План разработки месторождения Каракудык

Нарушение F₃ проведено по результатам сейсморазведочных работ в районе скважин 1-13-109-110 и прослеживается вверх по разрезу до поверхности продуктивного горизонта Ю-VI. Данное нарушение образует на западной периклинальной части структуры западный блок (IV).

Нарушение F₄ наклонного характера проводится в районе скважин 11, 176, 181, 182, примыкая  к нарушению F₁, тем самым, образуя между центральным и восточным блоками самостоятельный блок V. Данное нарушение прослеживается вверх по разрезу до поверхности продуктивного горизонта Ю-I.

Амплитуды выявленных нарушений, кроме основного F₁, незначительные, до 5м

 

3.3. Нефтегазаностность

Во вскрытом разрезе продуктивными  являются отложения келловейского, батского, байосского ярусов юрской системы, к которым приурочены 10 номенклатурных горизонтов (Ю-I - Ю-X), при этом в некоторых из них выделяется по два продуктивных пласта.

В стратиграфическом диапазоне  привязка продуктивных горизонтов следующая: к келловейскому ярусу  приурочены горизонты Ю-I и Ю-II, к батскому ярусу – Ю-III – Ю-V, к байосскому ярусу – Ю-VI – Ю-Х. Таким образом, в общей сложности насчитывается 11 продуктивных объектов, объединенных в 4 основных и один возвратный эксплуатационных объекта: I эксплуатационный объект включает два верхних горизонта Ю-I-Ю-II; II эксплуатационный объект – горизонты Ю-VI-Ю-VII,  III  эксплуатационный объект – горизонты Ю-VIII–Ю-IХ,  IV эксплуатационный объект – горизонт Ю-Х, возвратный объект - горизонты Ю-III - Ю-IV – Ю-V.

Продуктивный  горизонт Ю-I четко прослеживается по всей площади месторождения и состоит из двух пластов Ю-IА и  Ю-IБ, при этом пласт Ю-IА является промышленным нефтеносным, а пласт Ю-IБ – водоносным по ГИС.

Продуктивный  пласт  Ю-IА.

Впервые приток нефти из данного пласта получен в скважине 1 в 1971-72 гг. в  интервале 2600-2610м с  дебитом 16,5  т/сут. на 5 мм штуцере, выявившем промышленную нефтегазоносность и коммерческое открытие месторождения Каракудук.

Покрышкой для залежи служит глинистая пачка толщиной 20 м.

Данный пласт является основным в первом объекте эксплуатации.

Положение ВНК в блоке  I отбивается на абсолютной отметке минус 2445,5м по подошве опробованного нефтенасыщенного пласта в скважине 152, данная отметка подтверждается результатами опробования в скважинах 207, 110, в которых подошва интервала опробования находится на отметках минус 2444,2м и минус 2443,7м соответственно. В блоке II ВНК отбивается на отметке минус 2436,4м по подошве опробованного нефтенасыщенного пласта в скважине 197.  В блоке V  ВНК принят на отметке минус 2448,6м, что соответствует подошве опробованного нефтенасыщенного пласта в скважине 22. С учетом принятой отметки ВНК площадь продуктивности – 58253,8 тыс. м²  

Залежь является пластово-сводовой, тектонически экранированной.

Продуктивный  горизонт Ю-II рассматривается в объеме двух продуктивных пластов Ю-IIА и Ю-IIБ, выделение которых обосновано характером насыщения пластов-коллекторов.

Продуктивный  горизонт Ю-IIА. Первый приток нефти был получен в скважине 4 при опробовании интервала 2663-2670 м, где дебит составил 2,11 т/сут при Нср.дин=479 м. Фонтанный приток нефти дебитом 41,8 т/сут на 5 мм штуцере получен в скважине 10 в 1975-76 гг. при опробовании интервала 2637-2646 м.

Положение ВНК отбивается  в блоке I на отметке минус 2479,0м по подошве опробованного нефтенасыщенного пласта в скважине 4, в блоке II – на отметке минус 2462,1м по нижним дырам перфорации в скважине 194, в блоке V- на отметке минус 2474,5м, соответствующей середине расстояния между пластами, где получена безводная нефть в скважине 176 и вода в скважине 22, в блоке III- на отметке минус 2485,8м по подошве опробованного нефтенасыщенного пласта   в скважине 143.

С учетом принятой отметки  ВНК площадь продуктивности 28536,3 тыс.м².

Залежь является пластово-сводовой, тектонически и литологически экранированной.

Продуктивный  пласт Ю-IIБ. Впервые пласт был опробован в скважине 1 в интервале 2668-2686 м в 1970 г., при этом наблюдался слабый приток пластовой воды с удельным весом 1,14 г/см³.

Положение ВНК в блоке  I отбивается на абсолютной отметке минус 2461,2м по подошве опробованного пласта-коллектора в скважине 158, в блоке II - на отметке минус 2489м по подошве опробованного нефтенасыщенного пласта в скважине 194,  в блоке V - на отметке минус 2462,1м по  подошве опробованного пласта-коллектора в скважине 188.

С учетом принятой отметки  ВНК площадь продуктивности 10486тыс.м².

Залежь является пластово-сводовой, тектонически и литологически экранированной.

Продуктивный  горизонт Ю-III.  Впервые приток нефти из этого продуктивного горизонта был получен в 1975 г. в скважине 10 при опробовании интервала 2696-2713 м, при этом дебит нефти составил 1,08 т/сут при Нср.дин.=846 м.

Положение ВНК  в блоке  I  взято на абсолютной отметке минус 2488,2м по кровле водоносного опробованного пласта в скважине 12.

С учетом принятой отметки  ВНК площадь продуктивности 6191,3 тыс.м².

Залежь является пластово-сводовой, тектонически и литологически экранированной.

Продуктивный  горизонт Ю-IV  рассматривается в объеме  двух отдельных продуктивных пластов – Ю-IVА и Ю-IVБ.

Продуктивный  пласт Ю-IVА. Продуктивность пласта выявлена в 1976 г, когда в скважине 7 в интервале опробования 2702-2713 м на 26 мм колодке был получен приток нефти дебитом 3,2 т/сут.

Положение ВНК в блоке  I взято на абсолютной отметке минус 2523м по подошве опробованного нефтенасыщенного пласта в скважинах 21 и 156, в блоке III – на отметке минус 2554,6 м по подошве опробованного нефтеносного пласта в скважине 143.

С учетом принятой отметки  ВНК площадь продуктивности 12197,6 тыс.м².

Залежь является пластово-сводовой, тектонически и литологически экранированной.

Продуктивный  пласт Ю-IVБ. На поисковом этапе из данного продуктивного пласта при опробовании результаты были или отрицательные, или в виде незначительных притоков воды с пленкой нефти. Только в скважине 7 при снижении уровня в интервале 2718-2724 м наблюдался периодически фонтанирующий приток нефти и воды дебитом 7,4 т/сут.

ВНК по пласту  в блоке  I отмечается на отметке минус 2538,2м по прямому контакту нефть-вода в скважине 7, при опробовании скважина периодически фонтанировала нефтью, газом и водой.

С учетом принятого положения  ВНК площадь продуктивности 8733,8 тыс.м².

Залежь является пластово-сводовой, тектонически  и литологически  экранированной.

Продуктивный  горизонт Ю-V делится на два продуктивных пласта – Ю-VА и Ю-VБ.

Продуктивный  пласт  Ю-VА. Впервые приток нефти из этого продуктивного пласта был получен в скважине 7 в 1975 г. в интервале 2751-2772 м.

ВНК по пласту в блоке  I принят на отметке минус 2569,8м по подошве интервала опробования в скважине 7, откуда получена нефть, что соответствует кровле опробованного интервала в скважине 8, где получена вода, в блоке II - на отметке минус 2624,5м по подошве опробованного нефтенасыщенного пласта в скважине 256.

С учетом принятого положения  ВНК площадь продуктивности 12305,1 тыс.м².

Продуктивный  пласт  Ю-VБ.  Данный продуктивный пласт нефтеносен в блоке I, где ВНК принят на отметке минус 2593,8м, соответствующей кровле нижнего опробованного пласта  в скважине 7.

С учетом принятого положения  ВНК площадь продуктивности 7328,8 тыс.м².

Продуктивный  горизонт Ю-VI делится на два продуктивных пласта – Ю-VIА и Ю-VIБ.

Продуктивный  пласт  Ю-VIА. Данный продуктивный пласт нефтеносен в блоках I, II, IV, V.

ВНК в блоке I принят на отметке минус 2651,6м по подошве опробованного пласта-коллектора в скважине 148, в блоке II - на отметке минус 2691м по подошве опробованного нефтенасыщенного пласта-коллектора в скважине 198, в блоке V – на отметке минус 2651,6м по аналогии с принятой отметкой ВНК в блоке I,  в блоке IV – на отметке минус 2687,1м по подошве опробованного нефтенасыщенного пласта в скважине 117. 

С учетом принятого положения  ВНК площадь продуктивности 31001,3 тыс.м².

Продуктивный  пласт  Ю-VIБ. 

ВНК в блоке I принят на отметке минус 2690,4м по спаду сопротивления в скважине 102, в блоке II - на отметке минус 2726 м по подошве опробованного нефтенасыщенного пласта-коллектора в скважине 195.

С учетом принятого положения  ВНК площадь продуктивности 14097,5 тыс. м².

Продуктивный  горизонт Ю-VII.

ВНК в блоке I принят на отметке минус 2760,1м, что соответствует подошве интервала перфорации в скважине 181, где получен приток нефти, во II блоке на отметке минус 2783,6м по подошве нефтенасыщенного по ГИС пласта в скважине 196, в V блоке – на отметке минус 2777,5м по подошве нефтенасыщенного пласта-коллектора в скважине 183 и по кровле водонасыщенного пласта-коллектора в скважине 168.

С учетом принятого положения  ВНК площадь продуктивности 27828,9 тыс.м².

Продуктивный  горизонт Ю-VIII делится на два продуктивных пласта – Ю-VIIIА и Ю-VIIIБ.

Продуктивный  пласт  Ю-VIIIА.

ВНК по пласту в блоке  I принят на отметке минус 2793,5м на середине расстояния между интервалами коллекторов в скв.226, что не противоречит результатам опробования в скважине 12, в блоке V - на отметке минус 2814,5 м по подошве нефтенасыщенного пласта в скважине 176.

С учетом принятого положения  ВНК площадь продуктивности 17100,1 тыс.м².

Продуктивный  пласт  Ю-VIIIБ. 

ВНК в блоке I принят на отметке минус 2847,64м по подошве опробованного нефтенасыщенного пласта-коллектора в скважине 125. В районе скважины 190 выделяется локальная залежь, условно ВНК на отметке минус 2895,9м по подошве нефтенасыщенного пласта-коллектора.  Толщина коллектора равна 1,7м (блок IIа).

С учетом принятого положения  ВНК площадь продуктивности 18287 тыс. м².

Продуктивный  горизонт Ю-IX. ВНК в блоке I принят на отметке -2847,6м по подошве интервала перфорации в скважине 102.

С учетом принятого положения  ВНК площадь продуктивности 4902,6 тыс. м².

Продуктивный  горизонт Ю-X. ВНК в блоке I принят на отметке минус 2960,5м по подошве опробованного нефтенасыщенного пласта в скважине 263, в блоке V - на отметке минус 2990 м по подошве нефтенасыщенного опробованного пласта в скважине 176.  С учетом принятого положения ВНК площадь продуктивности 18315 тыс.м².

 

4. ТЕХНИКа И ТЕХНОЛОГИя ДОБЫЧИ НЕФТИ

 

Обоснование и выбор способа  добычи на период разработки месторождения  Каракудук проведены на основании  анализа эксплуатации скважин с  учетом геолого-промысловой характеристики пластов, физико-химических свойств флюида и условий разработки «Проекта разработки месторождения Каракудук».

На дату составления проекта  разработки добыча нефти на месторождении  проводится фонтанным и механизированным способами.

 

 

Скважины (кроме скважины 107), разрабатывающие горизонты Ю-I, II фонтанируют стабильно с различными дебитами нефти (12-111 т/сут) и обводненностью до 5 %. Со дня ввода в эксплуатацию фонтанирование скважин сопровождалось снижением дебитов жидкости и  нефти, что обусловилось падением пластового давления и ухудшением коллекторских  свойств призабойной зоны. Кроме  того, условия фонтанирования ограничиваются тем, что текущие пластовые давления по сравнению с начальными пластовыми давлениями уже существенно снижены. Поддержание пластового давления, не привело к росту пластового давления в связи с тем, что нагнетательные скважины расположены далеко от добывающих скважин. В скважинах 158 и 196 для увеличения производительности провели ГРП, в  результате которого были получены ощутимые приросты дебитов, однако продолжительная  эффективность этого дорогостоящего метода интенсификации не гарантируется. Скважина 107 фонтанирует периодически (два-три дня в месяц) с маленьким  дебитом нефти (4 т/сут) и обводненностью      2 %, в ходе исследований по определению  градиента давления по стволу скважины ниже глубины 2190 м имеется столб  воды. На основании вышеизложенного  следует, что в скважинах, разрабатывающих  горизонты Ю-I, II, фонтанирование должно обеспечиваться поддержанием пластового давления, систематическим проведением  ГРП, но при увеличении обводненности  и снижении производительности они  будут планомерно переводиться на механизированный способ эксплуатации.

Скважины 101 и 102, разрабатывающие  горизонты Ю-VIII, IX фонтанируют с  дебитами нефти 24.4 и 17 т/сут и обводненностью 10 %. Со дня ввода в эксплуатацию фонтанирование скважин сопровождалось снижением дебитов жидкости и  нефти, что обусловилось падением пластового давления и ухудшением коллекторских  свойств призабойной зоны. Начиная  с 2004 года за счет поддержания пластового давления скважиной 88, в обеих скважинах  произошел рост пластового давления без существенного увеличения обводненности, после чего дебиты жидкости и нефти  во времени снижаются незначительно. Стабильное фонтанирование скважин  обеспечивается за счет высокого газового фактора (285 м³/т). В скважине 101 для увеличения производительности провели ГРП, в результате которого был получен ощутимый прирост дебита нефти (48 т/сут), однако в процессе эксплуатации дебит нефти при росте пластового давления планомерно снижался, следовательно, эффективность этого дорогостоящего метода интенсификации бесспорная, но не продолжительная. Скважина 87 с высоким пластовым давлением (26.9 МПа) фонтанирует периодически (два-три дня в месяц) с маленьким дебитом нефти (5 т/сут) и обводненностью 10 %, в ходе исследований по определению градиента давления по стволу скважины установлено, что ниже глубины 1150 м имеется столб воды. На основании вышеизложенного следует, что скважины, разрабатывающие горизонты Ю-VIII, IX, будут фонтанировать с поддержанием пластового давления, систематическим проведением ГРП, но с увеличением обводненности, будут переводиться на механизированный способ эксплуатации.