Тема дипломной работы: Газогидродинамические исследования скважин на КНГКМ

В данной работе представлены все необходимое исследования скважин на КНГКМ 

Также проведен ряд исследований по гидродинамическим показателям

Представлена информация по МР его используемое оборудование 

Показания добычи в различные промежутки времени и дальнейший дебит добычи на ближайшее 10-и летие 

Имеются большой ряд фотографий с замерами гидродинамических исследований 

Далее проследует ряд наименований Глав и подглав 

Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение (КНГКМ), открытое в 1979 году, расположено во внутренней части северной бортовой зоны Прикаспийской впадины и связано с крупным карбонатным массивом, формировавшимся с позднего девона по артинский век. Массив осложнен куполами: северным, двухкупольным центральным, южным и западным.
Его размеры составляют 30 на 15 км, а занимаемая площадь достигает 500 км2. Генетически этот массив связан с образованием гетерогенного рифа и платформенного карбонатного комплекса. Продуктивная толща КНГКМ сложена преимущественно органогенными карбонатными породами, лишенными терригенной примеси.
Геологические запасы оцениваются в пределах 1371 млрд. м3 газа и 1236 млн. тонн (9,6 млрд. баррелей) конденсата. Его извлекаемые запасы составляют более 250 миллионов тонн нефти и 600 миллиардов кубических метров газа.
Основная разрабатываемая нефтегазоконденсатная залежь связана с карбонатными верхнедевонскими (фаменскими), каменноугольными и нижнепермскими (по артинский ярус включительно) отложениями. Суммарная толщина нефтегазоконденсатных залежей около 1600 м, минимальная глубина залегания ее кровли 3500 м.
На площади КНГКМ сейсмические исследования в модификациях МОВ (метод отраженных волн), МОГТ-2D и МОГТ-3D (МОГТ  метод общей глубинной точки) проводятся на протяжении более 45 лет, начиная с 1970г. Фонд пробуренных скважин с различным целевым назначением превышает 400 единиц.
Вместе с тем, несмотря на длительную историю разведки и эксплуатации КНГКМ изучение газогидродинамических исследований месторождений ииновационными технологиями будет всегда актуально.

В 2019 году КПО добыто 138 миллионов баррелей в нефтяном эквиваленте стабилизированных и нестабилизированных жидких углеводородов, неочищенного и топливного газа. При этом объем обратной закачки газа для поддержания пластового давления составил 8,7 миллиардов кубометров сырого газа, что примерно соответствует 46,8 процентам от общего объема добытого газа.
Цель дипломного проекта является комплексные газогидродинамические исследования и контроль за разработкой нефтегазоконденсатного месторождения Карачаганак.
1.1 Геолого-физическая характеристика Карачаганакского месторождения
Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на территории Бурлинского района Западно-Казахстанской области (рисунок 1.1).
На месторождении Карачаганак максимально вскрытая глубина в
Рисунок 1.1 – Обзорная карта

скважине DR6 составила 6458 м. В разрезе выделяются три структурных подэтажа: верхнедевонско- турнейский (дотульский), нижне-среднекаменноугольный и нижнепермский, которые разделяются перерывами в осадконакоплении.
Рельеф поверхности вышеуказанных структурных подэтажей характеризуется структурными картами по сейсмическим отражающим горизонтам: верхнедевонско- турнейского - структурной картой по горизонту С9, нижне-среднекаменноугольного – по горизонту С1, нижнепермского подэтажа – по горизонту Р0, полученным в результате интерпретации в 2016 г. сейсмического куба ранней глубинной миграции.
По горизонту С9 структура Карачаганак осложнена на севере субширотным нарушением F1 амплитудой 150 м, разделяющим ее на две части: южную (основная часть месторождения) и северную (рисунок 1.2).

На рисунке 1.6 представлен сейсмический разрез по линиии скважин 9843-9-17, характеризующий морфологию карбонатного массива. Кровля каменоугольных отложений – горизонт С1 коррелируется зеленным цветом. Структура представляет собой ровную поверхность с куполовидным поднятием в западной части. Восточная окраина карбонатного массива представлена в виде погружной периклинали амплитудой порядка 150-200м (см.рис.1.6). Существенной особенностью нижнепермского структурного подэтажа является развитие в восточной расширенной части каменноугольного основания нижнепермских башенных рифовых построек – пинаклов (см.рис.1.5, 1.6).

1.1.1 Нефтегазоносность
По запасам УВ месторождение относится к категории гиганских. Нефтегазоносность установлена в филлипонском горизонте (нефтяная залежь названа надфилипинской), в верхнедевонско-нижнепермских и девонских отложениях (Таблица 1.1).
Таблица 1.1 – Распределение залежей УВ на месторождении Карачаганак
Залежи
Тип залежей
Надфилипповские
нефтяные
Филипповские
газоконденсатные
Верхнедевонско-нижнепермcкая
нефтегазоконденсатная
Девонские
нефтяные

В результате анализа, проведенного КПО б.в. в 2010 году, сделан вывод, что объем УВ, содержащихся в литологически экранированных и небольших по площади залежах филипповского горизонта, является незначительным, а их потенциальная продуктивность не представляет промышленного интереса. Согласно подсчету запасов нефти и растворенного газа девонских отложений (Протокол ГКЗ РК № 1229-12-У от 19.11.12), запасы нефти девонских отложений составили (геологические/извлекаемые) по категории С1 2058/289 тыс.т, С2 - 21812/3078 тыс.т.
Основной залежью на Карачаганакском месторождении является нефтегазоконденсатная залежь верхнедевонско-нижнепермcких подсолевых отложений.
Покрышкой для основной залежи углеводородов служит сульфатная пачка филипповского горизонта, которая сверху экранируется толщей нижнепермских галогенно- сульфатных отложений. Характеристика верхнедевонско-нижнепермской залежи УВ приведена в таблице 1.2.
Таблица 1.2 – Характеристика верхнедевонско-нижнепермской залежи УВ

Толщина нижнепермского вернедевонских карбонатных отложений превышает 1600 м и представляет собой единый гидродинамически связанный продуктивный резервуар, к которому приурочена массивная нефтегазоконденсатная залежь, что подтверждается закономерным характером изменений начальных термодинамических условий и параметров пластовых флюидов с глубиной

Газонефтяной контакт (ГНК) принят на абсолютной отметке минус 4950 м и является условным, так как изменение фазового состояния пластового флюида с глубиной происходит постепенно, и между газовой и нефтяной частями залежи имеется зона нестабильного фазового состояния, соответствующего критическому.

Водонефтяной контакт (ВНК), с определенной долей условности, принят на абсолютной отметке минус 5165 м, учитывая залегание кровли пластов с установленной водонасыщенностью в интервале минус 5155–5179,4 м и закономерность увеличения значений водонасыщенности для коллекторов с разными фильтрационно-ёмкостными свойствами (ФЁС) вниз по разрезу, которые на абсолютной отметке минус 5165 м достигают 60-80 %.