В.А. ГРИГОРЬЕВА, Н.Т. ЗУЛЬПУКАРОВА(ИПНГ АН СССР И ГКНО СССР), М.М. ИВАНОВА (ГАНГ), А.Ф. КОЛЕСНИКОВ (КАЗАХСКОЕ ГАЗОПРОМЫСЛОВОЕ УПРАВЛЕНИЕ)

Месторождение связано с крупным карбонатным массивом, формировавшимся с позднего девона по артинский век. Его размер 15x30 км, высота продуктивной толщи 1600 м при общей толщине подсолевых верхнедевонских – нижнепермских отложений до 2000 м. Массив осложнен куполами: северным, двухкупольным центральным, южным и западным (рис. 1).

Флюидальная система, заполняющая массивно-пластовый резервуар, представлена двумя частями единой залежи: газоконденсатной (высота 1390 м) и нефтяной (200 м). Особенность залежи – высокое содержание конденсата в пластовом газе, меняющееся от 380 г/м³ в кровле до 705 г/м³ на контакте газ – нефть (–4950 м). С глубиной его плотность увеличивается от 770 до 810 кг/м3. Начальное пластовое давление составляет 51,5 МПа в верхней части залежи и 59,3 в подошве. Пластовая смесь в залежи находится в околокритическом состоянии [3].

Продуктивная толща характеризуется резкой фильтрационно-емкостной неоднородностью. По керну и данным ГИС выявлены коллекторы порового, каверно-порового, трещинно-порового и трещинно-каверно-порового типов [1, 4]. Доля коллекторов в разрезе меняется по площади от 4,5 до 82 %, в среднем составляя для нижнепермских отложений 35 %, каменноугольных 45 %. Доля пород с некондиционной пористостью (менее 6 %) соответственно составляет 65 и 55 % от общего объема пород, коллекторы характеризуются относительно невысокой пустотностью. Большинство коллекторов (до 65 %) имеют пустотность от 6 до 15 %, остальные (35 %) – 15–20.

В качестве основных критериев при выделении пачек приняты: стратиграфическая приуроченность (одновозрастность пород), цикличность в осадконакоплении, генезис пород, закономерности в сочетании коллекторов и покрышек. Исходя из этого, нижнепермская часть продуктивной толщи разделена на семь пачек. В артинском ярусе выделены пачки I и II, в сакмарском – III и ассельском – IV, V, VI, VII.

По каждой пачке проведена комплексная обработка геолого-промысловых данных, в том числе и лабораторных определений коллекторских и поверхностных свойств пород. Впервые применен принципиально новый подход при выделении и прослеживании слабопроницаемых пластов в разрезе по граничному значению адсорбционной емкости (Sw⁰), при котором эффективная проницаемость пород равна нулю, т. е. фильтрация в пласте отсутствует. Это позволило при районировании эксплуатационных объектов по типам разреза выделить участки, где сайклинг-процесс применять нецелесообразно.

Для первого эксплуатационного объекта (рис. 2) выделены три области повышенных значений ФЕС пород и максимальных эффективных толщин: северная, центральная и южная. Они занимают 36 % площади объекта и 59,6 % эффективного объема.

Северная область площадью 14 км² находится в районе скв. 23, 118, 149, 145; центральная – площадью 12,3 км² объединяет северо-восточный (скв. 125, 126, 154, 330, 121) и центральный своды (скв. 2Д, 101, 100, 1100, 2,6); южная – площадью 9,3 км² расположена в районе скв. 707, 170, 703, 213. По количеству и размещению коллекторов в разрезе нижней перми участки неоднородны. Максимальная доля коллекторов (40–70 %) в разрезе выявлена в пределах южной области. В центральной она колеблется от 30 до 60, а в северной от 25 до 35 %. По размещению коллекторов в разрезе выделяются участки равномерного распределения их по разрезу, совпадающие, как правило, с зонами максимальных общих и эффективных толщин, обрамленные зонами локального сосредоточения групп коллекторов в различных частях разреза. В пределах северной области выделяются участки, где коллекторы развиты преимущественно в средней (скв. 23, 313) и нижней частях разреза (скв. 104, 117). В центральной области выделяются два района равномерного развития коллекторов (скв. 154, 330, 2Д), окруженные участками сосредоточения коллекторов в нижней и верхней частях разреза.

Во втором эксплуатационном объекте выделены три области с различными типами разреза (рис. 3). Область наиболее высоких значений толщин и долей коллекторов (60–90 %), расположенная в центральной части массива (скв. 29, 19, 9, 26, 16, 114), значительно смещена по отношению к области лучших коллекторов в нижнепермских отложениях, обрамляя последнюю с юга. Коллекторы этой области в основном равномерно располагаются по разрезу. Аналогичная, но меньшая по размеру область расположена на северо-востоке залежи (скв. 27, 310, 314). Вместе они занимают 17,2 % площади объекта и 31,2 % эффективного объема.

Для области, обрамляющей первую, характерен II тип разреза. В его пределах доля коллекторов 30–60 %. Коллекторы сформированы в разных частях разреза, иногда распределены равномерно. Эта доминирующая область занимает 66,5 % площади объекта и 60,4 % эффективного объема.

В третьем (нефтяном) объекте выделены четыре области с различными типами разрезов: I – со значениями доли коллекторов 60–90 %; II – 40– 60 %; III – 20–40 % и IV – 2–20 % (рис. 4). Четко прослеживаются две крупные области с / типом разреза: на северо-востоке (район скв. 27, 310) и юго-западе месторождения (район скв. 29, 37, 317, 15 и 14). Здесь нефтенасыщенные коллекторы распределены по всему разрезу в количестве от 65 до 99 %. Эти области занимают 13 % площади объекта и 27 % эффективного объема.

II тип разреза характерен для областей, где пласты-коллекторы в объеме 40–60 % от общей толщины расположены преимущественно равномерно по разрезу. Эти области наиболее широко развиты по площади, обрамляют зоны с I типом разреза. Они составляют 36,2 % площади объекта и 50 % его эффективного объема.

Наиболее продуктивные разрезы I и II типов занимают 49,2 % площади и 77 % объема объекта. Они окружены областью с III типом разреза, которая составляет 41,9 % площади объекта и 21 % эффективного объема.

Область с IV типом разреза, представленным плотными породами с редкими маломощными прослоями коллекторов, расположена в узкой зоне, разделяющей две крупные нефтяные залежи (район скв. 6, 2Д, 23). Она занимает 8,9 % площади объекта и 2 % эффективного объема.

Нефтяные залежи, рассматриваемые в качестве самостоятельных, отличаются по физико-химическим свойствам пластовых флюидов. Для северо-восточной зоны характерны пониженная плотность нефти (830 кг/м³) и высокое - газосодержание (900 м³/т). В юго-западной зоне плотность нефти увеличивается до 861 кг/м³, газосодержание уменьшается до 520 м³/т. Для обеих залежей характерна низкая вязкость нефти. 0,2–0,6 мПа·с для юго-западной зоны и менее 0,2 – для северо-восточной. По компонентному составу нефти метано-нафтенового типа, сернистые (0,54–1,98 %), смолистые (0,8–3,69 %), с невысокой концентрацией асфальтенов (0,07–0,71 %), парафинистые (3,71 – 6,64%).

Нагнетательные скважины для сайклинг-процесса целесообразно размещать в зонах наибольших эффективных толщин (см. рис. 2, рис.3 ,рис.4).

Особого внимания требуют вопросы освоения и разработки нефтяной части залежи. Ее, очевидно, следует рассматривать в виде двух самостоятельных залежей. В качестве положительных факторов, определяющих подход к разработке, следует отметить малую вязкость нефти, высокое газосодержание, большую толщину; в качестве отрицательных – низкую проницаемость и резкую расчлененность нефтенасыщенной толщи. В этих условиях искусственное воздействие на залежь путем закачки газа в нижнюю часть газоконденсатного, разреза может оказаться эффективным только при наличии хорошей вертикальной сообщаемости пластов-коллекторов через зоны их слияния или благодаря их трещиноватости.

1. Геология и нефтегазоносность Карачаганакского месторождения / Под ред. Ю.С. Кононова.– Саратов: Изд-во ГУ.– 1988.
2. Методический подход к выбору объектов для применения сайклинг-процесса на Карачаганакском месторождении / И.А. Леонтьев, Н.В. Грачев, М.Я. Зыкин, Н.Г. Куликова // Газовая промышленность. 1987.– № 12.– С. 34–37.
3. Оценка фазового состояния пластовой смеси в зоне ГНК Карачаганакского месторождения / Г.П. Былинкин, А.В. Урусов, К.К. Матросова и др. // Геология нефти и газа.– 1990.– № 5.– С. 24–27.
4. Политыкина И.А., Кан В.Е. Особенности геологического строения Карачаганакского газоконденсатного месторождения в связи с проектированием разработки // Обзор. Сер. Геол. и разв. газ. и газоконд. м-ний.– ВНИИЭгазпром.– 1984.– Вып. 9.

Evidence for the geologic structure of the Karachaganak field is provided. Criteria for studying heterogeneity of productive strata by major members are given. A new approach is used for the first time to identify and trace low-permeability beds by a marginal value of rock adsorption capacity at which the effective permeability equals zero. The maps showing zonation of three development objects are presented.

1 – скважины; 2 – изолинии эффективных газонасыщенных толщин, 3 – границы: а – первого эксплуатационного объекта, б – разных типов разреза; участки с улучшенными ФЕС коллекторов, расположенные: 4 – по всему разрезу нижнепермских отложений, 5 – в верхней части разреза, 6 – в нижней части, 7 – в средней части.

1 – скважины; 2 – изолинии эффективных газонасыщенных толщин, 3 – границы а – ГНК, б – участков районирования, в – типов разреза, участки с улучшенными ФЕС коллекторов, расположенные 4 – по всему разрезу, газонасыщенных каменноугольных отложений, 5 – выборочно по всему разрезу, 6 – в верхней части разреза, 7 – в нижней части, 8 – в средней части; I, II, III – типы разрезов

1 – скважины; 2, а – изолинии эффективных нефтенасыщенных толщин, 2,б – граница полей с разными свойствами нефти; 3 – границы: а – ВНК, б – участков районирования, в – разных типов разреза; участки с улучшенными ФЕС коллекторов, расположенные преимущественно: 4 - по всему разрезу нефтенасыщенных каменноугольных и верхнедевонских отложений, 5 – выборочно по всему разрезу, б – в верхней части разреза, 7 – в нижней части, 8 – в средней части, I, II, III, IV – типы разрезов.