На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Работа № 84057


Наименование:


Курсовик Технология ремонтных работ на скважинах

Информация:

Тип работы: Курсовик. Добавлен: 23.1.2015. Сдан: 2014. Страниц: 56. Уникальность по antiplagiat.ru: 100.

Описание (план):


СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Общие сведения о месторождении Карачаганак
1.2 Стратиграфия
1.3 Тектоника
1.4 Нефтегазoносность
1.5 Водоносность
2 ТЕХНИКО - ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 Общие сведения о текущем ремонте скважин
2.2 Технология капитального подземного ремонта скважин
2.2.1 Обследование и исследование скважин перед капитальным ремонтом
2.2.2 Технология ремонта эксплуатационной колонны
2.2.3 Технология изоляционных работ по устранению или ограничению водопритоков
2.2.4.Новая технология ремонтных работ на скважинах
2.7 Оборудование для проведения канатных работ
2.7.1 Устьевое оборудование для канатных работ
2.7.2 Оборудование, спускаемое в скважину
на проволоке (тросе) и оставляемое для выполнения определенных технологических функций
2.7.3 Гидравлические агрегаты для проведения канатных работ
2.8 Методы увеличения проницаемости пород призабойной зоны скважин
2.8.1 Расчёт основных технологических показателей ГРП
ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Структура нефтегазодобывающих предприятий
3.1 Анализ технико-экономических показателей эксплуатации месторождения Карачаганак
3.2 Краткая характеристика предлагаемых мероприятий и цель их внедрения
3.2.1 Определение объема продукции после внедрения гидравлического разрыва пласта
3.2.2 Определение эксплуатационных затрат до внедрения мероприятия
3.2.3 Определение эксплуатационных затрат после внедрения мероприятия и определение себестоимости единицы продукции
3.2.4 Определение годового экономического эффекта от внедрения мероприятия
ОХРАНА ТРУДА
4.1Причины и характер возникновения осложнений при канатных работах
4.2Мероприятия по предупреждению осложнений и аварий при работе инструментом, спускаемым на проволоке (тросе)
4.3 Техника безопасности при проведении канатных работ
4.4 Общие требования безопасности и охраны труда
5 Охрана окружающей среды
5.1 Анализ воздействия нефтегазопромысла на компоненты биосферы
5.1.1 Воздействие на атмосферу
5.1.2 Воздействие на гидросферу
5.1.3 Воздействие на литосферу
5.2 Организационные мероприятия
5.3 Инженерные и природоохранные мероприятия по защите окружающей среды
5.3.2 Защита гидросферы
5.3.3 Защита литосферы
ЗАКЛЮЧЕНИЕ


ВВЕДЕНИЕ

Подземный ремонт нефтяных и газовых скважин - одна из основных и важных операций по восстановлению режима работы скважин, стабилизации и повышению добычи нефти и газа. В то же время подземный ремонт - это самый сложный и трудоёмкий процесс в
нефтегазодобывающей промышленности. Он проводится в скважинах при нарушении оптимального режима работы, что обычно выражается в постепенном снижении дебита или полном прекращении подачи продукции.
Традиционно работы по восстановлению заданного технологического режима эксплуатации скважины связаны с подъёмом НКТ и подземного оборудования для его замены или ремонта и обратным спуском в скважину. Работы по спуску и подъёму труб отнимают около 20 - 30 % времени, затрачиваемого на подземный ремонт, и остаются тяжёлыми и дорогостоящими.
Большие массы и габариты спуско - подъёмного оборудования - это главная причина больших затрат времени на транспортные и подготовительно - заключительные операции, что особенно отрицательно сказывается на производительности труда в основных нефтегазодобывающих районах стран СНГ, где отсутствуют стационарные грузоподъёмные устройства, а дорожно-климатические условия чрезвычайно тяжёлые. Доля времени на транспортные операции в этих районах возрастает до 50% времени всего цикла операций по подземному ремонту, а на подготовительные - до 20-30% .
Ясно, что создание малооперационной технологии подземного ремонта, а следовательно, облегчение и ускорение проведения ремонтно-профилактических работ в скважине в этих условиях является одним из основных факторов повышения эффективности и рентабельности эксплуатации скважин.
Достигнутый в зарубежной практике и у нас в стране прогресс в области техники и технологии подземного ремонта фонтанных скважин позволил принципиально изменить оборудование, механизмы и инструмент для выполнения ряда ремонтных работ без подъёма НКТ.
В мировой практике существуют следующие методы подземного ремонта скважин без подъёма НКТ:
с помощью инструментов, спускаемых на проволоке или тросе;
с применением рабочей колонны труб,
концентрично спущенной в НКТ;
с помощью установок с неразъёмной колонной труб;
с помощью навесных управляемых инструментов, спускаемых на кабель-канате;
с помощью инструментов, продавливаемых в скважину через НКТ жидкостью под давлением.
В настоящей работе рассматривается только метод подземного ремонта, выполняемого с помощью инструментов, которые спускают на проволоке или тросе, нашедший наиболее широкое применение в настоящее время из всех перечисленных выше методов. Использование канатной техники, применяемой на месторождении Карачаганак, возможно в результате применения в скважинах специального подземного оборудования. Комплекс этого оборудования, спускаемый в скважину на НКТ обычно после завершения её бурением, позволяет проводить текущий ремонт с использованием канатной техники, исключая извлечение НКТ в течение всего или длительного срока эксплуатации скважины при нарушениях технологического режима её работы, а также при освоении или глушении.
В технической литературе подземное оборудование, предназначенное для отбора жидкости и газа фонтанным способом и рассчитанное на длительный период работы без глушения скважины с использова-нием канатной техники, подразделяется на стационарное и полустационарное.
Стационарное оборудование обычно цементируется и не извлекается из скважины. Полустационарное оборудование характеризуется наличием пакеров стационарного или извлекаемого типов.
Наибольшее применение на нефтегазовых промыслах, как у нас в стране, так и за рубежом, получило полустационарное оборудование.
Применение полустационарного оборудования и проведение канатных работ способствуют :
увеличению межремонтного периода скважин;
сокращению затрат времени на подземный ремонт;
повышению коэффициента эксплуатации скважи;
снижению вероятности загрязнения
пласта при подземном ремонте канатной техникой, который исключает применение глинистого раствора;
уменьшению опасности открытого выброса ;
сведению к минимуму затрат, связанных с переводом скважин на искусственный лифт после прекращения фонтанирования и при возвратных работах.
При проведении ремонтных работ в скважинах, оснащённых полустационарным оборудованием, используется легко транспортируемая техника, обеспечивающая круглогодичную работу в любых климатических и топографических условиях с незначительной затратой труда и
времени. Устье скважин оборудуется превентором и лубрикатором для
безопасного спуска инструментов и все внутрискважинные операции проводятся с помощью лебёдки с приводом барабана от гидравличес-кого двигателя. Основная операция при проведении канатных работ-
это удары вверх и вниз, которые обеспечиваются применением гидро-
привода и специального инструмента - ясса.
С помощью канатной техники можно проводить следующие основные внутрискважинные операции:
установку и съём обратного клапана, пробки, седел для скважинного насоса, газлифтных и глухих клапанов, различных глубинных приборов (манометров, термометров, дебитомеров и т.д.);
открытие и закрытие циркуляционных клапанов механического действия;
установку и съём дистанционно управляемого предохранительного клапана - отсекателя, когда скважина оборудована отсекателем, спускаемым на проволоке, и аварийное механическое открытие дистанционно управляемого клапана - отсекателя, спускаемого на колонне НКТ;
спуск скребков;
спуск свабов, гидравлических и гидростатических желонок;
управление ингибиторным клапаном и разъединителем колонны с целью соответственно ввода ингибитора и отсоединения колонны НКТ от пакера;
спуск и установку специальных прямоточных штуцеров в НКТ с помощью замковых устройств между стыками НКТ или
на внутренней поверхности труб;
установку у башмака труб удлинителей для промывки песчаных пробок или изоляционно - цементировочных работ.
Осуществление вышеуказанных операций позволяет проводить без подъёма труб подземный ремонт скважин следующих видов:
опрессовку колонны НКТ с целью выявления дефектов;
глушение скважины через циркуляционный клапан при установленных в нижнем ниппеле обратном клапане или глухой пробки, не загрязняя при этом пласт жидкостью для глушения;
ремонт или смену фонтанной ёлки без глушения скважины при закрытом клапане - отсекателе или установленной в посадочном ниппеле глухой пробки;
чистку труб от парафина;
удаление песчаных пробок;
удаление пробок из окалины, осадка глинистого раствора, осколков породы;
свабирование;
выпрямление участков деформированных труб;
изоляцию пробоин в колонне труб и ликвидацию утечек через разъединённые циркуляционные и ингибиторные клапаны с помощью пробок (прямоточных штуцеров);
смену вышедших из строя съёмных газлифтных клапанов, клапанов - отсекателей;
обработку забоя химическими реагентами через циркуляционный или ингибиторный клапан;
установку и смену забойного штуцера;
изменение глубины ввода газа в газлифтных скважинах путём замены съёмных глухих клапанов на газлифтные;
ловильные работы внутри НКТ;
возврат на вышележащие горизонты в многопластовых скважинах путём открытия и закрытия соответствующих циркуляционных клапанов;
установку и смену забойных регуляторов, съёмных газлифтных клапанов для дренажа в нагнетательных скважинах и т.д.
Все перечисленные выше работы осуществляются с помощью инструмента, спускаемого в НКТ на проволоке диаметром 1,8-2,5 мм, обладающей высокой упругостью, необходимой для развития ударов. Более сложные работы, связанные с высокими нагрузками, проводятся с
применением металлического троса диаметром 4,76 мм, обладающего повышенной точностью на разрыв.
Инструмент, спускаемый в НКТ на проволоке или тросе, - это комплект приспособлений и устройств (грузовые штанги, шарниры, захваты для спуска и извлечения технологического оборудования и канатного инструмента, желонки, ловильный инструмент и др.), позволяющий проводить на глубине (до 6000 м) все перечисленные выше виды работ.


1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении Карачаганак

Карачаганакское месторождение одно из наиболее ценных достояний Казахстана. Оно находится в Западно-Казахстанской области на северо-востоке от 51 северной широты и 50 восточной долготы вблизи города Аксай, в 120 км к востоку от Уральска, 150 км к юго-западу от Оренбурга. Площадь месторождения составляет 500 км2. По запасам углеводородов оно уступает только Тенгизу. Карачаганакское месторождение огромно. Его извлекаемые запасы составляют более 250 миллионов тонн нефти и 600 миллиардов кубических метров газа. Оно было открыто в ходе буровых работ в 1979 году. В 1984 году началась опытно-промысловая эксплуатация. Максимум добычи пришелся на 1991 год.
Месторождение расположено в Бурлинском районе, административным центром которого является г. Аксай. Население г.Аксай составляет 30 тысяч жителей. Приблизительно 50% площади района находится под полеводством, 35% под пастбищами. Остающиеся 10% включают городские районы, поселки, леса, дороги, инфраструктура и 5% месторождения. К северу КНГКМ граничит с поселками Карачаганак, Жарсуат, Димитров. К востоку расположены Жанажол и Березовка, с запада граничит с поселком Тунгуш. Карачаганакское месторождение расположено в 90 км от Оренбургского месторождения. В орографическом отношении район работ представляет равнину с редкой сетью оврагов и болот.
Абсолютные отметки рельефа изменяются от 80 до 130 м. Гидрографическая сеть представлена к северу от
месторождения рекой Урал, к северо-востоку рекой Илек. По территории проектируемых работ протекает речка Березовка, которая является левым притоком реки Илек. Летом она пересыхает. На площади встречаются небольшие естественные водоемы.
Техническое водоснабжение обеспечивается преимущественно за счет подземных вод. Водоносные горизонты залегают на глубинах от 65 до 110 м, приурочены к трещиноватым мергелям и известнякам, а так же к песчаникам неогеночетвертичного и мелового, юрского и триасового возраста. Воды слабо минерализованные, гидрокарбонатно-кальциевые с минерализацией до 1-3 г/л, дебит скважины 26-100 м3/сут. Климат района резко континентальный. Превалируют ветра юго-восточного направления.
Среднегодовое количество осадков составляет 300 - 350 мм, выпадающих в основном осенью, зимой и весной. Глубина промерзания грунта колеблется от 1 до 1,5 м в зависимости от толщины снежного покрова.
Продолжительность отопительного сезона 176 дней (15.10 по 15.4).
Растительность типичная для сухих степей. В пределах площади проектируемых работ степи сплошь распаханы. Очень большое количество паразитных насекомых.

1.2 Стратиграфия

По данным описания керна и результатам интерпретации геофизического материала по пробуренным скважинам Карачаганакской площади ниже приводится краткая геологическая характеристика вскрываемой части разреза. В строении Карачаганакского газоконденсатного месторождения принимают участие породы широкого стратиграфического диапазона: от девонских до четвертичных включительно.
Разрабатываемая нефтегазоконденсатная залежь приурочена к каменноугольно-артинским отложениям, залегающим на глубине от 3624-3735 м в центральных частях палеосвода залежи скважин 2, 12, 23, 213, 146, 196, 314, 324 до 5073-5137 м на склонах его скважин 8, 31, 34, 40. Надпродуктивные отложения - представлены мощной осадочной толщей кунгурско-мезокайнозойского возраста.

Каменноугольная система С

Каменноугольные отложения представлены в объеме нижнего и среднего отделов. Контакт с перекрывающими породами трансгрессивный, с размывом каменноугольных отложений и угловым несогласием. Наиболее широко на территории месторождения развиты отложения нижнего карбона, относящиеся к визейскому и серпуховскому ярусам.


Нижний отдел
Визейский ярус C1v
Визейский ярус вскрыт в скважинах 4, 6, 7, 9, 11, 12, 17, 19, 20, 23, и др. Представлен преобладающими светло-серыми известняками, органогенно-детритовыми, мелко-среднезернистыми, пористыми.
Вскрытая толща отложений яруса изменяется от
единиц (скважина 12) до 260 м (скважина 20). По палеонтологическим данным в разрезе яруса выделяются горизонты (снизу-вверх): алексинский (скважина 11, вскрытая толщина 82 м); Михайловский (скважины 11,9 толщина 131 м); веневский (скважины 4, 9, 12, 19, 20, толщина до 90 м). Общая толщина визейского яруса на площади до 303 м.

Серпуховский ярус C1s
Отложения серпуховского яруса вскрыты в тех же скважинах, кроме скважины 11, где они размыты. Отложения представлены переслаиванием известняков и доломитов в равном соотношении. Известняки буровато-серые, биогермные, органогенно-детритовые, нередко с примесью тонкодисперсного глинистого материала, пористые. Доломиты серые и буровато-серые, мелко-тонкозернистые, известковистые, с реликтами водорослей, фораминифер, брахиопод, пористые.Общая толщина отложений достигает 210м (скважины 1, 19, 20).

Средний отдел
Отложения среднего карбона к настоящему времени вскрыты только на северном крыле Карачаганакского поднятия (скважины 1, 5, 13). По палеонтологическим данным они относятся к нижним горизонтам башкирского I яруса (краснополянский горизонт).

Башкирский ярус
Отложения представлены биоморфными нередко брекчированными известняками и доломитами, неравномерно пористыми. Толщина отложений 17-90 м.
Каменноугольные отложения на площади месторождения вскрыты в интервале глубин 4480-5362 м. Суммарная вскрытая толщина составляет 530-603м.
Пермская система Р

Породы пермского возраста в пределах месторождения залегают на каменноугольных отложениях со стратиграфическим перерывом. Пермская система сложена нижней карбонатной, средней соленосной и верхней терригенной толщами. Граница между нижним и верхним отделами пермской системы палеонтологически обоснована слабо, что позволяет проводить ее как в основании терригенной толщи. Так и внутри соленосной.

Нижний отдел
Палеонтологическая изученность пород отдела
позволяет выделить в его составе ассельский, сакмарский, артинский и кунгурский ярусы. Первые три яруса сложены карбонатными породами, входящей в состав продуктивной толщи месторождения и образующими три типа разрезов: биогермный, склоновый и относительно глубоководный. Кунгурский ярус представлен соленосной толщей.
Ассельский ярус P1a в биогермном типе разреза представлен биогермными известняками, реже доломитами и их биоморфнодетритовыми разностями.
Отложения рифового склона характеризуются преимущественным развитием доломитизированных биоморфно-детритовых, реже биогермных и биоморфных разностей с прослоями биохемогенных и обломочных.
Максимальная толщина ассельских отложений биогермного типа достигает 557 м, а склонового от 42 м до 216 м.
Сакмарский ярус P1s в рифовой фации представлен серыми известняками толщиной от 23 м до 90 м. Склоновый тип разреза представлен органогенно-детритовыми, брекчиевидными, тонкокристаллическими и пелитоморфными известняками толщиной от 15 м до 56 м.
Артинский ярус P1ar в рифовом и склоновом типах разреза подразделяются на подъярусы.
Нижнеартинский подъярус в рифовом типе разреза представлен биоморфно-детритовыми известняками, реже вторичными доломитами. Толщина пород достигает 90 м.
В разрезах склонового типа толщина яруса резко сокращена. Представлены отложения в основном вторичными доломитами, реже известняками биоморфно-детритовыми, органогенно-обломочными.
Верхнеартинский подъярус по типам разреза и литологии сходен с нижнеартинским. Толщина артинских отложений в целом в биогермном типе разреза колеблется от 143 м до 303 м, в склоновом типе от 5 м до 217 м.
Кунгурский ярус P1k . Отложения кунгурского яруса в пределах месторождения развиты повсеместно. Они залегают на размытой поверхности каменноугольно-артинских отложений, облегая седиминтационно-рифогенную морфоструктуру Карачаганакского поднятия и повторяя ее рельеф.
По палеонтологическим и палинологическим данным в составе кунгурского яруса выделяются
филипповский и иреньский горизонты.
Филипповский горизонт P1k f характеризуется колебаниями глубины залегания кровли в широких пределах, от 3568-3636 м в своде структуры (скважины 324, 314, 319, 154, 146, 196, 118, 811, 101, 100, 2, 23) до 5019-5212 м на периферийных частях (скважины 8, 31, 34, 45, Д-2).
Толщина горизонта меняется от нескольких метров в наиболее погруженых частях рифогенной структуры до 150-304 м в центральной части палеорифа.
Для области развития соляных куполов кровля филипповского горизонта проводится по подошве солей, что хорошо заметно на разрезах скважин № 5, 13, 21, 28, 30, 37, 40, 43 и др. В отдельных случаях под пластом солей залегает глинистый пласт небольшой толщины. Примером этого могут служить разрезы скважин № 622, 8, 139, 213 и др.
Определение кровли пород филипповского горизонта в разрезах скважин, расположенных в пределах развития соляных куполов, возможно лишь при наличии полного комплекса геофизических исследований, в том числе таких методов как радиометрический, электрометрический, акустический, а также кавернометрии.
Для межкупольной зоны, в мульде, где соляные пласты иреньского горизонта были отжаты в результате соляной тектоники, кровля филипповского горизонта проводится по подошве глинистокарбонатного пласта в кровле ангидритов и смене сульфатных пород (ангидиритов) терригенно-сульфатными породами иреньского горизонта.
На диаграммах геофизических исследований скважин положение кровли горизонта в пределах межкупольной мульды определяется по увеличению значений естественной гамма-активности пород, залегающих в подошве иреньского горизонта, что связано с их повышенной глинистостью. Примером этому могут служить скважины № 6, 9, 17, 29, 149, 311, 112, 324, 433 и др.
Результаты описания керна из скважин в сводной части структуры позволяют также отметить эту закономерность, которая проявляется в более темной окраске соляных пластов и наличии глинистых пластов. Так, в скважине № 4, по данным кернового
материала, эта переходная зона представлена переслаиванием аргиллита темносерого тонкоплитчатого, неизвестковистого доломита темно-серого, мелкокристаллического, массивного, плотного, крепкого с примесью буровато-серого доломитового материала.
В скважине № 6 в кровле филипповского горизонта залегает ангидрит-кизеритовая порода. Кизерит генетически связан с полигалитами, залегающими выше карбонатно-сульфатных пород филипповского возраста. Присутствие этого минерала указывает на принадлежность вышележащей глинистой пачки пород к отложениям иреньского возраста.
В скважине № 112 карбонатно-сульфатная пачка филипповского горизонта с глубины 3584 м вверх по разрезу постепенно переходит в терригенно-карбонатно-сульфатную толщу, аналогично скважинам № 4 и 6.
По сопоставлению с результатами ГИС кровля филипповского горизонта проводится на глубине 3684 м; вышележащая толща относятся к иреньскому горизонту. По литологическому составу в разрезе филипповского горизонта снизу вверх выделяется 2 толщи: карбонатная и карбонатносульфатная.
Карбонатная толща палеонтологически обоснована лишь в скважине № 10. Литологически данная толща сложена преимущественно перекристаллизованными доломитами и известняками. Ниже 10-15 м представлены мшанково-брахиоподобными и мшанково-гастроподовыми известняками. Здесь в интервале 3923-3928 м определены остракоды, характерные для кунгурского яруса в целом. Кроме того, в интервале 3808-3914 м определен спорово-пыльцевой комплекс, отвечающий характеристике комплекса филипповского горизонта. Мощность карбонатной толщи в скважине № 10 составила 24 м.
Комплекс остракод, характерный для кунгурского яруса, определен также в скважине № 2 в интервале 3769-3773 м. По сопоставлению результатов ГИС по аналогии со скважиной № 10 в скважинах № 2 и 4 карбонатная пачка выделена условно соответственно в интервалах 3736-3778 м и 4350-4368 м.
Однако, отсутствие реперов в карбонатной толще филипповского возраста не позволяет с достаточной степенью
достоверности проследить распространение этой толщи в пределах месторождения.
Карбонатно-сульфатная толща филипповского горизонта представлены ангидритами серой, светло-серой и голубоватой окраски. Текстура пород массивная, местами неотчетливо волнисто-слоистая, обусловленная тонкими субгоризонтальными прослойками мелкокристаллического карбонатно-доломитового материала. Структура пород кристаллическая, разнозернистая. Интервалами порода сильно дислоцирована с множеством микротрещин хаотического направления. Отдельные разности ангидрита по трещинам, тонкие карбонатные прослои и стиллолитовые швы содержат черное и буроватое битуминозное вещество.
По данным ГИС, в разрезе карбонатно-сульфатной толщи выделяется несколько карбонатных пластов. В зоне развития минимальных толщин горизонта обычно присутствует один карбонатный пласт (скв. 30, 8, 29, 37, 15, 28 и др.). В центральной части структуры, пространственно совпадающей с зоной повышенных и максимальных толщин горизонта, количество корбонатных прослоев увеличивается до 2-4 (скв. 113, 108, 324, 149). При этом увеличивается их общая толщина, максимальное значение которой составляет 34 м (скв. 113).
Филипповский возраст карбонатно-сульфатной толщи установлен по спорово-пыльцевому комплексу в скважине № 4 (интервал 4289-4249). В остальных скважинах эта толща выделяется условно по сопоставлению промыслово-геофизических данных.
Иреньский горизонт P1кir. Oтложения иреньского возраста вскрываются почти всеми пробуренными скважинами, кроме скважин № 23, 102, 111, 913, расположенных в зоне развития межкупольной мульды. Это может быть связано с полным оттоком пластичных соляных масс в область развития соляных куполов, что привело к значительному изменению литологического состава пород иреньского горизонта. В связи с этим для окончательного установления факта отсутствия пород иреньского возраста необходимо подтверждение результатами палеонтологического или споро-пыльцевого анализа пород, которые в
настоящее время отсутствуют.
Глубина залегания иреньского горизонта не выдержана по площади. На сводах соляных куполов она колеблется от 121 м (скв. 40) до 444-795 м (скв. 196, 43, 21). В центральной части мульды глубина залегания иреньского горизонта составляет от нескольких метров до 250 м. В зоне розвития куполов толщина горизонта максимальная и составляет более 1600 м.
На Карачаганакском куполе вскрытая толщина соленосных пород составляет от 4215 м (скв. 305) до 5018 м (скв. 49). На Кончубайском куполе максимальные толщины вскрыты скважинами № 43 и 33. Они составляют, соответственно, 3967 м и 4606 м.
Исходя из имеющегося кернового материала из скважин № 1, 5, 13, 21, 4 и результатов ГИС, в строении иреньского горизонта принимают участие породы кунгурского солеродного бассейна, представленные солями, ангидритами, доломитами, глинами, алевролитами. Цикличность напластования пород, свойственная солеродным бассейнам, нарушена в процессе проявлении соляной тектоники.
Соляные пласты представлены преимущественно галитом в различной степени обогощенным сульфатно-карбонатными и терригенными примесями. Распределение этих примесей в разрезе неравномерное и изменяется от нескольких процентов до появления сульфатных, сульфато-карбонатных и сульфато-карбонато-терригенных пластов.
Терригенный материал представлен преимущественно глинисто-алевролитовыми породами, обогащенными сульфатным и карбонатным материалом, интенсивно засоленными. Терригенные прослои образуют достаточно мощные пачки от 10-15 м до 50 м. Рядом скважин под мощными пластами солей вскрыты терригенные красноцветные породы верхней перми, зажатые в соленосных породах кунгурского возраста.

Верхний отдел
Отложения верхнего отдела пермской системы выделяются в объеме уфимского, казанского и татарского ярусов со значительной долей условности.
Уфимский ярус P2u сложен глинами аргиллито подобными, красноцветными, коричневато-серыми, слабо известковистыми с включениями кристаллов каменной соли, гипса
и ангидрита, формирующих в основании яруса отдельные прослои. Толщина яруса изменяется от 84 м 1252 м, в отдельных случаях до 1630 м.
Казанский ярус P2kz по литологии подразделяется на калиновскую и нерасчлененную гидрохимическую и сосновскую свиты.
Калиновская свита представлена глинами красно-коричневыми, коричневато-серыми, уплотненными, алевристыми, в различной степени известковистыми с мелкими гнездами ангидрита и каменной соли, с прослоями глинистых известняков и доломитов. Толщина свиты меняется от 138 м до 187 м, достигая в разрезах некоторых скважин более 200 м, что обусловленно крутонаклонным залеганием.
С гидрохимической и сосновской свитами отождествляется толща кирпично-красных, темно-коричневых, сильноуплотненных глин с многочисленными прослоями каменной соли и ангидрита, реже алевритов, известняков и доломитов. Толщина ее колеблется от 192 м до 1118 м.
Татарский ярус P2t представлен глинами коричневыми, коричневато-красными с голубовато-серыми пятнами, плотными, аргиллитоподобными, известковистыми, песчанистыми, с прослоями косослоистых полимиктовых песчаников, алевролитов и слабосцементированных песков, редко известняков. Толщина яруса от 700 м до 1925 м.


Триасовая система Т

Отложения триасовой системы представлены глинами, алевролитами и песчаниками. Глины красно-коричневые, преимущественно известковистые, в различной степени опесчаненные, с косой и неясной слоистостью. Песчаники и алевролиты кирпично-красные, красно-бурые со светло-зелеными пятнами, разнозернистые полимиктовые. На большей части месторождения толщина триасовых отложений колеблется от 1068 м до 2040 м, сокращаясь до 60-578 м на Карачаганакском куполе.

Юрская система J

Отложения юрской системы представлены средним и верхним отделами, которые в некоторых разрезах разделяются условно. Они развиты в южной и центральной частях межкупольной мульды.

Средний отдел J2

Среднеюрские отложения представлены терригенной толщей, в нижней
части которой наблюдается переслаивание песчаников в мелкозернистых, песков глинистых и глин, содержащих в значительном количестве углефицированный растительный детрит. Верхняя часть сложена глинами неизвестковистыми, крупнослоистыми. Толщина среднеюрских отложений изменяется от 121 м до 392 м.

Верхний отдел J3

Отложение верхней юры представлены породами келловей-оксфорд-кимериджского возраста в виде фосфоритовой плиты и глинисто-мергелистой толщей волжского яруса. Толщина фосфоритовой плиты 0,5-0,8 м, отложений волжского яруса от 53 м до 132 м, в отдельных случаях до 172 м.

Меловая система K

Отложения меловой системы выделены в объеме нижнего отдела, который условно расчленяется на валанжинский-готеривский, баремский и аптский ярусы.
Валанжинский-готеривский ярусы представляют собой пачку глин с редкими прослоями мергелий и мелкими фосфоритовыми желваками в основании пачки. Толща этих отложений 13-44 м.
Барремский ярус представлен глинами черными, плотными, песчанистыми, с редкими тонкими прослойками мергеля и конкрециями сидерита. Толщина яруса 24-80 м.
Аптский ярус сложен глинами темно-серыми, неизвестковистыми, уплотненными, песчанистыми, с тонкими прослойками пиритизированных сидиритов и мергелей. В основании залегает пласт мелкозернистого песчаника с фосфоритами. Толщина яруса достигает 76 м.

Неогеновая система N

Неогеновая система представлена верхним отделом (плиоценом), отложения которого залегают на разновозрастных породах - от триаса до нижнего мела. Представлены глинами зеленовато-серыми, серыми, с прослоями серых разнозернистых песков, песчаников и алевролитов. Толщина плиоценовых отложений от 20 м до 125 м.

Четвертичная система Q

Породы четвертичной системы представлены суглинками, супесями, песками с линзами галечников и прослоями глин. Толщина их колеблется от 8 м до 20 м.

1.3 Тектоника

Карачаганакское месторождение расположено во внутренней части северной бортовой зоны
Прикаспийской впадины, характеризующейся большой толщиной осадочного чехла и проявлением соляной тектоники.
Здесь выделяется три структурных комплекса, различно реагировавших на тектонические движения и образовавшие специфические, только им присущие и генетически с ними связанные дислокации.
Нижний структурный комплекс объединяет весь разрез древнейших отложений до артинского яруса включительно; средний - включает кунгурскую сульфатно-галогенную толщу и верхний - охватывает образования верхней перми и триаса.
Нижний структурно-литологический комплекс палеозоя характеризуется тектоно-седиментационными структурными формами, он охватывает толщу пород от среднего девона по артинский ярус включительно. Это крупная тектоно-седиментационная структура. Размеры структуры в плане составляют 15 х 30 км, высота ее - 1600 м при общей толщине среднедевонско-нижнепермских отложений до 2000 м. За пределами массива толщина этих отложений не превышает 600 м. Минимальная глубина залегания кровли комплекса 3680 м. Анализ соотношения тектонического и седиментационного фактора, определяющих морфоструктуру тектоно-седиментационного Карачаганакского поднятия, показывает тесную зависимость седиментационных процессов от локальных структуроформирующих и эпейрогенических региональных движений. Их влияние отразилось на форме и размерах поднятия, стратиграфических объемах слагающих его пород, перерывах в осадконакоплении, характере унаследованных структурных форм.
В среднем структурно-литологическом комплексе, сложенном породопластичной толщей кунгура, образовались резко дисгармоничные структуры как по отношению к подстилающему, так и по отношению к перекрывающему структурно-литологическим комплексам. Среди них выделяются волнообразные поднятия и соляные антиклинали, ассимметричные диапировые структуры, соляные штоки и купола, а также межкупольные депрессии. В пределах месторождения имеется три соляные структуры: Карачаганакское соляное поднятие (соляная гряда) - на севере, Сухореченский
и Кончубайский соляные купола на юго-востоке и юго-западе, соответственно.
Карачаганакское соляное поднятие имеет восточное, юго-восточное простирание. Длина его 25 км, ширина 5 км. Размеры Кончубайского и Сухореченского куполов составляют, соответственно, 3,5 х 7 км и 5 х 9 км. Кровля среднего структурно-литологического комплекса в пределах солянокупольных поднятий залегает на глубине 153-250 м. Максимальная толщина комплекса отмечена в пределах солянокупольных поднятий, где она достигает 4338 м на Карачаганакском соляном поднятии.
Верхний структурно-литологический комплекс характеризуется разнообразием структурных форм, создавшихся в красноцветной толще верхней перми и триаса. Деформации в красноцветной толще обусловлены, в основном, перемещениями соленосных кунгурских пород. Основным морфологическим типом этого комплекса является сложнодислоцированные синклинальные блоки. В пределах месторождения развита обширная Карачаганакская межкупольная мульда, размещающаяся между Карачаганакским, Кончубайским и Сухореченским соляными поднятиями. Размеры Карачаганакской межкупольной мульды 5 х 20 км. Максимальная толщина верхнего структурно-литологического комплекса отмечается в пределах Карачаганакской мульды, где она составляет 3500-4871 м. В верхней части комплекса (в толще мезозойских отложений) геологической съемкой установлено множество локальных тектонических нарушений преимущественно субмеридионального простирания.
И, наконец, самая верхняя часть разреза - неогеновый и четвертичный покров, с угловым несогласием перекрывает все более древние отложения и развит в виде плаща и над соляными поднятиями, и над межкупольными мульдами.

1.4 Нефтегазoносность

Основная (разрабатываемая) нефтегазоконденсатная залежь связана с карбонатными верхнедевонскими (фаменскими), каменноугольными и нижнепермскими (по артинский ярус включительно) отложениями. Толщина залежи около 1600 м, минимальная глубина залегания ее кровли 3680 м. Водонефтяной контакт
(ВНК) этой залежи расположен в среднем на aбсолютной отметке минус 5150 м, или на глубине порядка 5250 м от поверхности земли.
Ниже, под основной нефтегазоконденсатной залежью, разведочной скважиной № 15 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.
Для настоящего проекта основной интерес представляет нефтегазоносность кунгурских отложений, которая поэтому более подробно изложена ниже.
Нефтеносность кунгурских отложений установлена эксплуатационной скважиной № 112. Нефть в этой скважине была получена в процессе бурения при глубине 3528 м. Был получен фонтан нефти дебитом порядка 100 м3/сут. Фонтан ликвидирован путем задавки глинистым раствором плотностью 1,56 г/см3. После этого скважина была продолжена бурением с отбором керна до глубины 3594 м. С целью опробования скважину оборудовали эксплуатационной колонной до глубины 3588 м, которую зацементировали до устья. Для опробования была произведена перфорация колонны в интервалах: 3515-3534 м (I объект), 3485-3495 м (II объект), 3465-3475 м (III объект), 3556-3568 м (IV объект). Приток нефти получен из IV объекта, дебит нефти составил 30 м3/сут на шайбе 10 мм, пластовое давление не замерялось. Остальные объекты оказались «сухими».
Скопление нефти приурочено к ангидритам светло-серого цвета, трещиноватым, с характеристикой косослоистостью, обусловленной тонкими пропластками доломитов, пропитанных нефтью. Пористость нефтегазоносных пород, по данным ГИС. Составляет 6,5 %.
Ниже отметки минус 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 минус 5130 в более плотную и вязкую, которая в сочетании с ухудшенными коллекторскими свойствами вмещающих пород может блокировать залежь участками или повсеместно.
Ниже отметки минус 5130 м, согласно данным исследований скважины № 13, предположительно находится переходная водо-нефтяная зона.
В северных районах Прикаспийской впадины основные перспективы нефтегазоносности связаны с подсолевым палезоем. Промышленная продуктивность отложений этого возраста установлена в 1973-1975 годах открытием Гремячинского, Тепловского, Токаревского и ряда других небольших по запасам газоконденсатных и газоконденсатнонефтяных месторождений.
В 1979 году во внутренней части прибортовой зоны на площади Карачаганак в скважине П-10 был получен фонтан газа и конденсата из нижнепермских отложений с глубины 3908 м.
Последующими поисковыми работами было доказано наличие уникального конденсатогазонефтяного месторождения в отложениях нижней перми и карбона. По состоянию на 10 октября 1984 года на месторождении Карачаганак закончено бурение 15-ти поисковых и разведочных, а также 6 эксплуатационных скважин; 9 скважин закончены опробованием и 4 находятся в испытании. Полностью вскрыли продуктивные отложения нижней перми скважины № 1, 4, 5, 6, 7, 9, 11, 12, 13, 16, 19, 20; в скважинах № 2, 10, 18, 100 и другие, данный комплекс отложений вскрыт частично. Продуктивные отложения карбона вскрыты на глубину 31-634 м в 12 скважинах, расположенных в присводной и крыльевых участках месторождения (скважины № 1, 4, 5, 7, 9, 11, 12, 13, 16, 19, 20, 104).
На 10 октября 1984 года в 10-ти скважинах закончено опробованием 48 объектах, в том числе 29-ть в отложениях нижней перми и 19-ти объектов отложения карбона.
Комплексные газодинамические и газоконденсатные исследования, проведены в разведочных и эксплуатационных скважинах Карачаганакского месторождения, доказали промышленную продуктивность вскрытого карбонатного разреза, нижней перми и карбона до глубины
5217 м (скважины 13). В целом по месторождению установленный бурением этаж углеводонасыщенных пород достигает 1557 м (3660-5217 м; в абс. отметках 3567,8-5137,8 м).
С глубиной увеличивается содержание С5+. В трех скважинах П-13, 20 и 9 получены притоки нефти с конденсатом в интервале глубин 5152-5217 м. Плошадь распространения и мощность нефтяной оторочки пока не установлены в виду недоразведанности месторождения.
Степень изученности месторождения неравномерна по площади и разрезу. В стратиграфическом отношении наиболее изучены пермские отложения, причем главным образом в прикупольных областях залежи, в то же время каменноугольные отложения и периферийности структуры в целом освещены результатами глубокого бурения недостаточно.
Пластовые воды в чистом виде на месторождении получены не были, и по этим причинам конфигурация месторождения и высота залежи однозначно не установлены. Вместе с тем, есть основания полагать, что примесь жидкости, полученная с ........



Перейти к полному тексту работы


Смотреть похожие работы

* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.