Различие между нефтями юго-западного и северо-восточного региона не абсолютна, и в некоторых скважинах добывается промежуточный тип. Есть еще некоторая неопределенность относительно характера нефти северо-восточного региона.
Важно признать, что в Карачаганаке нет очень четкой границы между газом и нефтью. Состав жидкостей таков, что при водонефтяном контакте пластовая жидкость довольно близка к своей критической точке. Это означает, что газ и нефть имеет очень схожие составы, так что при переходе от газа к нефти изменения в жидкостных свойствах происходят постепенно, а не внезапно. Поэтому точная позиция водонефтяного контакта не ясна из данных, и в любом случае при построении данной модели использовалось цифра 4950м ниже уровня моря, принятая российскими исследователями.
1.3 Тектоника
Карачаганакское месторождение расположено во внутренней части северной бортовой зоны Прикаспийской впадины, характеризующийся большой толщиной осадочного чехла и проявлениям солевой тектоники. По данным сейсморазведки в районе месторождения выделяются выступы фундамента со сложным строением и глубиной залегания поверхности в 6-7 км. Месторождение пространственно сопряжено с поднятием фундамента, амплитудой около 100м, ограниченного с севера дугообразным прогибом. С юга поднятие окаймляется двумя ветвями субширотного сброса, по которым поверхность фундамента ступенчато погружается с севера на юг. Амплитуда сбросов нарастает в западном направлении достигая 1200м. Сбросы древнего заложения по кровле терригенного девона не прослеживаются. Основной карбонатный массив связан фаменскоартинским структурным этапом.
1.4 Нефтегазоносность
Основная нефтегазоконденсатная залежь приурочена к крупному нижнепермскому карбонатному массиву с растворами 29 х 16 км и амплитудой около 1700м. Залежь массивная экранируется галогенно-терригенной покрышкой, представленной отложениями кунгурского яруса и верхней перми. Кроме основной нефтегазоконденсатной залежи установлена продуктивность карбонатного горизонта, из которого в скважине под № 30 получен приток газа с конденсатом, дебитом 47,7 тыс.м? / сут. Толщина филипповского горизонта колеблется от первых метров до 302 м. В горизонте практически повсеместно встречаются доломитовые прослои толщиной от долей до 10метров. Ловушка в горизонте пластов литологически замещённые границы залежей в краевых частях структуры определены уровнем газонефтяного контакта основной залежи. Коллекторские свойства пласта невысокие. По геофизическим исследованиям средние значения пористости в скважинах колеблются от 6 до 9% , достигая иногда 13%. Резервуар основной части залежи месторождения сложен аргоногенными известняками, доломитами и их переходными разностями. Тип коллектора поровый, порово-каверновый и в меньшей мере порово-трещинный и порово-каверно-трещинный. Залежь состоит из двух частей, газоконденсата, приуроченного к нижнепермско-каменноугольным отложениям и нефтяной подушки в каменноугольных отложениях. Газоконденсатная часть залежи охарактеризована 170 скважинами. Эффективные газонасыщенные толщины изменяются по скважинам от 30 до 1041метра, при средневзвешенной по площади 280м. Зоны максимальных толщин приурочены к области развития нижнепермского рифогенного комплекса в центральной части месторождения, эффективный объём которого равен 30 % всей части залежи.
1.5 Водоносность
Карачаганакское месторождение расположено в пределах погруженной части Северо-Каспийского артезианского нефтегазоконденсатного бассеина. В осадочном чехле бассеина выделяется серия водоносных горизонтов и комплексов, составляющих два гидрогеологических этажа (надсолевой и подсолевой), разделённых региональным водоупором соленосно-ангидритовой толщей кунгурского яруса. Данные этажи представляют собой самостоятельные водонапорные системы, отличающиеся как гидродинамическим режимом, так и особенностями подземных вод. В надсолевом этаже суммарная толщина которого достигает 3500-4000м, водоносные горизонты и комплексы приурочены к отложениям четвертичного, неогенового, мелового, юрского, триасового и верхнепермского возраста. Данные о пластовых водах получены по разведочным скважинам, в которых вода изливалась.
Дебит излива колеблется по скважинам от 1,9 до 49 м? / сут. Устьевое статическое давление составляет 2,29-3,303 МПа. Плотность воды колеблется от 1,0784 до 1,1127 кг /м?. Общая минерализация от 117 до 189 кг/м?. Пластовое давление 60,19 - 61,12 МПа. Пластовая температура на глубинах 3200-5325 м равна 353-363 К.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
По любым стандартам разработка месторождения Карачаганак требует очень больших инвестиций капитала. Для проекта подобных масштабов, продолжительность контрактного периода по которому составляет 40 лет, представляется более рентабельным установить с самого начала надёжное оборудование хорошего качества, чем пользоваться более дешёвыми, но не высокого качества материалами. Это особенно важно при осуществлении операций в удалённых местах, где какая-либо механическая поломка может привести к длительным простоям в ожидании поступления запчастей. По этой причине выбор оборудования для покупки должен делаться на основе стандартов спецификаций, а не по соображениям одной только стоимости. Подряды на снабжение всеми материалами, открытые в принципе для любых компаний, должны распределяться на конкурсной с подтверждением того, что соответствие конкретным стандартам является условием первостепенной важности. Ожидается, что строительство в большинстве своём поставщикам оборудования будут подрядчики из Западной Европы, США и СНГ. Ожидается, что строительство дорог и ряда других объектов промышленного строительства будет отдано местным казахским подрядчикам, строительство сложных технологических установок - восточно-европейским подрядчикам с использованием по отдельным позициям местных подрядчиков, а строительство небольших установок и резервуаров будет происходить в основном с использованием местных строительных компаний. Снабжение транспортными средствами, например грузовиками, будет делом западных и местных подрядчиков.
Предполагается, что все оборудование, закупленное в СНГ или Восточной Европе будет доставляться на Карачаганак по железной дороге.
Для большинства позиций главного капитального оборудования, бюджетные расценки были получены непосредственно от поставщиков оборудования. Для других статей расходов на оборудование была использована программа базы данных QueSStor, разработанная MAI в Великобритании. Программа QueSStor является одним из стандартов программного обеспечения нефтегазовой промышленности, и эта программа постоянно пополняется сведениями, содержащими данные по стоимости стандартного оборудования от поставщиков во всём мире. При этом вносились коррективы на поставку некоторого оборудования из стран СНГ и на использование местных строительных организаций.
Расчёт капитальных вложений основан на рыночных ценах, котирующихся в первом квартале 1997 года, с общей погрешностью от -10% до +25%. При этом учитывается, что НДС подлежит уплате в отношении всех материалов и услуг.
Капитальные вложения будут инвестироваться по следующим направлениям:
1.Бурение новых нефтяных и нагнетательных скважин и капитальный ремонт старых скважин для их восстановления.
2.Система сбора (сателлиты, выкидные линии, внутрипромысловые сети и сооружения).
3. Закачка газа (компрессорные станции и газораспределительные трубопроводы).
4. Установка подготовки газа УКГП-3 (модернизация).
5. Установки подготовки газа УКГП-2 (завершение строительства).
6. Карачаганакский перерабатывающий комплекс:
подготовка газа
обработка конденсата
утилизация газа
вспомогательные установки.
7.Нефтеконденсатный экспортный трубопровод.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1) СП « Бектель Снампрожетти»: «Проект разработки месторождения Карачаганак», 1999г.
2) Материалы, собранные на практике.