Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при добыче углеводородов

Нефтегазоносность месторождения  связана с отложениями двух карбонатных толщ. В отложениях первой карбонатной толщи выделены 4 продуктивные пачки: А, Б, В и небольшая пачка В'. Пачки объединены в 4 объекта разработки: пачка А, пачка Б, северный купол пачек В+В' и южный купол пачек В+В'. Все выделенные пачки первой карбонатной толщи объединены между собой единой гидродинамической системой и практически представляют собой одну пластово-массивную газонефтяную залежь с общим газонефтяным и водонефтяным контактами. Средняя глубина залегания залежей составляет 2800 метров. Начальное пластовое давление Р_пл, приведенное к отметкам ГНК и ВНК равно соответственно 29,1 и 30 МПа. Пластовая температура равна 58-61˚С.  Геотермический градиент равен 2,4˚С.

Продуктивность второй карбонатной толщи связана с  двумя пачками Г и Д. Пачки  разбиты тектоническими нарушениями  на три блока. В первом блоке (южный  купол) выделено 3 объекта разработки: один в пачке Г – Г-I, и два в пачке Д – верхний Дв-I и нижний Дн-I

Нефтеносность второго  блока связана с одним небольшим  объектом Г-II. В третьем блоке  первоначально выделялись три объекта  разработки: два в пачке Г –  верхний Гв-III и нижний Гн-III и один в пачке Д – объект Д-III. Затем было признано целесообразным объединить верхнюю и нижнюю часть пачки Г в один объект разработки Г-III. Это единственный объект КТ-II, имеющий газовую шапку, остальные объекты Дв-I, Дн-I, Д-III являются чисто нефтяными.

Средний суточный дебит  скважин по месторождению составляет 27,34 т/сут.

 

 

 

 

 

             1.6 Водоносность

 

Жанажолское месторождение  входит в восточную окраину Прикаспийского сложнопостроенного артезианского бассейна.

В палеозойских и мезозойских  отложениях восточной окраины впадины выделяются четыре водоносных комплекса: подсолевой палеозойский, кунгурско-верхнепермский, триасовый и юрско-меловой. Каждый их них заключает несколько регионально-выдержанных водоносных горизонтов, приуроченных к определенным стратиграфическим толщам. Ввиду отсутствия мощных глинистых пластов, простирающихся на большие расстояния, и наличия различного рода гидрогеологических окон подземные воды выделенных водоносных комплексов в региональном плане не достаточно хорошо изолированы друг от друга. Но локальный водообмен между подсолевыми и надсолевыми отложениями весьма затруднен.

Чередование положительных  и отрицательных тектонических  движений, испытанных восточной окраиной при ее геологическом развитии в  позднепалеозойское и мезозойское время, создало определенную гидрогеологическую цикличность, и каждый раз приводило к изменению палеогидрогеологических условий, нарушавших статическое состояние палеозойских подземных вод.

После каждого гидрогеологического  цикла изменялась гидрохимическая характеристика подземных вод, происходила перестройка гидродинамического режима и возникла необходимость в разгрузке подземных вод через имевшиеся тектонические разрушения и плоскости угловых несогласий для выравнивания пластовых давлений, как в совмещенных водоносных горизонтах, так и в горизонтах с уменьшенными пластовыми давлениями.

Воды нижнекаменноугольных отложений хлоридно-кальциевого  типа с минерализацией 182,1 г/л.

Воды среднекаменноугольных  отложений соленые сероводородные хлоридно-кальциевого типа с минерализацией 96,4 г/л, сульфатные слабоминерализованные.

Воды нижнепермских  терригенных отложений приурочены к песчаным прослоям артинских, сакмарских и ассельских отложений. Они хлоридно-кальциевого типа с минерализацией до 129 г/л, неметаморфизованные, сульфатные. Статический уровень устанавливается на 80-100 м от устья [3].

Воды кунгурских отложений  локализуются в терригенно-сульфатных прослоях в толщи каменной соли, являются рассолом хлоридно-кальциевого типа с минерализацией 67,3-263 г/л, воды являются метаморфизованными или слабометаморфизованными.

Воды верхнепермских отложений располагаются в нескольких песчаных водоносных горизонтах, являются минерализованными. Воды хлоридно-кальциевого  типа с минерализацией от 50,3 до 292 г/л  при плотности 1035,7-1185,6 кг/м³ с растворенными в них метаном и азотом.

Газосодержание вод  колеблется от 0,062 до 0,973 м³/м³ при упругости газов 1,16-5,65 МПа. Состав растворенных в воде газов в законтурных и подошвенных водах азотно-метановый и метановый с содержанием метана 55-79,2 %.

Кроме того, в растворенных газах подошвенных и законтурных  вод содержится соответственно: этан – 11,1-26,8 % и 0,04-3,6 %; тяжелые углеводороды – 4,3-24 % и 0,03-0,05 %; углекислый газ – 0,36-3,48 %; гелий – 0,003-0,3 %; аргон – 0,03-0,748 %. Возраст пластовых вод неоген-верхнемеловой и он намного меньше возраста водосодержащих отложений. Верхнепермские отложения содержат напорные воды.

Воды нижнетриасовых отложений гидрокарбонатно-натриевые, сульфатно-натриевые, хлоридно-магниевые и хлоридно-кальциевые с минерализацией от 7,1 до 251 г/л. Пластовые воды, в основном, неметаморфизованные. Воды  имеют  запах  сероводорода.   Газосодержание  варьирует  от  0,015  до  0,823 м³/м³ при упругости 3,4-4,57 МПа. Содержание растворенных газов в законтурной и подошвенной воде колеблется соответственно от 48,6 до 82,9 % и 2,9-40,1 %, метана от 4,5 до 41,7 % и 51,2-89,3 %. В водах установлены также этан – 0,13-21,3 % и тяжелые углеводороды – 0,31-26,1 %, гелий – 0,002-0,053 % и аргон – 0,09-0,932 %. Возраст пластовых вод соответствует раннему миоцену.

Воды юрских отложений  образуют два водоносных комплекса: нижнеюрский и среднеюрский.

Нижнеюрские воды сульфатно-натриевые  и хлоридно-кальциевые, в единичных  случаях гидрокарбонатно-натриевые  и хлоридно-магниевые. Минерализация их меняется от 1,4 до 221,9 г/л. Воды слабометаморфизованные. Газосодержание подошвенных вод колеблется от 0,025 до 0,235 м³/м³ при упругости газа до 3,53 МПа.

В состав растворенных газов  подошвенных и законтурных вод  входят: метан – 49,9-74 % и 30,3 %, этан – 2,6-4,5 % и 0,1 %, тяжелые углеводороды – 1,6-2,1 % и 0,01 %, углекислый газ – 2,5-2,9 %  и  0,2 %, азот – 4,29-15,4 % и 67,5 %, гелий – 0,02-0,002 % и 0,43 %, аргон – 0,141-0,315 % и 0,738 %. Абсолютный возраст вод плиоценовый, что свидетельствует о более молодом возрасте водосодержащих отложений.

Воды среднеюрских отложений  представлены водами ааленских и  байосс-батских отложений.

Воды ааленских отложений  гидрокарбонатно-натриевые, сульфатно-натриевые  и хлоридно-кальциевые. Общая минерализация вод изменяется от 2 до 202,8 г/л. Воды в основном слабометаморфизованные. В состав водорастворенного газа входят: метан – 5,4%, этан – 0,3 %, тяжелые углеводороды – 0,2 %, углекислый газ – 0,3 %, кислород – 0,3 %, азот – 32,1 %, гелий – 0,043 % и аргон– 0,798 % при газовом факторе 0,04 м³/м³ и общей упругости газа 0,4 МПа. Воды напорные.

Воды байосс-батских  отложений гидрокарбонатно-натриевые  и сульфатно-натриевые, хлоридно-магниевые и хлоридно-кальциевые. Они характеризуются минерализацией от 0,7 до 259 г/л. Газосодержание законтурных и подошвенных вод составляет 0,025-0,775 м³/м³ при общей упругости газа от 0,21 до 4,86 МПа. В законтурных водах растворен газ азотного состава с содержанием азота 67,5-98,1% и низким содержанием метана при газовом факторе в 0,025-0,05 м³/м³ и общей упругости 0,14-0,84 МПа.

В подошвенных и в  приконтурных водах растворенные газы преимущественно углеводородные с содержанием метана 74,3-91,4 %. Газосодержание по мере приближения к контуру нефтеносности возрастает от 0,227 до 0,775 м³/м³ при упругости газа 0,75-4,86 МПа. Кроме метана и азота в водах содержатся: этан  – 0,5-5,6 %,  тяжелые углеводороды – 0,01-8,8 %,  углекислый газ – 0,1-7,9 %, кислород – 0,1-3,4 %, гелий – 0,002-0,052 % и аргон – 0,029-1,626 %. Воды четвертичного и плиоценового возраста, что свидетельствует об их инфильтрационном генезисе. Воды обладают значительным пьезометрическим напоре в 42-712 м. Статические уровни в скважинах устанавливаются на глубине 8-68 м.

Воды меловых отложений представлены готеривским, барремским, атским и альбским водоносными комплексами.

Воды готеривских отложений, в основном, гидрокарбонатно- и сульфатно-натриевые и частично хлоридно-кальциевые  с  минерализацией от 1,9 до 117 г/л. Воды независимо от степени минерализации являются метаморфизованными. В приконтурных водах растворенный газ имеет, в основном, метановый состав с содержанием метана 83,8 % и азота 6,7 %; в законтурных – азотный состав с содержанием азота 82,8-86,6 % и метана до 14,3 %. В водах присутствует также: этан – 0,01-9,1 %,  углекислый газ – 0,1- 0,5 %,  гелий – 0,003-0,009 % и аргон – 1,052-1,187 %. Возраст вод – четвертичный.

Воды напорные, статические  уровни их устанавливаются на глубине 12-43 м.

Воды барремских отложений  гидрокарбонатно- и сульфатно-натриевые с минерализацией 0,3-31,7 г/л. Газосодержание законтурных и подошвенных вод составляет 0,022-0,247 м³/м³ при упругости газа 0,12-0,9 МПа. В подошвенных водах растворен метановый газ с содержанием метана 86,9 % и азота 6,5 %. В законтурных водах и на нефтеносных куполах газ азотный с концентрацией азота 89,1-96 % и метана 3,9-8,2 %. В составе газа определены также этан –  до 0,37 %, тяжелые углеводороды – до 2,13 %, углекислый газ – 0,1-4 %, гелий –0,006-0,016 % и аргон – 0,227-1,674 %. Возраст вод четвертичный. Воды напорные, статические уровни их в скважинах устанавливаются на глубине 5-55 м, а дебит при понижении уровня на 40 м достигает 8 л/с.

Воды аптских отложений  преимущественно гидрокарбонатно- и сульфатно-натриевые, частично хлоридно-магниевые и хлоридно-кальциевые с минерализацией 0,5-90,8 г/л при плотности 1000-1067 кг/м³. На некоторых участках водоносный горизонт залегает неглубоко от поверхности и содержит слабоминерализованные воды. Воды неметаморфизованные. Состав газов законтурных вод: азота – 95,7-97 %, метана – 2 %, углекислого газа – 0,2-1 %, гелия – 0,003 % и аргона – 0,298-1,8 %. Воды напорные, статические уровни их скважинах устанавливаются на глубине 4-80 м от устья. Дебиты при понижении уровня на 20 м составляют 0,3-10 л/с.

Воды альбских отложений  сульфатно-натриевые и хлоридно-магниевые  с минерализацией 0,21-0,472 г/л. Воды песчаных отложений альба подпитываются солеными водами более древних отложений и становятся непригодными для питьевых целей. Газосодержание вод равно 0,04 м³/м³ при упругости газа 1,9 МПа. Растворенный газ азотный с содержанием азота – 67 %,  метана – 26,4 %, этана – 0,25 %, тяжелых углеводородов – 1,2 %, углекислого газа–3,6 %, гелия – 0,005 %; и аргона – 1,106 %. Статические уровни вод в скважинах устанавливаются на глубине 10-30 м от устья, максимальные дебиты 8,0-13,5 л/с.

В четвертичных отложениях имеет распространение водоносный горизонт, связанный с делювиальными отложениями, слагающими долины балок и пониженные участки рельефа. Питание его осуществляется, в основном, за счет атмосферных осадков. По типу залегания делювиальные воды относятся к грунтовым.

Таким образом, подземные  воды продуктивных горизонтов верхнепермских и мезозойских отложений относятся в основном к высокоминерализованным. Минерализация их увеличивается с глубиной.

По гидрохимическим  показателям они не типично нефтяные с застойным режимом, не сингетичны вмещающим отложениям, а инфильтрационные, что указывает на нахождение водоносных горизонтов в зоне водообмена с дневной поверхностью и свидетельствует о плохой закрытости недр и активном разрушении нефтяных залежей.

Содержание водорастворенных газов на водонефтяном контакте месторождения Жанажол составляет в среднем 3,1 м³/м³, из которых примерно половина приходится на кислые (сероводород, двуокись углерода) и половина на метан и его гомологи.

Характерной особенностью химического состава растворенных газов является высокое содержание сероводорода (34,4 %) и двуокиси углерода (11,7 %). Обращает на себя внимание также низкая концентрация гомологов метана (около 2 %), что не характерно для подземных вод, контактирующих с нефтяной залежью.

 

 

1.7  Физико-химические свойства нефти и газа

 

Свойства нефти, газа месторождения Жанажол изучались  по результатам исследований 9 глубинных проб из 9 скважин. Исследования выполнены ЦНИЛом объединения «Эмбанефть» (глубинная проба из скважины 5, поверхностная   проба из скважин 4) , центральной лабораторией объединения «Гурьевнефтегазгеология» (глубинные пробы из скважин 5,11,16 - два исследования, 19, поверхностные пробы из скважин 4- три исследования, 5- четыре исследования, 11,16,26) Актюбинским отделением КАЗНИГРИ поверхностные пробы из скважины 4-два исследования, 5) лабораторией геохимии нефти и газа КАЗНИГРИ (поверхностная проба из скважин 4) институтом «Волгоград НИПИ нефть (глубинная проба из скважины 5), институтом «Гипровостокнефть» (глубинные пробы из скважин 17 и 25).

Стандартное разгазирование   глубинных проб проводится при условиях, не соответствующих работе сепарационных  установок на месторождении. Поэтому параметры нефти и газа по скважинам 17 и 25 определялись не только при однократном разгазировании глубинных проб в стандартных условиях сепарации экспериментально на установке PVT-12, а также расчетами по компонентному составу пластовой нефти с использованием констант равновесия на ЭВМ «Мине 32».

 

Эксперимент и  расчеты выполнены при следующих  условиях сепарации:

 

Ступени сепарации           давления                   температура

1                                    20,00                             10

2                                     7,0                                 8

3                                     1,05                               8

4                                     1,00                                20

Исследование проб в полном объеме выполнены только по скв. 17 и 25.

Значение полученных параметров нефти и газа по этим скважинам близки между собой. Кроме  того, как отмечалось выше, получена хорошая сходимость   экспериментальных  данных и расчетных. При изучении остальных проб определены отдельные параметры нефти и газа, значения которых по разным исследованиям настолько различны, что использовать их для расчета средних параметров по залежи не представляется возможным. Поэтому в настоящей работе приняты параметры нефти и газа, определенные по скважинам 17 и 25. За среднее значение параметров нефти и  газа по  залежи     приняты  параметры,  рассчитанные как среднеарифметические величины по скважинам 17 и 25. По результатам стандартных исследований глубинных проб из скважин 17 и 25 плотность пластовой нефти равна, соответственно, 0,7215 и 0,7205 г/см³ , давление насыщения нефти газом при пластовой - 250,0 и 263,3 м^т (объем газа к 20°С и 760 мм рт. ст.) динамическая вязкость пластовой нефти - 0,36 и 0, 39 спз. Температура насыщения нефти парафином при пластовом давлении, определенная по скважинам 17 и 25, также одинаковая и равная 12, OxIO'⁵ 1/ат. Относительная плотность газа по воздуху - 0,758 и 0,743. При ступенчатом разгазировании в рабочих условиях, за счет сохранения части легких   фракций,   плотность   нефти   относительно   однократного разгазирования при стандартных условиях снижается.