совместно с куполом Манаш представляет соляное тело, вытянутое в субширотном направлении и характеризующимся наличием двух вершин - западной и восточной.

Мезозойские отложения, к которым приурочены нефтеносные горизонты на контакте нижнего мела и средней юры, размытые к своду на различную глубину, моноклинально падают по направлению к межкупольным зонам, они как бы «сползая» от свода купола к его периферии, формируют вдоль склонов подобие структурных, литолого-структурных ловушек различных типов.

Поверхность соли в северном и южном направлениях круто погружается в пределы межкупольных зон, ограничивающих купол с этих сторон, прослеживается до глубин -1800 м на севере и 1000 м на юг и более.

Основной интерес в отношении нефтеносности представляет южный склон купола Сазанкурак, где юрско-меловые отложения на структурных построениях по данным сейсмики представляют моноклиналь, воздымающуюся от линии крутого уступа соли с отметок - 1500м к своду до - 100м.

В 1998 году на площади работ была проведена дополнительная сейсморазведка 2Д. В результате интерпретации полученных сейсмических материалов геологическая модель структуры Сазанкурак была несколько уточнена.

Выше по восстанию моноклинали получает развитие субпараллельное нарушение f2 амплитудой порядка 50 м. Сброс f2 падает к направлению к югу.

Субширотный сброс f1 прослеживается к северу от скважины F-30 на расстоянии 90 м. Падение сброса f1 - южное, амплитуда порядка 50-100м.

В результате проведенных геолого-разведочных работ установлено, что моноклиналь делится системой нарушений на два блока (северный и центральный), в которых определено наличие структурных условий для образования ловушек нефти и газа.

Кроме того, в результате внутриформационного литологического выклинивания в валанжинском комплексе в районе скважин G-3, G-6, S-58, I-1, I-2, I-10, I-13 образована ловушка нефти и газа (южный блок), ограниченная с севера линией выклинивания. По подошве горизонта М I она оконтурена изогипсой минус 540 м.

Северный блок оконтуривается с двух сторон тектоническими нарушениями F1 и F2, в плане представляет сложно построенный элемент, который сужается с запада на восток и воздымается от отметки минус 400 м до минус 325 м (по подошве валанжина).

Центральный блок представляет собой моноклиналь, с севера ограниченную тектоническим нарушением F1, падение которого на юг. Изогипсы по подошве валанжина ориентированы равномерно параллельно сбросу F1, воздымаются с отметок более -675 м до -375 м.

В восточной части Центрального блока в результате бурения скважин в 2003г. выявлена зона глинизации между скважинами SK-5 и SKЕ-3 т.е. замещение коллекторов глинами, которое разделяет Центральный блок на западное (основное) и восточное поля.

Нефтеносность

Нефтеносность месторождения Сазанкурак связана с терригенными песчано-алевролитовыми осадками, относящимся к валанжинскому ярусу нижнего мела и батскому ярусу средней юры.

Первооткрывательницей месторождения является скважина G-3, где при опробовании валанжинских отложений в интервале 604,0-608,0м, 608,0- 614,0 м получен приток густой смолистой нефти дебитом 0,25 м3/сут при Нср. дин.=552,0 м.

В период 2000-2004г.г. были пробурены 22 эксплуатационных добывающих скважин (№№SK-2, SK-3, SK-4, SK-5, SK-6, SK-7, SK-8, SK-9, SK-10, SK-11, SK-12, SK-13, SK-14, SK-15, SK-16, SK-17, SK-18, SK-19, SK-21, SK-22, SK-23, I-8) и 5 нагнетательных (I-1, I-2, I-3, I-10, I-13) и 3 разведочные скважины (SKЕ-1, SKE-3, SKE-4). Во всех скважинах центрального блока получены промышленные притоки нефти, кроме скважин SK-5, SK-14, SK-15, которые попали или в зоны глинизации или в зоны ухудшенных коллекторских свойств и незначительных толщин продуктивного горизонта.

Полученные, в результате бурения новых разведочных, эксплуатационных, нагнетательных скважин в течение 2000-2004г.г. и проведенных геолого-геофизических, промысловых, гидродинамических и других исследований скважин геолого-геофизические данные, позволили значительно и более детально уточнить геологическое строение месторождения Сазанкурак и уточнить запасы нефти и газа.

Ниже приводится описание залежей, по результатам эксплуатационного разбуривания месторождения.

Валанжинский продуктивный горизонт - “М” со стратиграфическим несогласием залегает на отложениях средней юры и вскрыт всеми пробуренными скважинами, хорошо коррелируется по всей площади месторождения. Пласты - коллекторы сложены алевритами, песками, мелкозернистыми песчаниками.

Северный блок. На северном блоке пробурены три скважины: две структурные SP-3, S-59, и одна разведочная F-30. Горизонт испытан только в одной скважине F-30. При 5м штуцере дебит нефти составлял 12,6 м3/сут. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважинах SP-3, S-59, F-30 составляет 9,0 м, 4,0 м, 7,1м соответственно.

Площадь нефтеносности северного блока по категории С1 равна 130 тыс.м2 (район скважины F-30), по категории С2 - 120 тыс.м2 (район скважины S-59).

В эксплуатационном действующем фонде одна скважина F-30.

Центральный блок. На западном поле валанжинский продуктивный горизонт вскрыт 43 скважинами. Нефтеносность установлена по результатам опробования 37 скважин, в скважинах F-24 и F-29, SK-5 коллектора замещены непроницаемыми породами. При опробовании получены притоки нефти от 1,8м3/сут до 70м3/сут.

Основная разрабатываемая залежь (западное поле) ограничена с севера и северо-запада сбросом F1, на востоке зоной глинизацией, с юга контуром нефтеносносности.

Положение ВНК по горизонту “М” на западном поле принята по данным промысловой геофизики и по опробованию на отметке минус 511,3м. Высота залежи составляет 110м. Залежь пластовая, тектонически-экранированная. Площадь нефтяной зоны равна 1523 тыс.м2, водонефтяной зоны составляет 470 тыс.м2.

Нефтеносность восточного поля центрального блока установлена по материалам промысловой геофизики и опробования разведочных скважин (SKЕ-1, SKE-3, SKE-4). При опробовании скважин SKЕ-1 из интервала 445-460м при Ндин.=107м дебит нефти составил 5,5 м3/сут; скважин SKE-3 из интервала 431-445м при Ндин = 200м дебит нефти составил 8,4м. Из скважины SKE-4 из интервалов 457,7-462, 464-468 м при Ндин.=189 м получена нефть с дебитом 2,5 м3/сут.,

Залежь оконтурена с запада и с севера зоной глинизацией, с юга контуром нефтеносности.

ВНК принят на отметке минус 511,3 м по подошве нефтенасыщенного пласта. Площадь нефтяной зоны восточного поля центрального блока составляет 460 тыс.м2, водонефтяной зоны -140 тыс.м2.

Юрский продуктивный горизонт “Ю” отделен от вышележащего валанжинского горизонта глинистым пластом от 2 до 5м и более. К горизонту приурочена нефтяная залежь, продуктивность которой установлена опробованием 12 скважин. Коллектора среднеюрского горизонта являются нефтеносными только в разрезе западного поля центрального блока. Литологически они представлены песчаниками мелко- и среднезернистыми, на глинисто-карбонатном цементе с включением углистых веществ ОРО.

Водонефтяной контакт единый с горизонтом «М», принят так же на отметке минус 511,3 м. Высота залежи с учетом этого составляет 67,0 м.

Площадь нефтеносности нефтяной зоны по категории С1 равна 285 тыс.м2, водонефтяной зоны - 270 тыс.м2.

По типу залежь является пластовой сводовой, литологически экранированной.

Валанжинский продуктивный горизонт - “МI” южного блока. Нефтеносность горизонта МI (южный блок) доказана опробованием скважин G-3. При испытании в интервале 604-608 м, 608-614 м (дострел) в поисковой скважине G-3 получен приток нефти дебитом 0,25 м3/сут при Нср. дин.=552,0. По результатам интерпретации материалов ГИС скважина S-58 является нефтенасыщенной.

В период 2000-2003г. на южном блоке пробурены 5 новых скважин I-1, I-2, I-3, I-10, I-13. По данным интерпретации ГИС эти скважины оценены как нефтенасыщенные. При опробовании скважин I-1 в интервале 521,2-523,4м; 525,2-530м получена нефть дебитом 8,2м3/с при Ндин - 332м. Дополнительно пробуренные скважины привели к увеличению площади.

Водонефтяной контакт продуктивного горизонта МI условно принят на абсолютной отметке минус 651,9 м в скважине S-58 по подошве нефтенасыщенного пласта по данным ГИС. С учетом принятого положения ВНК, высота залежи для данного блока равна 139 м. По типу резервуара залежь является пластовой, сводовой, литологически экранированной. Площадь нефтеносности южного блока составляет 1740 тыс.м2.

2.2 Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных пластов (горизонтов) и их неоднородность

В июле 2000г. специалистами компании «PGS» была проведена работа по геологическому моделированию резервуара месторождения Сазанкурак. По каротажному материалу компания «PGS» провела собственную версию корреляции продуктивных горизонтов. При зонировании резервуара, была применена методика построения графика-колонок с песчанистостью и глинистостью, определенных на базе 50% содержания глин. Следует отметить, что данная линия проведена условно и соответствует условию, принятому при выделении коллекторов, приведенных в отчете по «Оперативной оценке запасов».

На основе данной методики выделены 4 литолого-фациальных зон, слагающих продуктивный горизонт. Выдержанные глинистые разделы в кровле и подошве горизонта коррелируются практически во всех скважинах. Верхний глинистый раздел V4 отделяет валанжин от готерива, а нижняя пачка глин V1 рассматривается в данном отчете как раздел между валанжинским и среднеюрским продуктивными горизонтами. Между этими глинистыми разделами встречаются два цикла песчаных отложений. Нижняя песчаная зона V2 характеризуется меньшей глинистостью, чем вышележащая пачка V3. Эти песчаные циклы выделены на основе каротажных материалов методов БК, ГК, ГГК и характеризуются уменьшением размеров частиц к верху и вклиниванием верхней пачки V3 в скважинах F-6 и G-5. Данные песчаные зоны, выделяемые в пределах валанжинского продуктивного горизонта, отличаются весьма непостоянным количеством глинистости. Такая структура отложений была обусловлена широким распространением трансгрессий, представленных почти во всех скважинах глинистыми пропластками (зоны V1 и V4). Два главных цикла песчаного отложения (зоны V2 и V3) интерпретированы как отложенные в условиях развития на рассматриваемой территории веероподобной речной системы, подпитываемой с севера. Анализ толщин отложений свидетельствует, что накопление осадков происходило во впадинах, амплитудой до 10м. Первый цикл накопления песчаного материала (нижние пески валанжина V2) имеют более широкую пространственную распространенность, чем верхняя пачка песков V3. Веерная система речных стоков обуславливает линзообразную геометрию распределения песчаных прослоев. Внутри каждого цикла песчаника изменения фактической степени песчанистости обусловлено изменениями фаций из-за расположения речных стоков, сносящих обломочный материал с областей питания на севере структуры. Значительное сокращение толщины нижнеюрских и отсутствие среднеюрских отложений в районе скважин SP-3, SP-59, F-30, F-10, F-20, F-24, F-25, F-29, S-57 свидетельствуют о размыве этих осадков в валанжинское время и переотложения их ниже по падению пласта.

Юрский продуктивный горизонт связан со среднеюрскими отложениями, имеет более крутое падение на юго-юго-запад и с угловым несогласием подклинивается под валанжинскую толщу. Средняя юра выклинивается вверх по восстанию пласта в районе скважин F-10, F-20, F-24, F-25, F-29, S-57. В данных скважинах валанжинские отложения залегают непосредственно на нижнеюрских отложениях. Среднеюрские отложения выделены ниже по падению структуры и характеризуются уменьшением глинистости к верху по показаниям ГК. Песчаные слои отличаются выдержанностью толщин. По методике, описанной выше, в пределах данного продуктивного горизонта также были выделены 4 литолого-фациальных зон.

Полученный фактический материал и результаты моделирования резервуара дают основание для выделения нескольких типов коллекторов, характеризующихся различной степенью глинистости, карбонатности, сцементированности, обусловленной изменениями фациальных условий накопления. Изменчивость степени глинистости и отсортированности коллектора, скорее всего, связана с озерно-речными условиями накопления. Из-за различия этих условий проницаемость на месторождении является неоднородной в соответствии с распределением фации. В результате, несмотря на то, что циклы накопления песчаника происходил в одно и то же геологическое время, во время добычи эффективное дренирование и охват резервуара разработкой будут обусловлены геометрией наиболее проницаемых песчаных тел. При ограниченности геологических данных и линейного распределения большинства скважин трудно построить подробную фациальную модель месторождения.

По текстурно-структурным признакам выделены следующие основные типы коллекторов:

1. Пески средне- и мелкозернистые, разной плотности, слоистости и глинистости

2. Песчаники средне- и мелкозернистые, слабосцементированные, с прослойками глин, с включением углистых веществ и ОРО.

3. Песчаники мелкозернистые, крепкие, с включением пирита, алевритистые, карбонатные.

Открытая пористость по керну в меловом горизонте меняется от 27 до 36 %, в юрском же диапазоне изменения составляют 26,5-31,5%.

Проницаемость по керну меняется в мелу от 0,0001 до 15,5 мкм2, в юрских отложениях - от 0,00026 до 6,225 мкм2. Диапазон изменения нефтенасыщенности по данным анализа керна составил: в мелу 11,27-67,79 %, в юре - 32,6-63,5%.

Средние величены пористости, начальной нефтенасыщенности и проницаемости по горизонтам приведены в таблице 2.2.3.

Горизонт “М” состоит в основном от 3 до 13 пластов. Коллектора валанжинского горизонта литологически представлены алевритами слабосцементированными, реже песками, песчаниками мелкозернистыми, обладают достаточно высокой проницаемостью. Коэффициент песчанистости меняются по скважинам от 0,1 до 1,0 в среднем - 0,75, расчлененности в среднем 4,6.

Общая толщина горизонта колеблется от 1,4м до 56,2м., а эффективная нефтенасыщенная толщина от 1,4м до 44м. Наибольшие значения её отмечаются в западной части залежи в районах скважин F-3, F-26, SK-13, эффективная нефтенасыщенная толщина составляет соответственно 43,1 м, 25,6 м, 35,3 м. В этих скважинах дебиты нефти составили от 38,0 м3/сут до 108,0 м3/сут на 9 мм штуцерах. В центральной части залежи дебиты нефти изменяются в пределах от 26,9 м3/сут. до 76,0 м3/сут.

Коллектора среднеюрского горизонта являются нефтеносными только в разрезе западного поля центрального блока. Литологически они представлены песчаниками мелко- и среднезернистыми, на глинисто-карбонатном цементе с включением углистых веществ ОРО.

Горизонт сложен от одного до четырех, реже восьми пластами-коллекторами, разделенными глинистыми прослойками. Коэффициент песчанистости меняются по скважинам от 0,17 до 1,0 в среднем - 0,74, расчлененности в среднем 3,95.

Общая толщина горизонта изменяется в пределах от 1,8 до 45,7 м, эффективная толщина составляет от 1,8 до 45,7 м, а эффективная нефтенасыщенная толщина от 0,9 м до 38,5 м.

Общая толщина горизонта М` Южного блока изменяется в пределах от 12,3 м до 58 м. Эффективная толщина составляет от 5,8 м до 31,4 м, эффективная нефтенасыщенная толщина от 4,5 до 19,9 м.

Коэффициент песчанистости меняются по скважинам от 0,2 до 0,9 в среднем - 0,5, расчлененности в среднем 4,8.

Характеристика толщины и статистические показатели характеристик неоднородности горизонтов, статистические ряды распределения проницаемости приведены в таблицах 2.2.1.,2.2.2., 2.2.4.

Таблица 2.2.1. - Характеристика толщин пластов

Наименование параметров	Северный блок	Центральный блок	Южный блок
		Западное поле	Вост. поле
	М	М	Ю	М+Ю	М	МI
Общая толщина коллектора	Среднее значение	15,0	25,2	24,8	48,9	19,9	32,2
	Интервал изменения	9,4-19,5	1,4-56,2	1,8-45,7	1,4-109,6	10,0-36,1	12,3-58,0
	Коэффициент вариации, %	28,0	48,6	75,0	57,2	58,0	62,9
эффектив. нефтенас. толщина	Среднее значение	6,7	17,8	12,1	25,1	12,4	8,7
	Интервал изменения	4,0-9,0	1,4-44	0,9-38,5	1,4-53,5	8,6-12,4	4,5-19,9
	Коэффициент вариации, %	30,7	53,7	78,6	64,0	15,2	56,1
эффектив. водонас. толщина	Среднее значение	-	24,5	20,3	27,7	10,9	9,0
	Интервал изменения	-	13-31	3-43,5	4-52,5	10,9	1,0-18,3
	Коэффициент вариации, %	-	90,0	88,5	94,1	81,6	76,4
общая эффективная толщина	Среднее значение	6,7	18,2	16,3	29,2	14,0	13,8
	Интервал изменения	4,0-9,0	1,4-44	1,8-45,7	1,4-59	10,0-19,5	5,8-31,4
	Коэффициент вариации, %	30,7	52,9*	72,9	61,8	28,9	63,9

Таблица 2.2.2. - Статистические показатели характеристик неоднородности пластов.

Наименование параметров	Сев.блок	Центральный блок	Юж.блок
		Западное поле	Вост.поле
	М	М	Ю	М+Ю	М	МI
коэффициент песчанистости	Среднее значение	0,5	0,75	0,74	0,62	0,8	0,5
	Интервал изменения	0,3-0,8	0,1-1,0	0,17-1,0	0,16-1	0,5-1,0	0,2-0,9
	Коэффициент вариации, %	43,0	32,7	55,7	38,0	24,4	49,0
коэффициент расчлененности	Среднее значение	2,3	4,6	3,95	7,63	4,3	4,8
	Интервал изменения	2-3	1-13	1-13	1-26	1,0-9,0	2-10
	Коэффициент вариации, %	20,2	57,4	87,6	69,1	78,4	47,1

Таблица 2.2.3. - Характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности.

Меловой горизонт (М)
Метод опреде-ления	Наименование	Проницае-мость, мкм2	Пористость, доли ед.	Начальная	Насыщен-ность связанной водой, д. ед.
				нефтенасыщенность, доли ед.	газонасыщенность,доли ед.
Лабораторные исследования керна	Количество скважин, шт.	8	8	6
	Количество определ., шт.	45	49	27
	Среднее значение	1,972	0,33	0,439
	Коэффициент вариации, д. ед.
	Интервал изменения	0,0001-15,5	0,27-0,36	0,11-0,70
Геофизические исследования скважин	Количество скважин, шт.		30
	Количество определ., шт.		125
	Среднее значение		0,34
	Коэффициент вариации, д. ед.
	Интервал изменения		0,18-0,35
Гидродинамические исследования скважин	Количество скважин, шт.	20	-	-	-	-
	Количество определ., шт.	20	-	-	-	-
	Среднее значение	4,29	-	-	-	-
	Коэффициент вариации, д. ед.	1,3	-	-	-	-
	Интервал изменения	0,85-17,02	-	-	-	-
Юрский горизонт (Ю)
Лабораторные исследования керна	Количество скважин, шт.	2	3	3
	Количество определ., шт.	42	40	8
	Среднее значение	1,094	0,30	0,433
	Коэффициент вариации, д. ед.
	Интервал изменения	0,0002-6,22	0,265-0,315	0,326-0,635
Геофизические исследования скважин	Количество скважин, шт.		30
	Количество определ., шт.
	Среднее значение		0,32
	Коэффициент вариации, д. ед.
	Интервал изменения		0,18-0,35
Гидродинамические исследования скважин	Количество скважин, шт.	7	-	-	-	-
	Количество определ., шт.	7	-	-	-	-
	Среднее значение	6,7	-	-	-	-
	Коэффициент вариации, д. ед.		-	-	-	-
	Интервал изменения	0,738-15-176	-	-	-	-

Таблица 2.2.4. - Статистические ряды распределения проницаемости

.№№	По данным лабораторного	По данным гидродинамических
п/п	изучения керна	исследований
	Интервалы	Число	Интервалы	Число
	изменения, мкм2.	случаев	изменения, мкм2.	случаев
М продуктивный горизонт
1	0-1,0	26	0-1,0	1
2	1,0-5,0	15	1,0-5,0	11
3	5,0-10,0	2	5,0-10,0	2
4	более 10,0	2	более 10,0	2
	Всего	45	Всего	16
Ю продуктивный горизонт
1	0-1,0	7	0-1,0	1
2	1,0-5,0	13	1,0-5,0	3
3	5,0-10,0	1	5,0-10,0	0
4	более 10,0	-	более 10,0	2
	Всего	21	Всего	6
М+Ю продуктивный горизонт
1	0-1,0		0-1,0	1
2	1,0-5,0		1,0-5,0	6
3	5,0-10,0		5,0-10,0	2
4	более 10,0		более 10,0	1
	Всего		Всего	10

2.3 Свойства и состав нефти, газа и воды

2.3.1 Состав и свойства нефти в поверхностных условиях

Физико-химические свойства нефти месторождения Сазанкурак были исследованы по поверхностным и пластовым пробам, отобранным в разведочный период и в период промышленной разработки.

Исследования нефти мелового продуктивного комплекса проведены на Западном поле Центрального блока по 20 пробам отобранным из 12 скважин, на Восточном поле Центрального блока по 4 пробам из 3 скважин, на Северном блоке по 1 пробе из скважины F-30, на Южном блоке по 3 пробам из 2 скважин. (Таблица 2.3.1.)

Северный блок. Продуктивные пласты занимают наиболее высокое гипсометрическое положение (320-329,5 м). Нефть, охарактеризована по 2 глубинным пробам отобранным из скв F-30. Плотность нефти составляет в среднем 0,877 г/см3. Кинематичесая вязкость при 200С составляет 40,7 мм2/с. Температура вспышки и застывания равна минус 40С и минус 150С соответственно.

Центральный блок Западное поле. Нефть тяжёлая. Плотность нефти варьирует от 0,8971 г/см3 до 0,9245 г/см3, в среднем составляет 0,9145 г/см3. Нефть сернистая. Содержание серы изменяется от 0,48% до 1,2% . По содержанию парафина нефть относится к парафинистой (0,12% - 5,08%). Нефть смолистая. Содержание смол селикагелевых варьирует в значительных пределах: от 7,05% до 41,02%, в среднем составляет 17,77%. При этом содержание асфальтенов достигает 1,73%. Значения кинематической вязкости при стандартных условиях варьируют от 138,9 мм2/с до 839,44 мм2/с. По групповому углеводородному составу фракции, выкипающих до 200оС, нефти меловых отложений относятся к метано-нафтеновым. Нефть характеризуется незначительным содержанием бензиновых фракций, выкипающих до 2000С, эта величина изменяется от 0,5 до 8,0%.

Исследования свойств и состава нефти юрского продуктивного горизонта выполнены по 5 пробам, отобранным из 4 скважин. Нефть юрских горизонтов является очень тяжелой, с плотностью от 0,9182 до 0,9346г/см3, в среднем по 5 значениям составляя 0,9252 г/см3, смолистой, с содержанием асфальто-смолистых веществ до 19,1%. Количество парафина - до 0,84%. Нефть содержит относительно незначительное количество фракций, выкипающих до 2000С - 3,5%. В групповом углеводородном составе фракций 150 - 2000С преобладает группа метано - нафтеновых углеводородов от 57,04 до 60,68%, с содержанием ароматических углеводородов до 28,02%.

Данные о физико-химических свойствах и составе нефти меловых и юрских продуктивных горизонтов, полученной в совместно прострелянных интервалах, изучены по 5 пробам из трёх скважин (SK-12, F-4, F-27). Нефть очень тяжёлая, с плотностью до 0,9169 г/см3, смолистая, с содержанием асфальто-смолистых веществ до 21,42%, высоковязкими, кинематическая вязкость в стандартных условиях варьирует от 443,7 до 517,0 мм2/с, сернистыми, с содержанием серы до 0,9%. Нефть характеризуется незначительным содержанием бензиновых фракций, выкипающих до 2000С - до 9,0%.

Центральный блок Восточное поле. Нефть по физико-химическим свойствам и составу близка к нефти Южного поля. Нефть характеризуется плотностью 0,9311 г/см3 (по четырём значениям).

Южный блок. Продуктивные пласты в пределах Южного блока располагаются гипсометрически ниже, на глубине от 521-575м (№ I-1) до 601-642м (№ G-3) и характеризуются большей, по сравнению с нефтью Центрального блока, плотностью и вязкостью.

Плотность нефти по 3 пробам отобранным из скважины G-3, I-1 изменяется в пределах от 0,9219 г/см3 до 0,9681 г/см3, в среднем составляет 0,9484 г/см3, кинематическая вязкость при 500С варьирует от 113,7 до 1802 мм2/с, содержание серы 0,84%, смолистость 22,74 %. Содержание парафина 1,04%, серы - до 0,84%. Нефть характеризуется незначительным содержанием бензиновых фракций, выкипающих до 2500С - от 7 до 8,2%.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Таблица 2.3.1.- Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти

Наименование	K1v	K1v	K1v + J2
	Северный блок	Центральный блок западное поле
	Количество исследов-х	Диапазон изменения	Сред. знач.	Количество исследов-х	Диапазон изменения	Сред. знач.	Количество исследов-х	Диапазон изменения	Сред. знач.
	скв	проб			скв	проб			скв	проб
Плотность p, г/см3	1	2	0,8763-0,8777	0,877	13	22	0,8971-0,9245	0,915	4	5	0,9127-0,9169	0,9156
Вязкость кинематическая, мм2/с при 20С 50С									3	4	443,7-517	486,4
	1	1	40,7	40,7	13	20	138,9-839,44	609,1
	1	1	13,4	13,4	13	20	35,45-132,7	92,46	2	2	78,20-80,20	79,2
Температура застывания,С	1	1	-15	-15	12	20	(-12)-(-95)	31,93	3	4	(-15)-(-25)	-21
Температура вспышки,С	1	1	-4	-4	12	20	(-7)-(-155)	57,58	3	4	8,0-97,0	52,5
	Серы					12	20	0,48-1,2	0,71	2	2	0,88-0,90	0,89
Масовое	Смол селикагелев.					7	13	7,05-41,02	17,77	1	1	21,42	21,42
содержание,	Смол сернокислых
%	Парафинов					8	14	0,12-5,08	1,44	1	1	0,15	0,15
	Кокса					9	15	0,3-4,1	3,15	1	1	3,9	3,9
	Асфальтенов					5	11	0,43-1,73	0,89	1	1	следы	сл,
Температура плавл. парафина,С					4	4	53,2-55,8	55,05	1	1	55,6	55,60
Кислотное число,мг/кон.					4	4	1,33-2,15	1,87	1	1	0,92	0,92
	Н.К.					13	20	107-231	167,4	2	2	110-150	130
Объемный	100									2	2	140-145	142,5
выход	150					3	3	2,0-3,0	2,33	2	2	0,5-0,8	0,65
фракций,	200					11	11	0,5-8,0	5,7	3	4	4,0-9,0	6
%	250					11	17	0,8-15	6,8	1	1	12	12
	300					11	19	7,0-33,0	22,4	2	2	23-28	25,5
		J2	K1v	K1v
		Западное поле Ц.Б.	Восточное поле Ц.Б.	Южный блок
Наименование	Количество исследов-х	Диапазон изменения	Сред. знач.	Количество исслед-х	Диапазон изменения	Сред. знач.	Количество исследов-х	Диапазон изменения	Сред. знач.
		скв	проб			скв	проб			скв	проб
Плотность p, г/см3	4	5	0,9182-0,9346	0,9252	3	4	0,9286-0,9330	0,9311	2	3	0,9216-0,9681	0,9484
Вязкость кинематическая, мм2/с при 20С 50С
	4	5	645,6-1182	901,1					1	1	893,9
	4	5	93,28-215,1	138,4					2	3	113,66-1802	892,6
Температура застывания, 0С	2	2	больше21-(18)						2	3	(-3)-(-17)	-11,7
Температура вспышки, 0С	3	3	24-150	94,7					2	3	55-259	154
	Серы	3	4	0,58-1,03	0,76					2	3	0,82-0,9	0,86
Масовое	Смол селикагелев.	4	5	13,26-19,1	15,2					2	3	18,96-26,51	22,79
содержание,	Смол сернокислых
%	Парафинов	2	3	0,56-0,84	0,74					2	3	0,66-1,8	1,29
	Кокса	4	5	3,0-4,6	3,62					2	3	3,6-6,5	5,4
	Асфальтенов	4	5	0,6-3,57	1,63					2	3	0,19-4,47	2,7
Температура плавл. парафина, 0С
Кислотное число,мг/кон.	1	1	1,06	1,06					1	1	0,5	0,5
	Н.К.	4	5	154-236	210,6					2	3	185-268	234
Объемный	100											-	-
выход	150											-	-
фракций,	200	1	1	3,5	3,5					1	1	1,0	1,0
%	250	4	5	1,6-9,0	3,8					2	3	7,0-8,2	7,5
	300	4	5	10,0-22,0	14,6					1	1	19,0	19,0

2.3.2 Свойства нефти в пластовых условиях

Исследования пластовой нефти месторождения Сазанкурак проводились в лабораториях АОМЭ ТОО «КазНИГРИ», АФ ТОО ЦТИ ННК «Казахойл», а также проанализированы компанией «Pencor».

Проанализированы 34 глубинные пробы нефти месторождения Сазанкурак, отобранные из тринадцати скважин, вскрывшие меловые и юрские продуктивные горизонты (таблица П.2.6.)

Северный блок. Плотность нефти в пластовых условиях составляет 0,8273 г/см3. Объёмный коэффициент нефти -1,075 (соответственно пересчётный равен 0,930). Газосодержание принято по кривым растворимости газа в нефти и составляет 9,3 м3/м3 или 10,6 м3/т, усадка - 6,74 %

Центральный блок. Плотность нефти валанжинского горизонта в пластовых условиях варьирует от 0,8318 г/см3 до 0,9041 г/см3, в среднем составляет 0,8886 г/см3, объёмный коэффициент варьирует от 1,024 до 1,0604, в среднем составляет 1,039 (пересчётный коэффициент равен соответственно 0,963). Величина газосодержания изменяется от 16,52 м3/т до 3,64 м3/т, в среднем составляет 8,5 м3/т. Вязкость пластовой нефти в среднем 107,9мПа*с, пластовое давление 4,47 МПа, давление насыщение газом 1,95 МПа, превышение пластового давления над давлением насыщения составляет 2,52 МПа. Пластовая температура в среднем 26,90С.

По результатам исследования четырех глубинных проб нефти из юрских отложений, плотность нефти пластовых условиях варьирует от 0,897 г/см3 до 0,9055 г/см3, в среднем составляет 0,9 г/см3, объёмный коэффициент варьирует от 1,029 до 1,04, в среднем составляет 1,035 (пересчётный коэффициент равен соответственно 0,968).

Величина газосодержания изменяется от 13,98 м3/т до 8,4 м3/т. Для подсчёта запасов растворённого в нефти газа величина газосодержания принята по кривым растворимости газа в нефти и составляет 7,0 м3/м3 или 7,6 м3/т.

Пластовое давление в среднем 5,09 МПа, давление насыщение газом 2,01 МПа, превышение пластового давления над давлением насыщения составляет 3,08 МПа. Пластовая температура в среднем 270С.

На основании изучения свойств нефти можно сделать вывод о том, что по физико-химическим свойствам и составу нефти юрских и меловых отложений слабо отличаются друг от друга. В целом, нефть относится к тяжёлой, с незначительным газосодержанием, сернистой, парафинистой, метано-нафтеновой, смолистой.

Таблица 2.3.2 - Свойства пластовой нефти и воды

	Северный блок	Центральный блок
Наименование	K1v	K1v	K1v+J2	J2
	Количес. исслед-х	Диапазон измен-я	Средн. знач-е	Количес. исслед-х	Диапазон измен-я	Средн. знач-е	Количес. исслед-х	Диапазон измен-я	Средн. знач-е	Количес. исслед-х	Диапазон измен-я	Средн. знач-е
	скв	проб			скв	проб			скв	проб			скв	проб
а) нефть
Пластовое давление, Мпа	1	2	2,92	2,92	11	24	4,02-5,05	4,47	2	4	4,31-4,85	4,58	2	2	4,68-5,5	5,09
Давление насыщение газом,Мпа	1	2	2,45	2,45	11	24	0,78-3,71	1,95	2	4	10	2,3	2	5	2,0-2,04	2,01
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т	1	2	16,64	16,64	11	24	3,64-28,51	11,06	2	4	4,75-10,53	7,64	2	5	8,4-13,98	11,05
Объемный коэффициент при однократном разгазировании	1	2	1,075	1,075	11	24	1,028-1,107	1,045	2	4	1,029-1,0893	1,059	2	5	1,029-1,04	1,0347
Плотность, г/см3	1	2	0,8273	0,827	11	24	0,8318-0,9041	0,889	2	4	0,8455-0,8939	0,87	2	5	0,897-0,9055	0,9001
Вязкость, мПа*с	1	2	15,02	15,02	6	21	25,72-185,75	107,9	2	4	55,99-184,53	120,3
Пластовая температура,С	1	2	25	25	6	9	26,3-27,3	26,9	2	4	26,9-27,0	27	1	3	26,4-27,9	27,1
Плотность газа, г/л					6	13	0,77-1,021	0,91	2	4	0,76-0,99	0,875
б) пластовая вода
Газосодержание,м3/т
в.т.ч. сероводорода,м3/т
Объемный коэффициент
Общая минерализация,г/л	4	4	1,154-1,156	1,155	1	4	1,118-1,1413	1,134	1	1	1,1495	1,15	5	6	1,133-1,1522	1,1468
Плотность, г/см3	4	4	195,081-241,078	227,7	1	4	174,056-204,854	192,7	1	1	219,054	219,1	5	6	142,497-236,282	187,66
Вязкость, мПа*с

2.3.3 Состав и свойства растворённого газа

Состав растворенного в нефти газа исследовался в 19 пробах, отобранных из 12 скважин.

Как видно из результатов анализа (таблица 2.3.3.) основными компонентами изученных образцов газа являются метан, этан, пропан, изобутан и нормальный бутан. Содержание метана в данных пробах колеблются от 9,0% до 89,97%. Сероводород в газе выявлен в среднем 0,22%. Углекислый газ присутствует до 9,04%. Содержание азота+редкие варьирует от 0,1 % до 39,2 %. Относительная плотность газа по воздуху изменяется от 0,654 до 0,8473. Плотность газа варьирует от 0,7593 до 1,009 кг/м3.

Согласно классификации углеводородных газов по составу, изученный газ месторождения Сазанкурак метано-этанового состава, низкоазотный, углекислый.

2.3.4 Физические свойства и химический состав подземных вод

Пластовые воды месторождения Сазанкурак изучены по 22 пробам пластовой воды из 14 скважин, а также проведен анализ пробы подтоварной воды (мел+юра) после сепаратора.

Триасовый водонапорный комплекс

В процессе разведки месторождения было проанализировано 6 проб воды из 4 скважин.

Воды комплекса относятся к III классу. Тип вод - хлоркальциевый.

Величина минерализации вод варьирует от 168,5 г/л до 287,9 г/л. рН среды - 7,8-8,0. Общая жесткость достигает 307,38 мг-экв/л. Плотность вод изменяется от 1,11 г/см3 до 1,198 г/см3. Воды низкой степени метаморфизации. Коэффициент метаморфизации равен 0,91-0,95.

Содержание редких металлов в водах незначительно, йода - до 8,4 мг/л, брома - до 66,5 мг/л. Кинематическая вязкость воды равна 1,25 мм2/с при температуре 24 оС.

Среднеюрский водонапорный комплекс

В процессе разведки и эксплуатации месторождения было проанализировано 3 пробы из трёх скважин. Воды комплекса относятся к III классу. Тип вод меняется от хлормагниевого до хлоркальциевого.

Минерализация вод составляет 156 г/л до 195,0 г/л. рН среды щелочная - 7,5 - 8,0. Общая жесткость достигает 217,81 мг-экв/л. Плотность вод изменяется от 1,133 г/см3 до 1,15 г/см3. Воды низкой степени метаморфизации. Коэффициент метаморфизации равен 0,95 - 0,98. Кинематическая вязкость воды равна 1,118 мм2/с при температуре 24 оС.

Таблица 2.3.3 - Компонентный состав попутного газа (мольное содержание,0 %)

Наименование	Северный блок	Центральный блок
	K1v	K1v	K1v+J2	J2
	Кол-во иссл.	Диапазон изменения	Среднее значение	Кол-во иссл.	Диапазон изменения	Среднее значение	К-во иссл.	Диапазон изменения	Среднее значение	К-во иссл.	Диапазон изменения	Среднее значение
	скв	проб			скв	проб			скв	проб			скв	проб
Сероводород	1	1	1,26	1,26	1	3	0,21-0,23	0,22
Углекислый газ	1	1	9,04	9,04	2	2	1,68-2,85	2,26					1	1	1,9	1,9
Азот	1	1	0,1	0,1	3	3	2,13-39,20	14,85	1	1	3,33	3,33	1	1	2,15	2,15
в.т.ч. гелий
Метан	1	1	67,9	67,9	7	12	9-75,15	59,17	3	5	46,92-71,63	64,39	1	1	89,97	89,97
Этан	1	1	10,33	10,33	7	12	10,59-21,10	16,18	3	5	17,33-23,47	19,9	1	1	7,75	7,75
Пропан	1	1	8,6	8,6	7	12	6,88-37,06	11,97	3	5	6,88-20,28	10,16	1	1	1,49	1,49
Изобутан	1	1	1,03	1,03	7	12	2,06-16,97	5,01	3	5	2,06-6,01	3,14	1	1	0,49	0,49
Н.Бутан	1	1	0,61	0,61	7	12	0,27-4,25	1,14	3	5	0,27-1,79	0,85	1	1	0,05	0,05
Изопентан	1	1	0,57	0,57	7	12	0,57-7,42	1,95	3	5	0,57-3,55	1,28	1	1	0,09	0,09
Н. Пентан	1	1	0,02	0,02	1	1	0,03	0,03					1	1	0,05	0,05
Цикло-пентан	1	1	0,05	0,05	1	1	0,23	0,23
Н.Гексаны	1	1	0,04	0,04	2	4	0,46-1,03	0,58					1	1	0,03	0,03
Гептаны
Плотность газа, г/см3	1	1	1,009	1,009	1	3	0,7685-0,7721	0,7699	2	4	0,7390-0,7897	0,7659	1	1	0,788	0,788
Удельный вес	1	1	0,8373	0,8373	4	4	0,7726-0,8473	0,8193	1	1	0,8183	0,8183	1	1	0,654	0,654

Содержание редких металлов в водах незначительно.

Согласно СНиП 11-28-73, 1980 год, воды агрессивны по отношению к бетону и цементу и обладают весьма высокой коррозийной активностью (ГОСТ 9.01574, 1984 год) по отношению к стали.

Вместе с тем, в зоне нефтяных месторождений, несмотря на высокую минерализацию вод, в составе их количество микрокомпонентов незначительно. Br=55-100 мг/л, J=0,5-1,5 мг/л. По данным спектрального анализа, в водах обнаружены в незначительных количествах стронций, литий, барий и рубидий.

Судя по химическому составу, водорастворенные газы юрских отложений относятся к метановому типу.

Газонасыщенность вод меняется в широких пределах, заметно увеличиваясь с ростом глубины залегания водоносных горизонтов, в среднем составляя 400 гсм3/л.

Водорастворенные газы относятся к метановому типу. Содержание метана изменяется в пределах от 67,4% до 88,6%. Сумма тяжелых углеводородных газов олеблется в пределах в пределах от 0,01 до 18,7 %. Количество углекислого газа составляет 0,3-1,5 %, реже 3,9 %. Содержание редких газов гелия и аргона весьма незначительное (0,001-0,07 %).

Нижнемеловой водонапорный комплекс

Валанжинские воды месторождения Сазанкурак изучены по 12 пробам из 7 скважин. Воды комплекса относятся к III классу. Тип вод - хлоркальциевый.

Минерализация вод составляет 142,2 г/л до 239,5 г/л. рН среды щелочная - 7,15 - 8,05. Общая жесткость достигает 240 мг-экв/л. Плотность вод изменяется от 1,180 г/см3 до 1,156 г/см3. Воды низкой степени метаморфизации. Коэффициент метаморфизации равен 0,89 - 0,98. Содержание редких металлов в водах незначительно.

Согласно СНиП 11-28-73, 1980 год, воды агрессивны по отношению к бетону и цементу и обладают весьма высокой коррозийной активностью (ГОСТ 9.01574, 1984 год) по отношению к стали.

Таблица 2.3.4. - Содержание в подземных водах редких металлов

№ скв.	Интервал перфорации, м	Содержание редких металлов, % вес
		V	Ni	Mn	Cr	Ti	Co	Cu	Rb
В-1	109,0-134,0	0,00003	не обн.	0,0012	не обн.	0,00004	не обн.	0,0001	0,0002
Г-3	608,0-675,0	0,0028	0,00002	0,0051	не обн.	0,002	не обн.	0,004	0,0014

Неогеновый комплекс

По В.А. Сулину тип вод данного комплекса изменяется от сульфатно-натриевого до хлоркальциевого. Плотность от 1,023 до 1,075 г/см3. рН среды - слабощелочная - от 6,85 до 8,0. Минерализация вод на площади Сазанкурак равна 32-45 г/л, на соседней площади Манаш Северный - 82-107 г/л. Содержание сульфатов в скважине В-2 достигает 580 мг-экв/л.

Общая жесткость изменяется от 246 до 329 мг-экв/л. Содержание йода достигает 26,88 мг/л, брома - 72,33 мг/л. Металлы содержатся в водах в незначительных количествах. По химическому составу воднорастворенный газ преимущественно относится к метановому типу. Содержание СН4 достигает 95,8 %. Газонасыщенность вод меняется в пределах от 10 до 500 нсм3/л.

Воды комплексов имеют практически общий химический состав, водорастворенные газы относятся к метановому типу, что свидетельствует о возможном едином гидродинамическом резервуаре.

Таблица 2.3.5-Свойства и ионный состав пластовой воды

	Северный блок	Центральный блок
Наименование	Ед. изм.	K1v	K1v	K1v +J2	J2
		Кол-во исследов-х	Диапазон изменения	Сред. знач.	Кол-во исследов-х	Диапазон изменения	Сред. знач.	Кол-во исследов-х	Диапазон изменения	Сред. знач.	Количество Исследов-х	Диапазон изменения	Сред. знач.
		скв.	проб			скв.	проб			скв.	проб			скв.	проб
Газосодержание
В.т.ч. сероводорода
Объемный коэфф-т
Вязкость	мПа*с
Плотность	г/см3	1	4	1,118-1,1413	1,13	4	4	1,154-1,156	1,16	1	1	1,1495	1,15	5	6	1,133-1,1522	1,15
Общая минерализация	г/л	1	4	174,056-204,854	192,7	4	4	195,081-241,078	227,7	1	1	219,054	219,1	5	6	142,497-236,282	187,7
Соленость		1	4	15,9-18,1	17,4	4	4	22	22	1	1	19	19	5	6	15,7-19,3	18,05
Содержание ионов
Cl-	г/л	1	4	103,784-124,110	114,8	4	4	118,390-147,010	138,6	1	1	132,754	132,8	5	6	95,722-143,234	122,6
SO4- -	г/л	1	4	0,092-2,033	0,592	4	4	0,033-0,140	0,087	1	1	0,055	0,055	2	2	0,225-1,117	0,671
HCO3-	г/л	1	4	0,695-1,281	0,891					1	1	0,695	0,695	5	6	0,359-1,282	0,274
Ca+ +	г/л	1	4	0,601-2,004	1,274	4	4	0,385-560	0,481	1	1	0,601	0,601	5	6	0,528-1,662	0,754
Mg	г/л	1	4	0,912-1,702	1,269	4	4	0,720-855	0,831	1	1	0,854	0,854	5	6	0,845-1,521	1,094
Na+K	г/л	1	4	63,252-78,41	71,43	4	4	75,39-91,57	87,05	1	1	84,095	84,1	5	6	57,702-89,45	76,9
Примеси
РН		1	4	6,5-7,5	7,05					1	1	6,8	6,8	5	5	7,5-8,05	7,9

2.4 Физико-гидродинамические характеристики

Месторождение Сазанкурак находится в пределах западной части Прикаспийской системы артезианских бассейнов. В разрезе месторождения в различной степени детальности вскрыты и опробованы водоносные комплексы неогеновых, нижнемеловых, юрских и триасовых отложений. Водовмещающими породами являются пески и песчаники серого цвета, слабо уплотненные, мелкозернистые.

Продуктивные горизонты принадлежат к нижнемеловому и среднеюрскому водоносным комплексам. По отношению к нефтяной залежи воды классифицируются как подошвенные и нижние краевые. В процессе опробования были получены притоки подошвенных вод среднеюрского водоносного комплекса и пластовых вод нижнеюрского и триасового водоносных комплексов.

Ниже в таблице 2.4.1. приведены данные замеров пластовых давлений и температур в процессе эксплуатации месторождения.

Температура с глубиной увеличивается с 25 до 28,50С, в среднем по продуктивному резервуару составляя 270С.

Величина геотермического градиента составляет 1,20С/100 м, а геотермической ступени - 13,3 м/ оС. По классификации К.Ф. Богородицкого (1968 г.), воды относятся к теплым.

Замеренные значения пластовых давлений свидетельствуют о спокойном характере барического поля месторождения. Пластовые давления ненамного превышают гидростатические. Коэффициент аномальности пластовых давлений равен 1,1. Вертикальный градиент пластового давления, рассчитанный по графику на рисунке 8.2, составляет 1,011 МПа/м, что характерно для гидродинамических систем с инфильтрационным типом питания. Это подтверждает и величина хлорбромного коэффициента, равного 1705 (>300).