іка
Карачаганакське родовище розташоване у внутрішній частині північної бортовий зони Прикаспійської западини, що характеризується великою товщиною осадового чохла і проявам сольовий тектоніки. За даними сейсморозвідки в районі родовища виділяються виступи фундаменту зі складною будовою і глибиною залягання поверхні в 6-7 км. Родовище просторово пов'язане з підняттям фундаменту, амплітудою близько 100 м, обмеженого з півночі дугоподібним прогином. З півдня підняття облямовується двома гілками субширотного скидання, за якими поверхню фундаменту східчасто занурюється з півночі на південь. Амплітуда скидів наростає в західному напрямку досягаючи 1200 м. Скиди стародавнього закладення по покрівлі терригенного девону не простежується. Основний карбонатний масив пов'язаний фаменскоартінскім структурним етапом. p align="justify"> 1.1.4 Нафтогазоносність і термодинамічний стан пластової суміші
флюидальностью система, що заповнює масивно-пластовий резервуар, представлена ​​двома частинами єдиної поклади: газоконденсатной (висота 1390 м) і нафтовий (200 м). Особливість поклади - високий вміст конденсату в пластовому газі, мінливий від 380 г/м 3 в покрівлі до 705 г/м 3 на контакті газ - нафта (-4950 м). З глибиною його щільність збільшується від 770 до 810 кг/м3. Початковий пластовий тиск становить 51,5 МПа у верхній частині поклади і 59,3 в підошві. Пластова суміш у поклади знаходиться в околокрітіческом стані.
У продуктивному розрізі виділені три об'єкти розробки: два газоконденсатних (Ніжнепермскіе і кам'яновугільний) і нафтовий (кам'яновугільного-девонський). ВНК за даними випробування встановлений на позначці - 5150 м. Поклад знаходиться на глибині 3650-5300 м.
Дебіти газу становлять 40-1980 тис. м 3 /добу., а конденсату 30-1354 м 3 /добу.
Отримання припливу легкої нафти дебітом 72,6 м 3 /добу і газу 69,1 тис. м 3 /добу. при випробуванні інтервалу 5670 -5764 м в свердловині № 15 доведена промислова продуктивність середньодевонські відкладень.
Продуктивна товща характеризується різкою фільтраційно-ємнісний неоднорідністю. По керну і даними ГІС виявлені колектори порового, каверни-порового, тріщини-порового і тріщини-каверни-порового типів. Частка колекторів у розрізі змінюється за площею від 4,5 до 82%, в середньому складаючи для нижнепермских відкладень 35%, кам'яновугільних 45%. Частка порід з некондиційної пористістю (менше 6%) відповідно становить 65 і 55% від загального обсягу порід, колектори характеризуються відносно невисокою пустотностью. Більшість колекторів (до 65%) мають порожнистість від 6 до 15%, решта (35%) - 15-20. p align="justify"> Названі особливості вимагають нетрадиційного підходу до освоєння родовища. Основна умова - підтримка пластового тиску на рівні, що перевищує тиск початку конденсації, тому передбачається розробка родовища із застосуванням сайклінг-процесу. p align="justify"> Щільність дебутанізірованних конденсатів знаходиться в межах 780-800 кг/м 3 , на кордоні з ГНК щільність підвищується до 814 кг/м 3 . Збільшення щільності конденсатів в пріконтактной зоні з 785,0 до 810,5 кг/м 3 призводить до підвищення його в'язкості з 2, 07 до 3,598 х10 м 2 /с, підвищення температури застигання на 15 Вє С, зростанню вмісту твердих парафінів з 1,76 до 3,0% мас. і смол від 0,28 до 0,78% мас. Характерні особливості конденсат надають значні вмісту сірки. З сераорганических сполук присутні сульфіди, дисульфіди. З кисневмісних містять - смоли і асфальтени.
Фізико-хімічні властивості девонской нафти вивчені по одній пробі, відібраної в свердловині 15 з інтервалу 5647-5754 м. Щільність девонской нафти дорівнює 803,5 кг/м 3 . Щодо компонентного складу нафту малосірчиста (0,30% мас.) Смолиста (0,89% мас.) З невисокою концентрацією асфальтенів (0,056% мас.). Зміст твердої парафіну становить 4,38% мас. Фракційний склад нафти відносно легкий. Розчинений у нафті газ являє собою складну суміш, що складається з вуглеводнів і не вуглеводневих компонентів. Вуглеводнева частина представлена ​​головним чином, метаном (74,2-78,4% мас.) І його гомоло...
