Подбор объектов и скважин для проведения ГРП на месторождениях ОАО Узенмунайгаз
АННОТАЦИЯ
Данный дипломный проект состоит из четырёх частей:
- геологическая часть;
- технико-технологическая;
- специальная часть;
- экономическая часть.
В геологической части подробно рассматривается геологическая изученность, стратиграфия, нефтегазоносность, водоносность.
В технико-технологической части описывается фонд скважин, приведен анализ текущего состояния разработки.
В специальной части также проведен анализ гидроразрыва пласта на месторождении Узень.
В экономической части дан расчет общих технико-экономических показателей месторождения Узень экономической эффективности представленных вариантов разработки.
АНДАТПА
Дипломдық жоба төрт бөлімнен тұрады:
- Геологиялык бөлімнен;
- техникалық-технологиялық;
- арнайы;
- экономикалық.
Геологиялык бөлімде геологиялық зерттелінуі, стратиграфиясы, мұнайгаздылығы, сулылығы қарастырылады.
Техникалық - технологиялық бөлімде ұңғы фонды, игерудің қазіргі жағдайының талдауы сипатталады.
Негізгі бөлімде - Өзен кен орыны өнімінің жинау және дайындау жүйесінің жұмысын талдау келтірілген.
Экономикалық бөлімде Өзен кен орнының негізгі техникалық - экономикалық көрсеткіштері, жылдық экономикалық тиімділігі және корсетілген игеру варианттарының экономикалық тиімдлік есебі берілген.
ANNOTATION
The given diploma project consists of four parts:
- a geological;
- a technological;
- a special (main);
- an economic.
In the geological part the geological level of research, stratigraphic, petroleum production, water flux is in detail considered.
In the technological part the fund of chinks is described, the analysis of a current condition of development is resulted.
In a special part the analysis of Uzen field's exploitation and recommendation.
In economic part technical and economic parameters of Uzen field is calculated, economic efficiency of recommended exploitation variants.
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 7
1. Геологическая часть ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 8
1.1 Общие сведения о месторождении Узень ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ...8
1.2 Характеристика геологического строения ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 10
1.3 Стратиграфия ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. ... 10
1.4 Тектоника ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 13
1.5 Основные параметры нефтегазоносных пластов ... ... ... ... ... ... ... ..17
1.6 Физико-химические свойства и состав пластовых жидкостей и газов ...19
1.7 Запасы нефти ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .21
2. Технико-технологическая часть ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ..27
2.1 Проектирование системы разработки месторождения Узень ... ... ... ...27
2.2 Анализ состояния разработки месторождения Узень ... ... ... ... ... ... ..33
2.3 Анализ сопоставления проектных и фактических показателей
разработки XIII горизонта месторождения Узень ... ... ... ... ... ... ... .. ... ..39
2.4 Характеристика фондов скважин по XIII горизонту
месторождения Узень ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...43
2.5 Оптимизация работы скважин ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..46
2.6 Мероприятия по повышению производительности скважин ... ... ... ... .48
2.7 Влияние методов очистке призабойных зон на нефтеотдачу ... ... ... ... 51
2.8 Оценка эффективности методов воздействия ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..53
2.9 Рекомендации по совершенствованию состояния эксплуатации
месторождения Узень ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..54
3. Специальная часть ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..5 6
3.1 Гидроразрыв пласта (ГРП) ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... 56
3.2 Критерии выбора скважины для ГРП ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .56
3.2.1 Подбор объектов и скважин для проведения ГРП на месторождениях ОАО Узенмунайгаз ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...58
3.3 Подготовительные работы для проведения ГРП ... ... ... ... ... ... ... ..59
3.4 Технология проведения ГРП ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 62
3.4.1 Приготовление жидкости разрыва ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 62
3.4.2 Подготовка оборудования к процессу ГРП ... ... ... ... ... ... ... ... ...62
3.4.3 Процесс ГРП ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..64
3.5 Освоение и сдача скважины после ГРП ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...65
3.6 Расчёт основных параметров ГРП ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...66
4. Экономическая часть ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..94
4.1 Организационно-правовая характеристика производственного филиала Узеньмунайгаз ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .94
4.2 Экономическая оценка результатов проведения ГРП на месторождении Узень ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 98
4.2.1 Определение объема продукции после внедрения ГРП ... ... ... ... ... .98
4.2.2 Определение эксплуатационных затрат до внедрения мероприятий ...99
4.2.3 Расчет эксплуатационных затрат после внедрения мероприятия и определение себестоимости единицы продукции ... ... ... ... ... ... .. ... ... ..102
4.2.4 Определение годового экономического эффекта от внедрения мероприятия ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. ... 105
Заключение ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 107
Список литературы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 108
ВВЕДЕНИЕ
Нефтяная и газовая отрасли промышленности занимают одно из ведущих мест в народном хозяйстве, в значительной мере способствуя развитию процесса, а тем самым и благо состоянию общества.
Перед работниками нефтяной и газовой промышленности стоят большие задачи обеспечения высоких уровней добычи нефти и газа, более полного использования недр, оптимального сочетания усилий, направленных на освоение перспективных районов и на максимальное использование недр в старых нефтегазодобывающих районах.
Детальное изучение геологического строения продуктивных горизонтов месторождения Узень позволило уточнить характер распространения пластов-коллекторов, выявить наличие обширных низкопродуктивных зон залежей нефти, характеризующихся большой неоднородностью и прерывистостью пород-коллекторов.
В настоящий период эксплуатация месторождение Узень проходят в исключительно сложных условиях. К природным геологическим особенностям месторождения добавились современные в странах СНГ изменения формы собственности и собственника, последовавшим за этим не платежах, которые привели к глобальному разрушению технической базы в нефтяной индустрии всех стран СНГ. Хотя на данный момент ситуация урегулировалась и в закон были внесены некоторые поправки.
В целях улучшения эксплуатации месторождения разработаны организационно-технические мероприятия по решению технических проблем.
Для XIII горизонта выданы рекомендации по применению с целью увеличения добычи нефти и конечной нефтеотдачи.
Внедряющиеся в настоящее время на месторождении новые технологии повышения извлечения высокопродуктивных пластов, увеличивают охват пластов вытеснением и конечную нефтеотдачу.
1. Геологическая часть
Общие сведения о месторождении Узень
Месторождение Узень расположено на полуострове Мангышлак, в южной пустынной части, известной под названием Южно-Мангышлакского прогиба.
В административном отношении территория месторождения входит в состав Мангистауской области Республики Казахстан (рисунок 1).
Областной центр г.Актау находится в 150 км от месторождения Узень. Ближайшими населенными пунктами месторождения являются: поселок Жетыбай - 67 км, поселок Курык - 150 км, г.Жанаозен - 55 км, и в непосредственной близости - нефтепровод Узень-Актау и газопровод Тенге-Жетыбай-Актау.
Перевозка груза осуществляется автомобильным и железнодорожным транспортом.
Рельеф в районе Узеньского месторождения имеет сложное строение. Центральную часть занимает плато, расположенное между двумя бессточными впадинами Узень и Тунгракшин. На западе и северо-западе в пределах площади месторождения плато круто обрывается в виде уступов в сторону впадины Узень.
Южный Мангышлак богат местным строительным материалом - известняком-ракушечником, запасы которого весьма велики.
Сарматские известняки и глины, которыми сложено плато, на западе в виде выступа, называемого Хумурунским, вдаются во впадину Узень. Впадина Узень занимает площадь около 500 км[2]. Дно впадины изрезано глубокими оврагами. Минимальная абсолютная отметка впадины +30 м.
В восточной части площади месторождения расположена впадина Тунгракшин. Она вытянута в меридиональном направлении. Размеры и глубина ее уступают размерам впадины Узень. Абсолютная отметка составляет +132 м.
Климат района континентальный. Лето жаркое и продолжительное. В отдельные годы температура воздуха повышается до плюс 45°С. Зима малоснежная с сильным ветром, нередко буранами. Среднегодовая скорость ветра 6-8 мс. В наиболее холодные зимы морозы достигают минус 30°С. [18]
Масштаб 1 : 3 000 000
Рисунок 1 - Обзорная карта района
1.1 Характеристика геологического строения
Месторождение Узень приурочено к крупной антиклинальной складке субширотного простирания размерами 45x10 км, которая расположена в восточной части Жетыбай-Узеньской тектонической ступени и выделяется своими крупными размерами. На севере Узеньское поднятие отделяется неглубоким Кызылсайским прогибом от восточной периклинали Беке-Башкудукского вала, на юге - узким прогибом от соседнего Тенгинского поднятия, на западе - через небольшую седловину соединяется с Карамандыбасским поднятием, на востоке - круто погружается в районе впадины Тунгракшин .
Узеньская складка относится к типу брахиантиклинальных. Отношение длинной оси к короткой составляет 3:1. Складка асимметрична: свод ее смещен к востоку, в результате чего восточная периклиналь короче, чем северо-западная. Южное крыло более крутое. Углы падения пород по кровле ХIII горизонта достигают 6-8°. Северное крыло складки значительно положе: углы падения в восточной части изменяются от 3 до 4°, в западной - от 30 до 1°. Резко асимметричны также периклинальные окончания Узеньской складки. Северо-Западная периклиналь пологая, сильно вытянутая. Восточная периклиналь короткая, клинообразной формы.
Структура осложнена рядом куполовидных поднятий с амплитудой до 50 м., характеризующихся локальным распространением и наиболее четко прослеживающихся по нижним горизонтам. Наиболее крупными из них являются Основной свод, Северо-Западный, Хумурунский, Западно- и Восточно-Карамандыбасский, Парсумурунский, Аксайский купола. В практике разработки участвуют только три купола - Парсумурунский, Северо-Западный и Хумурунский. [1]
1.2 Стратиграфия.
Глубоким разведочным бурением на месторождении Узень вскрыта осадочная толща мезозойских пород, мощностью около 3600 м., в строении которой принимают участия осадки триасового, юрского, мелового, палеогенового, неогенового и четвертичного возрастов. Выделения их основано на палеонтологических данных, полученных при изучении керна из скважин и на сопоставлении с аналогичными отложениями других районов Мангышлака. Границы между отделами, ярусами и подъярусами в большинстве случаев проводятся условно, главным образом по электрокаротажу. За последнее время в результате обработки микрофауны и спорово-пыльцевых исследований стало возможным несколько изменить и уточнить имеющиеся стратиграфические схемы .
В геологическом разрезе месторождения установлено 26 песчаных горизонтов приуроченных к меловым и юрским отложениям. Горизонты I - XII (сверху вниз) мелового возраста - газоносны, XIII - XVIII горизонты - верхне и среднеюрского возраста представляют собой основной этаж нефтегазоносности месторождения, на отдельных куполах нефтегазоносны XIX - XXIV горизонты нижнеюрского возраста.
Пермо-триасовые отложения (РТ), являются самыми древними породами на месторождении Узень.
Пермская система (Р)
Верхняя Пермь представлена толщей тёмных полимиктовых песчаников и чёрных сланцев со следами глубокого метаморфизма. Отложение нижнего яруса триаса (Т) представлено бурыми аргиллитами и среднезернистыми песчаниками. Установлена нефтегазоносность в отложениях ааленского, байосского, ярусов среднеюрского и верхнеюрского отделов
Юрская система (J)
В отложениях юрской системы выделяются все три отдела: нижний, средний, верхний общей толщины 1300 м.
Нижний отдел (J 1)
Нижегородская часть разреза представлена чередованием песчаников алевролитов и глин. Песчаники серые и светло-серые преимущественно мелко и среднезернистые. Чередование песчаников, алевролитов и глин в основном с косой слоистостью.
Ааленский ярус (J2 а)
Ааленский ярус сложен в основном грубообломочными, песчано-галечниковыми породами и может рассматриваться в качестве базальной толщи среднеюрского разреза.
Граница между ааленским и байосским ярусами проводится по подошве XXII горизонта. Общая толщина яруса достигает 330 м.
Рисунок 2 - Литолого-стратиграфический разрез Узеньского месторождения
Байосский ярус (J2 b)
Байосские отложения распространены наиболее широко и выделяются повсеместно. Отложения байосского яруса представлены в основном континентальными и лагунно-континентальными фациями, сложенными алевролитами и глинами с включениями обугленной растительной органикой, прослоями и линзами углей. В отложениях байосского яруса наблюдаются преобладания глинистых и алевролитистых пород нижней части разреза и песчаных в верхней части.
Нижний байос (J2 b1)
Отложение этого подяруса имеют общую толщину 470 м., они и представлены чередованием глин, песчаников и алевролитов с многочисленными прослоями и включениями углистого вещества.
1.3 Тектоника
В тектоническом отношении месторождение Узень связано с Туранской плитой, являющейся частью единой молодой эпипалиазойской платформы Предкавказья, Средней Азии и Западной Сибири. В строении большей части территории Туранской плиты выделяются два структурных этажа: палеозойский складчатый фундамент и мезозойско-кайнозойский осадочный чехол. В переделах Жетыбай-Узенской тектонической ступени, приуроченной к северному борту Южно-Мангышлакской системы прогибов, в настоящее время выявлено выявлено значительное количество локальных структур, с которыми связаны месторождения нефти и газа. К их числу относятся Узень, Жетыбай, Карамандыбас, Тенге, Тасбулат, Асар, Южный-Жетыбай, Туркмунай, Актас, Восточный Жетыбай.
Узенская структура на севере граничит с юго-восточной антиклинальной зоной, от которой отделяется узким Кызылсайским прогибом, углы падения пород на северном крыле составляют 3. Таким же узким прогибом складка южной части, где углы падения пород составляет 5- 6, отделяются от среднего тенгинского поднятия. В западной части площади северо-западная периклиналь Узенской складки. Через небольшую седловину соединяется с Карамандыбасской структурой. В восточной части площади, в районе восточного окончания впадины Тунгракши, Узенское поднятие круто погружается.На (рисунке 3) представлен структурная карта по кровле ХIII продуктивного горизонта месторождения Узень.
Рисунок 3 - Структурная карта по кровле ХIII продуктивного горизонта месторождения Узень
Рисунок 4 - Геологический разрез ХIII продуктивного горизонта месторождения Узень по линии
1.4 Основные параметры нефтегазоносных пластов.
Отложения XIII-XVIII горизонтов келловей-бат-байосского яруса верхней и средней юры имеют четкое ритмичное строение и представлены чередованием песчаников, алевропесчаников, алевролитов, глин с маломощными прослоями известняков и мергелей.
На (рисунке 4) представлен геологический разрез ХIII продуктивного горизонта.
Нефтенасыщенными породами-коллекторами являются песчаники, алевропесчаники и алевролиты, образовавшиеся в условиях прибережной полосы заливов, лагун и подводной части дельты.
Коллекторы характеризуются неплотной упаковкой обломочных зерен, высоким содержанием цемента и невысокой степенью эпигенетических преобразований.
При определении коэффициентов проницаемости отмечается их большая изменчивость от 0,01 до 1 мкм[2], в связи с этим коэффициенты вариации достигают 1,94-2,29.
Коэффициенты проницаемости изменяются по Парсумурунскому от 0,06 мкм[2] (XIX, XXI) до 0,32 мкм[2] (XV), по Северо-Западному от 0,077 мкм[2] (XXI) до 0,397 мкм[2] (XV) и по Хумурунскому от 0,057 мкм[2] (XVIII) до 0,360 мкм2 (XXIII).
Средние значения начальной нефтенасыщенности по куполам: Парсумурунскому от 0,60 (XIX) до 0,7 (XXI), Северо-Западному от 0,55 (XXIБ) до 0,64 (XXIА) и Хумурунскому от 0,57 (XVIII) до 0,63 (XXI, XXII).
Отложения XIX-XXIV (сверху вниз) горизонтов аален-байосского яруса средней юры представляют собой толщу ритмично чередующихся терригенных пород, сложенных песчаниками, алевролитами и глинами континентального и полуконтинентального генезиса.
Породы XIX-XXII горизонтов относятся к байосскому ярусу средней юры. Литологически они представлены в основном континентальными образованиями чередующихся песчаников и алевролитов, разделенных пластами глин с обугленными растительными остатками, прослоями и линзами углей.
Состав цемента гидрослюдисто-каолинитовый порового и контактного типов.
Глины, являющиеся разделами между горизонтами, пачками и пластами - темно-серые, неравномерно алевритистые, слюдистые, плотные, с включением мелкого и крупного детрита, сидерита и кальцита. Текстура глин в основном полосчатая.
Горизонты XXIII, XXIV относятся к ааленскому ярусу средней юры, представлены в основном песчаниками, реже алевролитами. Песчаники серые, буровато-серые, мелко-, средне- и крупнозернистые с включением зерен гравийной размерности, средней крепости. Состав обломочной части песчаников и алевролитов полимиктовый.
Вверх по разрезу увеличивается глинистость и наблюдается переход песчаников в алевролиты.
Продуктивный разрез месторождения представлен частым переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пластов, выдержанных по площади и по разрезу.
В литолого-стратиграфическом отношении отложения XVIII-XXIV горизонтов западных куполов, как основного участка месторождения Узень, соответствуют по возрасту аален-байосскому ярусу средней юры и представляют собой толщу ритмично чередующихся терригенных пород, сложенных песчаниками, алевролитами и глинами континентального и полуконтинентального генезиса. Породы-коллекторы представлены песчаниками и алевролитами полимиктового состава.
В таблице 1.1 приведены данные о параметрах пласта (проницаемость, пористость, нефтенасыщенность) по эксплуатационным объектам. [9]
Таблица 1.1 - Характеристика параметров эксплуатационных объектов
Гори-зонт
Тип коллектора
Проницае-мость, мкм[2]
Порис-тость,
доля ед.
Насыщен-ность связанной водой
Начальн. нефтена-сыщен-ность
XIII
Терригенный, полимиктовый
0,193
0,27
0,37
0,63
XIV
Терригенный, полимиктовый
0,247
0,25
0,36
0,64
XV
Терригенный, полимиктовый
0,179
0,23
0,39
0,61
XVI
Терригенный, полимиктовый
0,215
0,22
0,37
0,63
XVII
Терригенный, полимиктовый
0,276
0,24
0,37
0,63
XVIII
Терригенный, полимиктовый
0,179
0,24
0,43
0,57
Продолжение таблицы 1.1
Хумурунский купол
XVIII
Терригенный, полимиктовый
0,057
0,23
0,43
0,57
XXIа
Терригенный, полимиктовый
0,075
0,2
0,37
0,63
XXIб
Терригенный, полимиктовый
0,096
0,2
0,39
0,61
XXII
Терригенный, полимиктовый
0,1250,098
0,19
0,37
0,63
XXIII
Терригенный, полимиктовый
0,360
0,18
0,38
0,62
Парсумурунский купол
XV
Терригенный, полимиктовый
0,325
0,24
0,39
0,61
XIX
Терригенный, полимиктовый
0,0700,052
0,22
0,40
0,60
XX
Терригенный, полимиктовый
0,105
0,22
0,38
0,62
XXI
Терригенный, полимиктовый
0,0410,077
0,2
0,3
0,7
XXII
Терригенный, полимиктовый
0,297
0,19
0,33
0,67
XXIV
Терригенный, полимиктовый
0,261
0,18
0,38
0,62
Северо-Западный купол
XV
Терригенный, полимиктовый
0,397
0,23
0,39
0,61
XIX
Терригенный, полимиктовый
0,1310,038
0,22
0,41
0,59
XXIа
Терригенный, полимиктовый
0,123
0,2
0,36
0,64
XXIб
Терригенный, полимиктовый
0,123
0,2
0,45
0,55
1.6 Физико-химические свойства и состав пластовых жидкостей и газов
До ввода месторождения в промышленную разработку в каждой залежи имело место четкое распределение нефтей по составу и свойствам. Многолетняя разработка и опытно-промышленная эксплуатация месторождения при различных термодинамических условий залежей привела к существенным изменениям свойств пластовой и дегазированной нефти и нефтяного газа.
Контроль за свойствами нефтей месторождения Узень осложняется из-за высокой обводненности скважин, невозможностью отбора представительных глубинных проб.
Наиболее важным параметром пластовой нефти является давление насыщения (Рнас).
В соответствии с рассчитанными значениями давления зависимости изменения основных параметров пластовой нефти от давления, имеющимся по каждому горизонту на начало разработки месторождения и эмпирическим зависимостям, описывающим изменения свойств нефти при снижении давления ниже Рнас, найдены остальные свойства пластовой нефти. Они отличаются от начальных параметров и отражают изменения состава пластовых нефтей, происшедшие за счет частичного разгазирования нефти в период разработки месторождения на естественном режиме. Эти параметры пластовой нефти рекомендуется принимать за непромытые зоны, которые не были вовлечены в разработку.
Нефть, оставшаяся в дренированных участках, за период разработки с поддержанием пластового давления путем заводнения претерпела существенные изменения. Связано это с тем, что процесс заводнения залежей, часть растворенного газа из нефти переходит в нагнетаемую воду, в связи с чем уменьшается газосодержание пластовой нефти и, как следствие, снижается Рнас. На основе лабораторных исследований доказано, что многократная промывка пластов закачиваемой водой и обводнение нефти на 60-70% приводят к снижению газосодержания нефти на 8-18 м[3]т в зависимости от минерализации воды (чем меньше минерализация, тем больше влияние). Параметры пластовой нефти характеризуют текущие свойства нефти дренированных зон, вовлеченных в активную разработку.
Текущая характеристика нефти свидетельствует о существенных изменениях параметров, что является вполне логичным для месторождения, вступившего в завершающую стадию разработки.
Свойства дегазированной нефти для непромытых зон, не вовлеченных в разработку, приняты на уровне начальных, так как изменения, происшедшие в процессе частичного разгазирования, касаются в большей степени пластовой нефти.
Для обоснования текущих свойств дегазированной нефти активно разрабатываемых зон были привлечены все исследования устьевых и разгазированных глубинных проб нефти, выполненные начиная с 1985 года по скважинам основной залежи (ХIII-ХVIII горизонтов) месторождения. Все пробы были систематизированы по горизонтам и рассчитаны, как средние арифметические, без привязки к глубине залегания.
Дегазированные нефти всех горизонтов месторождения Узень смолистые, малосернистые (класс 1), высокопарафинистые (вид П3), с высокой температурой застывания и с низким выходом светлых фракций.
Сопоставление параметров добываемой дегазированной нефти с начальными, подтверждает изменения, вызванные процессами разгазирования и окисления. Ухудшение свойств добываемой нефти с начала разработки прослеживается по всем основным горизонтам и проявляется оно в увеличении содержания асфальто-смолистых веществ, росте плотности и вязкости нефти.
На начало разработки составы нефтяного газа по площади и по разрезу каждого продуктивного горизонта изменялись незначительно, а процессы изменения свойств и составов нефти и нефтяного газа касаются, как месторождения в целом, так и блоков IIа, III. Для обоснования текущих составов нефти и нефтяного газа привлечены все исследования, выполненные по скважинам XIII-ХVIII горизонтов месторождения Узень.
По пробам однократного разгазирования пластовой нефти получены средние значения составов нефтяного газа и дегазированной нефти по горизонтам и отдельно по зонам. Затем с учетом обоснованного пластового газосодержания рассчитаны составы пластовой нефти для непромытых, не вовлеченных в разработку зон, и для дренированных зон, вовлеченных в активную разработку.
Сопоставление составов нефтяного газа и пластовой нефти с начальными свидетельствуют об изменениях их в сторону утяжеления. Как при пластовом разгазировании, так и при заводнении, пластовая нефть теряет легкие углеводороды, преимущественно метан и этан. Второй причиной утяжеления нефти являются процессы химического и бактериального окисления, проявляющие себя при закачке в пласт морской воды. [9]
1.7 Запасы нефти
Балансовые запасы нефти и газа месторождения Узень с ХIII-ХVIII горизонтов, прошедшие государственную экспертизу (протокол ГКЗ СССР №4883 от 13.05.1966 г.), по категории промышленных запасов составляют 1046 млн. тонн, извлекаемые - 471 млн. тонн.
Начальные балансовые запасы растворенного газа, утвержденные в ГКЗ СССР в 1966 году, в целом по месторождению составляют 76020,2 млн. м[3].
Согласно протокола ГКЗ, балансовые и извлекаемые запасы нефти:
oo XIII горизонта составляют соответственно 204 млн. тонн и 92 млн. тонн;
oo XIV горизонта составляют соответственно 450 млн. тонн и 203 млн. тонн;
oo XV горизонта составляют соответственно 140 млн. тонн и 63 млн. тонн;
oo XVI горизонта составляют соответственно 124 млн. тонн и 56 млн. тонн;
oo XVII горизонта составляют соответственно 98 млн. тонн и 44 млн. тонн;
oo XVIII горизонта составляют соответственно 30 млн. тонн и 13,5 млн. тонн.
Дифференциация начальных запасов нефти по проницаемости были проведены в 1976 (по материалам 1400 скважин), 1979 (по 2100 пробуренным скважинам), 1997 (по 5500 скважинам) годах. По результатам проведенных анализов по изучению структуры начальных балансовых запасов выявлено, что с низкопроницаемыми (трудноизвлекаемыми) коллекторами связано 53% запасов нефти, с активными запасами - 37%, а доля высокопродуктивных запасов составляет 10%.
По состоянию на 1.01.2006 год отобрано 285726 тыс. тонн. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составляет 27,3%. В таблице 1.2 приведены данные по начальным балансовым и извлекаемым запасам нефти и растворенного газа по месторождению Узень. [9]
2. Технико-технологическая часть
2.1 Проектирование системы разработки месторождения Узень
В промышленную эксплуатацию месторождение Узень было введено 1965 году в соответствии с генеральной схемой разработки, составленной ВНИИ в 1965г. и утверждено Центральной комиссией по разработке МНП. Основные положения генеральной схемы сводились к следующему:
1. Выделение четырех крупных эксплуатационных объектов: в I объекте включены XIII+XIV горизонты, во II объекте -XV+XVI горизонты, в III-объекте XVII горизонт и в IV объекте -XVIII горизонт.
2. Обязательность поддержания пластового давления и пластовой температуры для I,II,III эксплуатационных объектов.
Для I и II объектов эти мероприятия предусматривалось осуществлять путем внутриконтурной закачки горячей воды в нагнетательные скважины, поперечное расположение рядов которых относительно оси структуры разрезали залежи нефти на полосы (блоки) шириной 4 км.
3. Выделение блоков самостоятельной разработки: по I объекту - 9, по II объекту - 5, по III и IV объекту из-за отсутствия внутриконтурного заводнения блоки не выделялись, поэтому каждую залежь этих горизонтов условно можно рассматривать за 1 блок всего, таким образом, было намечено 16 блоков.
4. По I объекту на каждом блоке было размещено по 5 рядов и по II объекту -7 рядов эксплуатационных скважин при сетках соответственно 600 х 700м и 550 х 600м, в III и IV объектах сетка скважин равнялась 600 x 750 м.
Общее количество эксплуатационных скважин по I объекту - 481, нагнетательных- 140.
По II объекту - соответственно 228 и 103, по III объекту- 60 и 15, по IV объекту- 25 эксплуатационных скважин.
Опыт разработки Ромашкинского, Арланского, Мухановского и других месторождений показал, что при объединении в один эксплуатационный объект значительно меньшего количества пластов (5-6) все же не удается достичь высокого коэффициента воздействия закачиваемой воды на все пласты, вскрытые нагнетательными скважинами.
Что же касается начальных извлекаемых запасов нефти, приходящихся на 1 скважину, то в качестве примера можно заметить, что на Абдрахмановский и Восточно-Сулеевский площадях Ромашкинского месторождения (которые в какой-то степени могут быть сравнимы по неоднородности пластов с горизонтами месторождения Узень, но имеют более высокую среднюю проницаемость коллекторов) они соответственно равны (с учетам скважин резервного фонда) 260-280 тыс. т.
Одной из основных рекомендаций указанной выше группы, которые были рассмотрены и утверждены коллегией МНП, является необходимость разукрупнения I и II объектов разработки путем бурения дополнительных эксплуатационных скважин раздельно на XIII, XIV,XV, XVI горизонты с организацией самостоятельных систем заводнения на каждый из этих горизонтов в отдельности.
На основании решений Центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений в представленном проекте каждый из XIII-XVIII горизонтов рассмотрен как самостоятельный объект разработки, а именно: XIII горизонт- I объект, XIV горизонт- II объект, XV горизонт- III объект, XVI горизонт-IV объект, XVII горизонт-V объект и XVIII горизонт- VI объект.
Для всех объектов предусматриваются внутриконтурные системы заводнения с целью поддержания пластового давления. Для поддержания пластовой температуры проектируется закачка горячей воды.
Система поддержания пластового давления путем закачки воды в нагнетательные скважины при разрезании XIII горизонте на полосы (блоки) шириной 4 км оказалось недостаточно эффективной в 1971 году. группой специалистов МНП, ВНИИ и объединения Мангышлакнефть было предложено дополнительное разрезание XIII горизонта поперечными рядами нагнетательных скважин на блоки шириной 2 км. (исключение составляют блоки VIII,IX и X имеющие ширину соответственно 2,6, 2,75 и 2,75 км) нумерация блоков и разрезающих рядов нагнетательных скважин проведена прежде всего для XIII горизонта, имеющего наибольшую площадь по внешнему контуру нефтеносности и соответственно перенесена нижележащие горизонты (XIV-XVIII). Блоки для XIII горизонта обозначены: разрезающие ряды нагнетательных скважин цифрами I, Ia, II, IIa, III, IIIa, IV, IVa, V, Va, VI, VIa, VII, VIII, IX, X. (всего 16 разрезающих рядов). Из карт расположения скважин по горизонтам видно, что каждый блок, ограниченный с запада и восток рядами нагнетательных скважин, а севера и юга контурами нефтеносности, для гидродинамических расчетов представляет собой полосу, ряды эксплуатационных скважин которой работают при двухстороннем питании; за контур питания принимается линия нагнетания, проходящая по разрезающему ряду.
Расчетные контуры нефтеносности для каждого блока проводились по методике, изложенной с учетом скважин, размещенных в зонах между внешним и внутренним контурами нефтеносности.
В блоках каждого горизонта ряды эксплуатационных скважин, количество горизонта рядов эксплуатационных скважин в блоках изменяется от 3 до 5 в зависимости от вариантов по плотности сетки скважин, для горизонтов бурения отдельных скважин, которые будут способствовать увеличению коэффициента охвата процессом вытеснения, а следовательно и повышению нефтеотдачи.
В проекте рассмотрены, в основном, три варианта разработки XIII горизонта по плотности сетки эксплуатационных скважин.
В варианте-1 для каждого из указанных горизонтов учитывались пробуренные эксплуатационные и нагнетательные скважины, в вариантах -2 пробуренных и утвержденные до 1973 г. проектные скважины, в вариантах -3 пробуренные, утвержденные до 1973 г. проектные и дополнительно намеченные в настоящем проекте скважин.
Следует заметить, что для XIII горизонта рассчитывались два варианта по плотности сетки скважин (варианты 1и 3), Однако при определении показателей разработки в целом по месторождению вариант 3. В таблице 2.1.1 приведены характеристики вариантов.
Из таблицы видно, что по варианту 3 , имеющим наиболее количество скважин, плотность сетки эксплуатационных скважин (площадь нефтеносности, приходящаяся на 1 скважину) изменяется до 51,3 гаскв. для XIII горизонта.
Таблица 2.1. 1 - Вариант разработки горизонтов по плотности сетки скважин
гори-
зонт
Вариан-ты
Максимальное количество скважин
Площадь нефтеносности гаСКВ.
Начальные извлекаемые запасы, приходящиеся на
1 скважину тыс. тонн
эксплут.
нагнет.
Эксплуатационные
Нагнетательные +
эксплуатационые
Экспл
экспл.(за вычетом запасных
отбираемых
нагнет. скв.
временно
дающими нефть)
экспл
+
нагн.
(врем.
дающ.
нефть)
XIII
1
392
291
61,5
35,3
176,3
172,7
134,9
2-3
470
318
51,3
30,6
147,02
144,0
117,1
Для XIII горизонта не рассматривался вариант с еще более полной сетки скважин, так как начальные извлекаемые запасы нефти, приходящиеся на 1 скважину, для этого горизонта оказались меньшими (около 117 тыс. т.), чем для других горизонтов. Сетку эксплуатационных скважин XIII горизонта в дальнейшем можно будет уплотнить путем возврата на него скважин, пробуренных на нижезалегающие горизонты, после их полного обводнения или экономической нерентабельности эксплуатации по каким-либо другим причинам (включая технические). Кроме того, принимая во внимание очень большую неоднородность пластов- коллекторов XIII горизонта по мощности и проницаемости, меньшую плотность сетки скважин и значительные начальные балансовые запасы нефти в нем, был принят более высокий процент скважин резервного фонда, чем для других горизонтов.
В каждом из указанных выше вариантов по плотности сетки скважин рассмотрены различные подварианты по виду воздействия на пласты при внутриконтурном заводнении: под вариант А - закачка холодной воды до конца разработки залежей нефти, подвариант Б - закачка холодной воды с переходом на закачку горячей воды в 1974-76 гг. и подвариант В - закачка холодной воды с переходом на закачку горячей воды в1976-78 гг.
В гидродинамических расчетах по определению технических показателей разработки , неоднородного по проницаемости пласта принята согласно методике ВНИИ.XIII горизонта для перечисленных выше вариантов расчетная модель слоистого
Во всех вариантах предусмотрено поддержание пластового давления на уровне начального. Расчеты добычи жидкости и нефти проводились при заданных перепадах давления между линиями нагнетания и забоями в пластах путем введения функции Христиановича. При оценке зависимостей разности функции С.А. Христиановича от давления использовались аналитические методы расчетов и результаты исследований пластов и скважин. Для расчетов зависимости h(Нн - Нс) = t (Pвас - Pc) использовались результаты промысловых гидродинамических исследований. Преимущество использования в гидродинамических расчетах разности функции Христиановича полученной по промысловым данным, состоит в том, что она учитывает реальные условия фильтрации Узеньских нефтей в пористой среде. При этом учитывается возможное ухудшение фильтрационных характеристик при значительном разгазировании пластовой нефти (выпадение парафина в пласте), вязко пластичность нефтей и др.
Изменение фазовых проницаемостей в переходной зоне нефть-вода учтено по результатам лабораторных экспериментов. Эти результаты были откорректированы с учетом данных лабораторных исследований зависимостей "Фазовая проницаемость насыщенность" проведенных во ВНИИ.
Величины забойных давлений (Pзаб) в эксплуатационных скважинах приняты для горизонтов различные и равные 0,75 Pнас. В дальнейшем, в случае достижения Pл.н значительно выше начального пластового давления на линиях нагнетания и повышения пластовых давлений в зонах отбора, целесообразно Pзаб доводить до Pнас. Это позволит предотвратить выделение газа и возможное выпадение парафина в призабойной зоне пласта и продлить период фонтанирования скважин.
В расчетах коэффициента эксплуатации скважин принят равным 0,9. учитывались фактические давления насосов для закачки воды (100-110 кГсм2). При определении закачки воды учитывались утечки ее в объеме около 20% от объема отбираемой жидкости. Приведенный радиус гидродинамических несовершенных эксплуатационных и нагнетательных принят равным 10-2м.
Для каждого блока отдельно по горизонтам были определены расчетные значение длины и ширины его, а также в зависимости от вариантов нагнетания до стягивающего ряда, до первого, второго и третьего рядов эксплуатационных скважин, средние расстояния между эксплуатационными скважинами во всех рядах.
Для оценки правильности принятых исходных геолого-промысловых данных выполнены гидродинамические расчеты по сопоставлению расчетной и фактической добычи жидкости по блокам расположенных соответственно на западе и востоке от III разрезающего ряда нагнетательных скважин, по XIII горизонта. Давления на линиях нагнетания соответственно равны: для разрезающего ряда II-А - 98кГсм2. Расчеты проводился по схеме: один нагнетательный ряд и 1,5 эксплуатационных ряда. Действия разрезающего ряда II-А не учитывалось, так как он вступил в работу во 2-й половине 1972 года и под закачкой находилось 5 скважин.
Полученные результаты годовой добычи жидкости сравнивались фактическими величинами по данным разработки указанных блоков для XIII горизонта. Из результатов сопоставления величин расчетной и фактической добычи жидкости следует, что они по существу совпадают и, следовательно, исходные геолого-промысловые данные, фактические предпосылки условий фильтраций Узеньский нефти и расчетная схема-модель неоднородности пластов-коллекторов XIII горизонта в достаточной степени отображают реальные условия и могут быть достаточно надежно использованы в расчетах прогноза обводнения и технологических показателей разработки этих горизонтов.
Расчеты технологических показателей разработки XIII горизонта проводились для выбранных вариантов по плотности сетки скважин и для трех систем воздействия на пласт.
В вариантах перехода с закачки холодной воды на горячую закачка горячей воды в первую очередь предусматривалось в нагнетательные скважины, временно дающие продукцию и новые скважины, нагнетательные скважины, освоенные под закачку холодной воды, необходимо будет постепенно освоить под закачку горячей воды. Гидродинамические расчеты технологических показателей разработки по вариантам выполнены по методикам.
Технологические показатели разработки определялись для каждого из блоков каждого горизонта с последующим суммированием результатов во времени по всем блокам, т.е. по залежи в целом. В соответствии с принятой методикой расчета технологических показателей по вариантам, учитывающих темп разбуривания горизонтов (варианты II и III), выполнялись в такой последовательности:
1. Строились кривые вытеснения (зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости при закачке холодной и горячей воды по всем блокам каждого из горизонтов) по результатам расчетов на БЭСМ-3М по методике ВНИИ.
2. Фактические значения накопленных объемов жидкости и нефти и дебита скважин по жидкости приняты за начальные условия для последующих расчетов процесса обводнения во времени.
3. Дебиты скважин по жидкости в конце периода разбуривания рассчитывались следующим образом: по кривым вытеснениям определялось начало отчета, соответствующие фактическому накопленному объему жидкости по каждому из блоков, далее прибавлялось время бурения скважин и в конце этого срока находился дебит жидкости на скважину из результатов расчета при одновременном вводе скважин.
4. Фактические дебиты скважин по жидкости и дебиты, соответствующие году в конце разбуривания количества скважин, работающих в течение разбуривания, являются исходными величинами для определения объемов жидкости.
Далее по кривым QН=t.[Qж] определяются объемы нефти соответствующие объемам жидкости.
Для всех вариантов гидродинамические расчеты выполнены во времени, а также определены среднее показатели разработки за первые 5, 10 и 15 лет.
За общий срок разработки горизонтов в расчетах принималось время достижения экономической оптимальной обводненности продукции добываемой из эксплуатационных скважин в стягивающих рядах каждого блока, при обводнении всей нефтенасыщенной мощности пластов.
таблица 2.1.2 - Величины конечной нефтеотдачи
горизонт
Коэффициент нефтеотдачи
Начальные
балансовые
запасы нефти
млн. тонн
Извлекаемые запасы нефти, млн. тонн
при закачке
холодной воды
при закачке горячей воды
при закачке холодной воды
при закачке горячей воды
XIII
0,23
0,38
192,0
44,2
73,0
Величины конечной нефтеотдачи при разработке горизонта, закачке горячей и холодной воды приведены в таблице 2.1.2
1.Разбуривание и ввод скважин в эксплуатацию по варианту 2 завершается в 1973г., по варианту II - в 1980 г. освоению системы поддержание пластового давления и пластовой температуры по подварианту Б заканчивается в 1976 г., по подварианту В - в 1978г.
2. Вариантам, предполагающим наиболее высокий уровень добычи нефти, является вариант III.
3.Максимальный уровень добычи нефти получен по варианту III Б в 1978г. -12,72 млн.т.год.
Темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов -2,8%, Уровень добычи жидкости и объем закачки воды соответственно равны 20,80 млн. тгод и 34,41 млн.м3год.
После окончательного разбуривания и освоения системы заводнения для закачки горячей воды годовой уровень добычи нефти и жидкости равен 11,68 млн. тгод и 23,18 млн. тгод. Основные технологические показатели разработки XIII горизонту по варианту III Б.
4.При дальнейшей реализации системы поддержания пластового давления путем закачки холодной воды (вариант III А) годовые уровни добычи нефти резко снижается от 12,43 до 8,95 млн.т.
5.По варианту III В наиболее вероятному по сроком перехода с закачки холодной воды на закачку горячей воды, максимальный уровень отбора нефти достигается в 1979г. Величина отбора равна 12,44 млн. тгод, что соответствует 2,8% от начальных извлекаемых запасов.
Коэффициент нефтеотдачи для месторождения в целом при разработке его в условиях закачки холодной воды = 0,36 при закачке горячей воды = 0,45.
Для достижения конечного коэффициента нефтеотдачи 0,45 время разработки продолжительное. Для его сокращения в дальнейшем потребуется изучить вопросы, связанные с применением новых методов разработки и переходом на более интенсивные системы разработки (площадные, избирательные и др.) следует отметить, что в таблицах технологических показателей разработки темп отбора нефти в подвариантах А вариантов I-III даны в зависимости от извлекаемых запасов рассчитанных при разработке месторождения при закачке горячей ... продолжение
Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
Данный дипломный проект состоит из четырёх частей:
- геологическая часть;
- технико-технологическая;
- специальная часть;
- экономическая часть.
В геологической части подробно рассматривается геологическая изученность, стратиграфия, нефтегазоносность, водоносность.
В технико-технологической части описывается фонд скважин, приведен анализ текущего состояния разработки.
В специальной части также проведен анализ гидроразрыва пласта на месторождении Узень.
В экономической части дан расчет общих технико-экономических показателей месторождения Узень экономической эффективности представленных вариантов разработки.
АНДАТПА
Дипломдық жоба төрт бөлімнен тұрады:
- Геологиялык бөлімнен;
- техникалық-технологиялық;
- арнайы;
- экономикалық.
Геологиялык бөлімде геологиялық зерттелінуі, стратиграфиясы, мұнайгаздылығы, сулылығы қарастырылады.
Техникалық - технологиялық бөлімде ұңғы фонды, игерудің қазіргі жағдайының талдауы сипатталады.
Негізгі бөлімде - Өзен кен орыны өнімінің жинау және дайындау жүйесінің жұмысын талдау келтірілген.
Экономикалық бөлімде Өзен кен орнының негізгі техникалық - экономикалық көрсеткіштері, жылдық экономикалық тиімділігі және корсетілген игеру варианттарының экономикалық тиімдлік есебі берілген.
ANNOTATION
The given diploma project consists of four parts:
- a geological;
- a technological;
- a special (main);
- an economic.
In the geological part the geological level of research, stratigraphic, petroleum production, water flux is in detail considered.
In the technological part the fund of chinks is described, the analysis of a current condition of development is resulted.
In a special part the analysis of Uzen field's exploitation and recommendation.
In economic part technical and economic parameters of Uzen field is calculated, economic efficiency of recommended exploitation variants.
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 7
1. Геологическая часть ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 8
1.1 Общие сведения о месторождении Узень ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ...8
1.2 Характеристика геологического строения ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 10
1.3 Стратиграфия ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. ... 10
1.4 Тектоника ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 13
1.5 Основные параметры нефтегазоносных пластов ... ... ... ... ... ... ... ..17
1.6 Физико-химические свойства и состав пластовых жидкостей и газов ...19
1.7 Запасы нефти ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .21
2. Технико-технологическая часть ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ..27
2.1 Проектирование системы разработки месторождения Узень ... ... ... ...27
2.2 Анализ состояния разработки месторождения Узень ... ... ... ... ... ... ..33
2.3 Анализ сопоставления проектных и фактических показателей
разработки XIII горизонта месторождения Узень ... ... ... ... ... ... ... .. ... ..39
2.4 Характеристика фондов скважин по XIII горизонту
месторождения Узень ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...43
2.5 Оптимизация работы скважин ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..46
2.6 Мероприятия по повышению производительности скважин ... ... ... ... .48
2.7 Влияние методов очистке призабойных зон на нефтеотдачу ... ... ... ... 51
2.8 Оценка эффективности методов воздействия ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..53
2.9 Рекомендации по совершенствованию состояния эксплуатации
месторождения Узень ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..54
3. Специальная часть ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..5 6
3.1 Гидроразрыв пласта (ГРП) ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... 56
3.2 Критерии выбора скважины для ГРП ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .56
3.2.1 Подбор объектов и скважин для проведения ГРП на месторождениях ОАО Узенмунайгаз ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...58
3.3 Подготовительные работы для проведения ГРП ... ... ... ... ... ... ... ..59
3.4 Технология проведения ГРП ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 62
3.4.1 Приготовление жидкости разрыва ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 62
3.4.2 Подготовка оборудования к процессу ГРП ... ... ... ... ... ... ... ... ...62
3.4.3 Процесс ГРП ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..64
3.5 Освоение и сдача скважины после ГРП ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...65
3.6 Расчёт основных параметров ГРП ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...66
4. Экономическая часть ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..94
4.1 Организационно-правовая характеристика производственного филиала Узеньмунайгаз ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .94
4.2 Экономическая оценка результатов проведения ГРП на месторождении Узень ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 98
4.2.1 Определение объема продукции после внедрения ГРП ... ... ... ... ... .98
4.2.2 Определение эксплуатационных затрат до внедрения мероприятий ...99
4.2.3 Расчет эксплуатационных затрат после внедрения мероприятия и определение себестоимости единицы продукции ... ... ... ... ... ... .. ... ... ..102
4.2.4 Определение годового экономического эффекта от внедрения мероприятия ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. ... 105
Заключение ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 107
Список литературы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 108
ВВЕДЕНИЕ
Нефтяная и газовая отрасли промышленности занимают одно из ведущих мест в народном хозяйстве, в значительной мере способствуя развитию процесса, а тем самым и благо состоянию общества.
Перед работниками нефтяной и газовой промышленности стоят большие задачи обеспечения высоких уровней добычи нефти и газа, более полного использования недр, оптимального сочетания усилий, направленных на освоение перспективных районов и на максимальное использование недр в старых нефтегазодобывающих районах.
Детальное изучение геологического строения продуктивных горизонтов месторождения Узень позволило уточнить характер распространения пластов-коллекторов, выявить наличие обширных низкопродуктивных зон залежей нефти, характеризующихся большой неоднородностью и прерывистостью пород-коллекторов.
В настоящий период эксплуатация месторождение Узень проходят в исключительно сложных условиях. К природным геологическим особенностям месторождения добавились современные в странах СНГ изменения формы собственности и собственника, последовавшим за этим не платежах, которые привели к глобальному разрушению технической базы в нефтяной индустрии всех стран СНГ. Хотя на данный момент ситуация урегулировалась и в закон были внесены некоторые поправки.
В целях улучшения эксплуатации месторождения разработаны организационно-технические мероприятия по решению технических проблем.
Для XIII горизонта выданы рекомендации по применению с целью увеличения добычи нефти и конечной нефтеотдачи.
Внедряющиеся в настоящее время на месторождении новые технологии повышения извлечения высокопродуктивных пластов, увеличивают охват пластов вытеснением и конечную нефтеотдачу.
1. Геологическая часть
Общие сведения о месторождении Узень
Месторождение Узень расположено на полуострове Мангышлак, в южной пустынной части, известной под названием Южно-Мангышлакского прогиба.
В административном отношении территория месторождения входит в состав Мангистауской области Республики Казахстан (рисунок 1).
Областной центр г.Актау находится в 150 км от месторождения Узень. Ближайшими населенными пунктами месторождения являются: поселок Жетыбай - 67 км, поселок Курык - 150 км, г.Жанаозен - 55 км, и в непосредственной близости - нефтепровод Узень-Актау и газопровод Тенге-Жетыбай-Актау.
Перевозка груза осуществляется автомобильным и железнодорожным транспортом.
Рельеф в районе Узеньского месторождения имеет сложное строение. Центральную часть занимает плато, расположенное между двумя бессточными впадинами Узень и Тунгракшин. На западе и северо-западе в пределах площади месторождения плато круто обрывается в виде уступов в сторону впадины Узень.
Южный Мангышлак богат местным строительным материалом - известняком-ракушечником, запасы которого весьма велики.
Сарматские известняки и глины, которыми сложено плато, на западе в виде выступа, называемого Хумурунским, вдаются во впадину Узень. Впадина Узень занимает площадь около 500 км[2]. Дно впадины изрезано глубокими оврагами. Минимальная абсолютная отметка впадины +30 м.
В восточной части площади месторождения расположена впадина Тунгракшин. Она вытянута в меридиональном направлении. Размеры и глубина ее уступают размерам впадины Узень. Абсолютная отметка составляет +132 м.
Климат района континентальный. Лето жаркое и продолжительное. В отдельные годы температура воздуха повышается до плюс 45°С. Зима малоснежная с сильным ветром, нередко буранами. Среднегодовая скорость ветра 6-8 мс. В наиболее холодные зимы морозы достигают минус 30°С. [18]
Масштаб 1 : 3 000 000
Рисунок 1 - Обзорная карта района
1.1 Характеристика геологического строения
Месторождение Узень приурочено к крупной антиклинальной складке субширотного простирания размерами 45x10 км, которая расположена в восточной части Жетыбай-Узеньской тектонической ступени и выделяется своими крупными размерами. На севере Узеньское поднятие отделяется неглубоким Кызылсайским прогибом от восточной периклинали Беке-Башкудукского вала, на юге - узким прогибом от соседнего Тенгинского поднятия, на западе - через небольшую седловину соединяется с Карамандыбасским поднятием, на востоке - круто погружается в районе впадины Тунгракшин .
Узеньская складка относится к типу брахиантиклинальных. Отношение длинной оси к короткой составляет 3:1. Складка асимметрична: свод ее смещен к востоку, в результате чего восточная периклиналь короче, чем северо-западная. Южное крыло более крутое. Углы падения пород по кровле ХIII горизонта достигают 6-8°. Северное крыло складки значительно положе: углы падения в восточной части изменяются от 3 до 4°, в западной - от 30 до 1°. Резко асимметричны также периклинальные окончания Узеньской складки. Северо-Западная периклиналь пологая, сильно вытянутая. Восточная периклиналь короткая, клинообразной формы.
Структура осложнена рядом куполовидных поднятий с амплитудой до 50 м., характеризующихся локальным распространением и наиболее четко прослеживающихся по нижним горизонтам. Наиболее крупными из них являются Основной свод, Северо-Западный, Хумурунский, Западно- и Восточно-Карамандыбасский, Парсумурунский, Аксайский купола. В практике разработки участвуют только три купола - Парсумурунский, Северо-Западный и Хумурунский. [1]
1.2 Стратиграфия.
Глубоким разведочным бурением на месторождении Узень вскрыта осадочная толща мезозойских пород, мощностью около 3600 м., в строении которой принимают участия осадки триасового, юрского, мелового, палеогенового, неогенового и четвертичного возрастов. Выделения их основано на палеонтологических данных, полученных при изучении керна из скважин и на сопоставлении с аналогичными отложениями других районов Мангышлака. Границы между отделами, ярусами и подъярусами в большинстве случаев проводятся условно, главным образом по электрокаротажу. За последнее время в результате обработки микрофауны и спорово-пыльцевых исследований стало возможным несколько изменить и уточнить имеющиеся стратиграфические схемы .
В геологическом разрезе месторождения установлено 26 песчаных горизонтов приуроченных к меловым и юрским отложениям. Горизонты I - XII (сверху вниз) мелового возраста - газоносны, XIII - XVIII горизонты - верхне и среднеюрского возраста представляют собой основной этаж нефтегазоносности месторождения, на отдельных куполах нефтегазоносны XIX - XXIV горизонты нижнеюрского возраста.
Пермо-триасовые отложения (РТ), являются самыми древними породами на месторождении Узень.
Пермская система (Р)
Верхняя Пермь представлена толщей тёмных полимиктовых песчаников и чёрных сланцев со следами глубокого метаморфизма. Отложение нижнего яруса триаса (Т) представлено бурыми аргиллитами и среднезернистыми песчаниками. Установлена нефтегазоносность в отложениях ааленского, байосского, ярусов среднеюрского и верхнеюрского отделов
Юрская система (J)
В отложениях юрской системы выделяются все три отдела: нижний, средний, верхний общей толщины 1300 м.
Нижний отдел (J 1)
Нижегородская часть разреза представлена чередованием песчаников алевролитов и глин. Песчаники серые и светло-серые преимущественно мелко и среднезернистые. Чередование песчаников, алевролитов и глин в основном с косой слоистостью.
Ааленский ярус (J2 а)
Ааленский ярус сложен в основном грубообломочными, песчано-галечниковыми породами и может рассматриваться в качестве базальной толщи среднеюрского разреза.
Граница между ааленским и байосским ярусами проводится по подошве XXII горизонта. Общая толщина яруса достигает 330 м.
Рисунок 2 - Литолого-стратиграфический разрез Узеньского месторождения
Байосский ярус (J2 b)
Байосские отложения распространены наиболее широко и выделяются повсеместно. Отложения байосского яруса представлены в основном континентальными и лагунно-континентальными фациями, сложенными алевролитами и глинами с включениями обугленной растительной органикой, прослоями и линзами углей. В отложениях байосского яруса наблюдаются преобладания глинистых и алевролитистых пород нижней части разреза и песчаных в верхней части.
Нижний байос (J2 b1)
Отложение этого подяруса имеют общую толщину 470 м., они и представлены чередованием глин, песчаников и алевролитов с многочисленными прослоями и включениями углистого вещества.
1.3 Тектоника
В тектоническом отношении месторождение Узень связано с Туранской плитой, являющейся частью единой молодой эпипалиазойской платформы Предкавказья, Средней Азии и Западной Сибири. В строении большей части территории Туранской плиты выделяются два структурных этажа: палеозойский складчатый фундамент и мезозойско-кайнозойский осадочный чехол. В переделах Жетыбай-Узенской тектонической ступени, приуроченной к северному борту Южно-Мангышлакской системы прогибов, в настоящее время выявлено выявлено значительное количество локальных структур, с которыми связаны месторождения нефти и газа. К их числу относятся Узень, Жетыбай, Карамандыбас, Тенге, Тасбулат, Асар, Южный-Жетыбай, Туркмунай, Актас, Восточный Жетыбай.
Узенская структура на севере граничит с юго-восточной антиклинальной зоной, от которой отделяется узким Кызылсайским прогибом, углы падения пород на северном крыле составляют 3. Таким же узким прогибом складка южной части, где углы падения пород составляет 5- 6, отделяются от среднего тенгинского поднятия. В западной части площади северо-западная периклиналь Узенской складки. Через небольшую седловину соединяется с Карамандыбасской структурой. В восточной части площади, в районе восточного окончания впадины Тунгракши, Узенское поднятие круто погружается.На (рисунке 3) представлен структурная карта по кровле ХIII продуктивного горизонта месторождения Узень.
Рисунок 3 - Структурная карта по кровле ХIII продуктивного горизонта месторождения Узень
Рисунок 4 - Геологический разрез ХIII продуктивного горизонта месторождения Узень по линии
1.4 Основные параметры нефтегазоносных пластов.
Отложения XIII-XVIII горизонтов келловей-бат-байосского яруса верхней и средней юры имеют четкое ритмичное строение и представлены чередованием песчаников, алевропесчаников, алевролитов, глин с маломощными прослоями известняков и мергелей.
На (рисунке 4) представлен геологический разрез ХIII продуктивного горизонта.
Нефтенасыщенными породами-коллекторами являются песчаники, алевропесчаники и алевролиты, образовавшиеся в условиях прибережной полосы заливов, лагун и подводной части дельты.
Коллекторы характеризуются неплотной упаковкой обломочных зерен, высоким содержанием цемента и невысокой степенью эпигенетических преобразований.
При определении коэффициентов проницаемости отмечается их большая изменчивость от 0,01 до 1 мкм[2], в связи с этим коэффициенты вариации достигают 1,94-2,29.
Коэффициенты проницаемости изменяются по Парсумурунскому от 0,06 мкм[2] (XIX, XXI) до 0,32 мкм[2] (XV), по Северо-Западному от 0,077 мкм[2] (XXI) до 0,397 мкм[2] (XV) и по Хумурунскому от 0,057 мкм[2] (XVIII) до 0,360 мкм2 (XXIII).
Средние значения начальной нефтенасыщенности по куполам: Парсумурунскому от 0,60 (XIX) до 0,7 (XXI), Северо-Западному от 0,55 (XXIБ) до 0,64 (XXIА) и Хумурунскому от 0,57 (XVIII) до 0,63 (XXI, XXII).
Отложения XIX-XXIV (сверху вниз) горизонтов аален-байосского яруса средней юры представляют собой толщу ритмично чередующихся терригенных пород, сложенных песчаниками, алевролитами и глинами континентального и полуконтинентального генезиса.
Породы XIX-XXII горизонтов относятся к байосскому ярусу средней юры. Литологически они представлены в основном континентальными образованиями чередующихся песчаников и алевролитов, разделенных пластами глин с обугленными растительными остатками, прослоями и линзами углей.
Состав цемента гидрослюдисто-каолинитовый порового и контактного типов.
Глины, являющиеся разделами между горизонтами, пачками и пластами - темно-серые, неравномерно алевритистые, слюдистые, плотные, с включением мелкого и крупного детрита, сидерита и кальцита. Текстура глин в основном полосчатая.
Горизонты XXIII, XXIV относятся к ааленскому ярусу средней юры, представлены в основном песчаниками, реже алевролитами. Песчаники серые, буровато-серые, мелко-, средне- и крупнозернистые с включением зерен гравийной размерности, средней крепости. Состав обломочной части песчаников и алевролитов полимиктовый.
Вверх по разрезу увеличивается глинистость и наблюдается переход песчаников в алевролиты.
Продуктивный разрез месторождения представлен частым переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пластов, выдержанных по площади и по разрезу.
В литолого-стратиграфическом отношении отложения XVIII-XXIV горизонтов западных куполов, как основного участка месторождения Узень, соответствуют по возрасту аален-байосскому ярусу средней юры и представляют собой толщу ритмично чередующихся терригенных пород, сложенных песчаниками, алевролитами и глинами континентального и полуконтинентального генезиса. Породы-коллекторы представлены песчаниками и алевролитами полимиктового состава.
В таблице 1.1 приведены данные о параметрах пласта (проницаемость, пористость, нефтенасыщенность) по эксплуатационным объектам. [9]
Таблица 1.1 - Характеристика параметров эксплуатационных объектов
Гори-зонт
Тип коллектора
Проницае-мость, мкм[2]
Порис-тость,
доля ед.
Насыщен-ность связанной водой
Начальн. нефтена-сыщен-ность
XIII
Терригенный, полимиктовый
0,193
0,27
0,37
0,63
XIV
Терригенный, полимиктовый
0,247
0,25
0,36
0,64
XV
Терригенный, полимиктовый
0,179
0,23
0,39
0,61
XVI
Терригенный, полимиктовый
0,215
0,22
0,37
0,63
XVII
Терригенный, полимиктовый
0,276
0,24
0,37
0,63
XVIII
Терригенный, полимиктовый
0,179
0,24
0,43
0,57
Продолжение таблицы 1.1
Хумурунский купол
XVIII
Терригенный, полимиктовый
0,057
0,23
0,43
0,57
XXIа
Терригенный, полимиктовый
0,075
0,2
0,37
0,63
XXIб
Терригенный, полимиктовый
0,096
0,2
0,39
0,61
XXII
Терригенный, полимиктовый
0,1250,098
0,19
0,37
0,63
XXIII
Терригенный, полимиктовый
0,360
0,18
0,38
0,62
Парсумурунский купол
XV
Терригенный, полимиктовый
0,325
0,24
0,39
0,61
XIX
Терригенный, полимиктовый
0,0700,052
0,22
0,40
0,60
XX
Терригенный, полимиктовый
0,105
0,22
0,38
0,62
XXI
Терригенный, полимиктовый
0,0410,077
0,2
0,3
0,7
XXII
Терригенный, полимиктовый
0,297
0,19
0,33
0,67
XXIV
Терригенный, полимиктовый
0,261
0,18
0,38
0,62
Северо-Западный купол
XV
Терригенный, полимиктовый
0,397
0,23
0,39
0,61
XIX
Терригенный, полимиктовый
0,1310,038
0,22
0,41
0,59
XXIа
Терригенный, полимиктовый
0,123
0,2
0,36
0,64
XXIб
Терригенный, полимиктовый
0,123
0,2
0,45
0,55
1.6 Физико-химические свойства и состав пластовых жидкостей и газов
До ввода месторождения в промышленную разработку в каждой залежи имело место четкое распределение нефтей по составу и свойствам. Многолетняя разработка и опытно-промышленная эксплуатация месторождения при различных термодинамических условий залежей привела к существенным изменениям свойств пластовой и дегазированной нефти и нефтяного газа.
Контроль за свойствами нефтей месторождения Узень осложняется из-за высокой обводненности скважин, невозможностью отбора представительных глубинных проб.
Наиболее важным параметром пластовой нефти является давление насыщения (Рнас).
В соответствии с рассчитанными значениями давления зависимости изменения основных параметров пластовой нефти от давления, имеющимся по каждому горизонту на начало разработки месторождения и эмпирическим зависимостям, описывающим изменения свойств нефти при снижении давления ниже Рнас, найдены остальные свойства пластовой нефти. Они отличаются от начальных параметров и отражают изменения состава пластовых нефтей, происшедшие за счет частичного разгазирования нефти в период разработки месторождения на естественном режиме. Эти параметры пластовой нефти рекомендуется принимать за непромытые зоны, которые не были вовлечены в разработку.
Нефть, оставшаяся в дренированных участках, за период разработки с поддержанием пластового давления путем заводнения претерпела существенные изменения. Связано это с тем, что процесс заводнения залежей, часть растворенного газа из нефти переходит в нагнетаемую воду, в связи с чем уменьшается газосодержание пластовой нефти и, как следствие, снижается Рнас. На основе лабораторных исследований доказано, что многократная промывка пластов закачиваемой водой и обводнение нефти на 60-70% приводят к снижению газосодержания нефти на 8-18 м[3]т в зависимости от минерализации воды (чем меньше минерализация, тем больше влияние). Параметры пластовой нефти характеризуют текущие свойства нефти дренированных зон, вовлеченных в активную разработку.
Текущая характеристика нефти свидетельствует о существенных изменениях параметров, что является вполне логичным для месторождения, вступившего в завершающую стадию разработки.
Свойства дегазированной нефти для непромытых зон, не вовлеченных в разработку, приняты на уровне начальных, так как изменения, происшедшие в процессе частичного разгазирования, касаются в большей степени пластовой нефти.
Для обоснования текущих свойств дегазированной нефти активно разрабатываемых зон были привлечены все исследования устьевых и разгазированных глубинных проб нефти, выполненные начиная с 1985 года по скважинам основной залежи (ХIII-ХVIII горизонтов) месторождения. Все пробы были систематизированы по горизонтам и рассчитаны, как средние арифметические, без привязки к глубине залегания.
Дегазированные нефти всех горизонтов месторождения Узень смолистые, малосернистые (класс 1), высокопарафинистые (вид П3), с высокой температурой застывания и с низким выходом светлых фракций.
Сопоставление параметров добываемой дегазированной нефти с начальными, подтверждает изменения, вызванные процессами разгазирования и окисления. Ухудшение свойств добываемой нефти с начала разработки прослеживается по всем основным горизонтам и проявляется оно в увеличении содержания асфальто-смолистых веществ, росте плотности и вязкости нефти.
На начало разработки составы нефтяного газа по площади и по разрезу каждого продуктивного горизонта изменялись незначительно, а процессы изменения свойств и составов нефти и нефтяного газа касаются, как месторождения в целом, так и блоков IIа, III. Для обоснования текущих составов нефти и нефтяного газа привлечены все исследования, выполненные по скважинам XIII-ХVIII горизонтов месторождения Узень.
По пробам однократного разгазирования пластовой нефти получены средние значения составов нефтяного газа и дегазированной нефти по горизонтам и отдельно по зонам. Затем с учетом обоснованного пластового газосодержания рассчитаны составы пластовой нефти для непромытых, не вовлеченных в разработку зон, и для дренированных зон, вовлеченных в активную разработку.
Сопоставление составов нефтяного газа и пластовой нефти с начальными свидетельствуют об изменениях их в сторону утяжеления. Как при пластовом разгазировании, так и при заводнении, пластовая нефть теряет легкие углеводороды, преимущественно метан и этан. Второй причиной утяжеления нефти являются процессы химического и бактериального окисления, проявляющие себя при закачке в пласт морской воды. [9]
1.7 Запасы нефти
Балансовые запасы нефти и газа месторождения Узень с ХIII-ХVIII горизонтов, прошедшие государственную экспертизу (протокол ГКЗ СССР №4883 от 13.05.1966 г.), по категории промышленных запасов составляют 1046 млн. тонн, извлекаемые - 471 млн. тонн.
Начальные балансовые запасы растворенного газа, утвержденные в ГКЗ СССР в 1966 году, в целом по месторождению составляют 76020,2 млн. м[3].
Согласно протокола ГКЗ, балансовые и извлекаемые запасы нефти:
oo XIII горизонта составляют соответственно 204 млн. тонн и 92 млн. тонн;
oo XIV горизонта составляют соответственно 450 млн. тонн и 203 млн. тонн;
oo XV горизонта составляют соответственно 140 млн. тонн и 63 млн. тонн;
oo XVI горизонта составляют соответственно 124 млн. тонн и 56 млн. тонн;
oo XVII горизонта составляют соответственно 98 млн. тонн и 44 млн. тонн;
oo XVIII горизонта составляют соответственно 30 млн. тонн и 13,5 млн. тонн.
Дифференциация начальных запасов нефти по проницаемости были проведены в 1976 (по материалам 1400 скважин), 1979 (по 2100 пробуренным скважинам), 1997 (по 5500 скважинам) годах. По результатам проведенных анализов по изучению структуры начальных балансовых запасов выявлено, что с низкопроницаемыми (трудноизвлекаемыми) коллекторами связано 53% запасов нефти, с активными запасами - 37%, а доля высокопродуктивных запасов составляет 10%.
По состоянию на 1.01.2006 год отобрано 285726 тыс. тонн. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составляет 27,3%. В таблице 1.2 приведены данные по начальным балансовым и извлекаемым запасам нефти и растворенного газа по месторождению Узень. [9]
2. Технико-технологическая часть
2.1 Проектирование системы разработки месторождения Узень
В промышленную эксплуатацию месторождение Узень было введено 1965 году в соответствии с генеральной схемой разработки, составленной ВНИИ в 1965г. и утверждено Центральной комиссией по разработке МНП. Основные положения генеральной схемы сводились к следующему:
1. Выделение четырех крупных эксплуатационных объектов: в I объекте включены XIII+XIV горизонты, во II объекте -XV+XVI горизонты, в III-объекте XVII горизонт и в IV объекте -XVIII горизонт.
2. Обязательность поддержания пластового давления и пластовой температуры для I,II,III эксплуатационных объектов.
Для I и II объектов эти мероприятия предусматривалось осуществлять путем внутриконтурной закачки горячей воды в нагнетательные скважины, поперечное расположение рядов которых относительно оси структуры разрезали залежи нефти на полосы (блоки) шириной 4 км.
3. Выделение блоков самостоятельной разработки: по I объекту - 9, по II объекту - 5, по III и IV объекту из-за отсутствия внутриконтурного заводнения блоки не выделялись, поэтому каждую залежь этих горизонтов условно можно рассматривать за 1 блок всего, таким образом, было намечено 16 блоков.
4. По I объекту на каждом блоке было размещено по 5 рядов и по II объекту -7 рядов эксплуатационных скважин при сетках соответственно 600 х 700м и 550 х 600м, в III и IV объектах сетка скважин равнялась 600 x 750 м.
Общее количество эксплуатационных скважин по I объекту - 481, нагнетательных- 140.
По II объекту - соответственно 228 и 103, по III объекту- 60 и 15, по IV объекту- 25 эксплуатационных скважин.
Опыт разработки Ромашкинского, Арланского, Мухановского и других месторождений показал, что при объединении в один эксплуатационный объект значительно меньшего количества пластов (5-6) все же не удается достичь высокого коэффициента воздействия закачиваемой воды на все пласты, вскрытые нагнетательными скважинами.
Что же касается начальных извлекаемых запасов нефти, приходящихся на 1 скважину, то в качестве примера можно заметить, что на Абдрахмановский и Восточно-Сулеевский площадях Ромашкинского месторождения (которые в какой-то степени могут быть сравнимы по неоднородности пластов с горизонтами месторождения Узень, но имеют более высокую среднюю проницаемость коллекторов) они соответственно равны (с учетам скважин резервного фонда) 260-280 тыс. т.
Одной из основных рекомендаций указанной выше группы, которые были рассмотрены и утверждены коллегией МНП, является необходимость разукрупнения I и II объектов разработки путем бурения дополнительных эксплуатационных скважин раздельно на XIII, XIV,XV, XVI горизонты с организацией самостоятельных систем заводнения на каждый из этих горизонтов в отдельности.
На основании решений Центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений в представленном проекте каждый из XIII-XVIII горизонтов рассмотрен как самостоятельный объект разработки, а именно: XIII горизонт- I объект, XIV горизонт- II объект, XV горизонт- III объект, XVI горизонт-IV объект, XVII горизонт-V объект и XVIII горизонт- VI объект.
Для всех объектов предусматриваются внутриконтурные системы заводнения с целью поддержания пластового давления. Для поддержания пластовой температуры проектируется закачка горячей воды.
Система поддержания пластового давления путем закачки воды в нагнетательные скважины при разрезании XIII горизонте на полосы (блоки) шириной 4 км оказалось недостаточно эффективной в 1971 году. группой специалистов МНП, ВНИИ и объединения Мангышлакнефть было предложено дополнительное разрезание XIII горизонта поперечными рядами нагнетательных скважин на блоки шириной 2 км. (исключение составляют блоки VIII,IX и X имеющие ширину соответственно 2,6, 2,75 и 2,75 км) нумерация блоков и разрезающих рядов нагнетательных скважин проведена прежде всего для XIII горизонта, имеющего наибольшую площадь по внешнему контуру нефтеносности и соответственно перенесена нижележащие горизонты (XIV-XVIII). Блоки для XIII горизонта обозначены: разрезающие ряды нагнетательных скважин цифрами I, Ia, II, IIa, III, IIIa, IV, IVa, V, Va, VI, VIa, VII, VIII, IX, X. (всего 16 разрезающих рядов). Из карт расположения скважин по горизонтам видно, что каждый блок, ограниченный с запада и восток рядами нагнетательных скважин, а севера и юга контурами нефтеносности, для гидродинамических расчетов представляет собой полосу, ряды эксплуатационных скважин которой работают при двухстороннем питании; за контур питания принимается линия нагнетания, проходящая по разрезающему ряду.
Расчетные контуры нефтеносности для каждого блока проводились по методике, изложенной с учетом скважин, размещенных в зонах между внешним и внутренним контурами нефтеносности.
В блоках каждого горизонта ряды эксплуатационных скважин, количество горизонта рядов эксплуатационных скважин в блоках изменяется от 3 до 5 в зависимости от вариантов по плотности сетки скважин, для горизонтов бурения отдельных скважин, которые будут способствовать увеличению коэффициента охвата процессом вытеснения, а следовательно и повышению нефтеотдачи.
В проекте рассмотрены, в основном, три варианта разработки XIII горизонта по плотности сетки эксплуатационных скважин.
В варианте-1 для каждого из указанных горизонтов учитывались пробуренные эксплуатационные и нагнетательные скважины, в вариантах -2 пробуренных и утвержденные до 1973 г. проектные скважины, в вариантах -3 пробуренные, утвержденные до 1973 г. проектные и дополнительно намеченные в настоящем проекте скважин.
Следует заметить, что для XIII горизонта рассчитывались два варианта по плотности сетки скважин (варианты 1и 3), Однако при определении показателей разработки в целом по месторождению вариант 3. В таблице 2.1.1 приведены характеристики вариантов.
Из таблицы видно, что по варианту 3 , имеющим наиболее количество скважин, плотность сетки эксплуатационных скважин (площадь нефтеносности, приходящаяся на 1 скважину) изменяется до 51,3 гаскв. для XIII горизонта.
Таблица 2.1. 1 - Вариант разработки горизонтов по плотности сетки скважин
гори-
зонт
Вариан-ты
Максимальное количество скважин
Площадь нефтеносности гаСКВ.
Начальные извлекаемые запасы, приходящиеся на
1 скважину тыс. тонн
эксплут.
нагнет.
Эксплуатационные
Нагнетательные +
эксплуатационые
Экспл
экспл.(за вычетом запасных
отбираемых
нагнет. скв.
временно
дающими нефть)
экспл
+
нагн.
(врем.
дающ.
нефть)
XIII
1
392
291
61,5
35,3
176,3
172,7
134,9
2-3
470
318
51,3
30,6
147,02
144,0
117,1
Для XIII горизонта не рассматривался вариант с еще более полной сетки скважин, так как начальные извлекаемые запасы нефти, приходящиеся на 1 скважину, для этого горизонта оказались меньшими (около 117 тыс. т.), чем для других горизонтов. Сетку эксплуатационных скважин XIII горизонта в дальнейшем можно будет уплотнить путем возврата на него скважин, пробуренных на нижезалегающие горизонты, после их полного обводнения или экономической нерентабельности эксплуатации по каким-либо другим причинам (включая технические). Кроме того, принимая во внимание очень большую неоднородность пластов- коллекторов XIII горизонта по мощности и проницаемости, меньшую плотность сетки скважин и значительные начальные балансовые запасы нефти в нем, был принят более высокий процент скважин резервного фонда, чем для других горизонтов.
В каждом из указанных выше вариантов по плотности сетки скважин рассмотрены различные подварианты по виду воздействия на пласты при внутриконтурном заводнении: под вариант А - закачка холодной воды до конца разработки залежей нефти, подвариант Б - закачка холодной воды с переходом на закачку горячей воды в 1974-76 гг. и подвариант В - закачка холодной воды с переходом на закачку горячей воды в1976-78 гг.
В гидродинамических расчетах по определению технических показателей разработки , неоднородного по проницаемости пласта принята согласно методике ВНИИ.XIII горизонта для перечисленных выше вариантов расчетная модель слоистого
Во всех вариантах предусмотрено поддержание пластового давления на уровне начального. Расчеты добычи жидкости и нефти проводились при заданных перепадах давления между линиями нагнетания и забоями в пластах путем введения функции Христиановича. При оценке зависимостей разности функции С.А. Христиановича от давления использовались аналитические методы расчетов и результаты исследований пластов и скважин. Для расчетов зависимости h(Нн - Нс) = t (Pвас - Pc) использовались результаты промысловых гидродинамических исследований. Преимущество использования в гидродинамических расчетах разности функции Христиановича полученной по промысловым данным, состоит в том, что она учитывает реальные условия фильтрации Узеньских нефтей в пористой среде. При этом учитывается возможное ухудшение фильтрационных характеристик при значительном разгазировании пластовой нефти (выпадение парафина в пласте), вязко пластичность нефтей и др.
Изменение фазовых проницаемостей в переходной зоне нефть-вода учтено по результатам лабораторных экспериментов. Эти результаты были откорректированы с учетом данных лабораторных исследований зависимостей "Фазовая проницаемость насыщенность" проведенных во ВНИИ.
Величины забойных давлений (Pзаб) в эксплуатационных скважинах приняты для горизонтов различные и равные 0,75 Pнас. В дальнейшем, в случае достижения Pл.н значительно выше начального пластового давления на линиях нагнетания и повышения пластовых давлений в зонах отбора, целесообразно Pзаб доводить до Pнас. Это позволит предотвратить выделение газа и возможное выпадение парафина в призабойной зоне пласта и продлить период фонтанирования скважин.
В расчетах коэффициента эксплуатации скважин принят равным 0,9. учитывались фактические давления насосов для закачки воды (100-110 кГсм2). При определении закачки воды учитывались утечки ее в объеме около 20% от объема отбираемой жидкости. Приведенный радиус гидродинамических несовершенных эксплуатационных и нагнетательных принят равным 10-2м.
Для каждого блока отдельно по горизонтам были определены расчетные значение длины и ширины его, а также в зависимости от вариантов нагнетания до стягивающего ряда, до первого, второго и третьего рядов эксплуатационных скважин, средние расстояния между эксплуатационными скважинами во всех рядах.
Для оценки правильности принятых исходных геолого-промысловых данных выполнены гидродинамические расчеты по сопоставлению расчетной и фактической добычи жидкости по блокам расположенных соответственно на западе и востоке от III разрезающего ряда нагнетательных скважин, по XIII горизонта. Давления на линиях нагнетания соответственно равны: для разрезающего ряда II-А - 98кГсм2. Расчеты проводился по схеме: один нагнетательный ряд и 1,5 эксплуатационных ряда. Действия разрезающего ряда II-А не учитывалось, так как он вступил в работу во 2-й половине 1972 года и под закачкой находилось 5 скважин.
Полученные результаты годовой добычи жидкости сравнивались фактическими величинами по данным разработки указанных блоков для XIII горизонта. Из результатов сопоставления величин расчетной и фактической добычи жидкости следует, что они по существу совпадают и, следовательно, исходные геолого-промысловые данные, фактические предпосылки условий фильтраций Узеньский нефти и расчетная схема-модель неоднородности пластов-коллекторов XIII горизонта в достаточной степени отображают реальные условия и могут быть достаточно надежно использованы в расчетах прогноза обводнения и технологических показателей разработки этих горизонтов.
Расчеты технологических показателей разработки XIII горизонта проводились для выбранных вариантов по плотности сетки скважин и для трех систем воздействия на пласт.
В вариантах перехода с закачки холодной воды на горячую закачка горячей воды в первую очередь предусматривалось в нагнетательные скважины, временно дающие продукцию и новые скважины, нагнетательные скважины, освоенные под закачку холодной воды, необходимо будет постепенно освоить под закачку горячей воды. Гидродинамические расчеты технологических показателей разработки по вариантам выполнены по методикам.
Технологические показатели разработки определялись для каждого из блоков каждого горизонта с последующим суммированием результатов во времени по всем блокам, т.е. по залежи в целом. В соответствии с принятой методикой расчета технологических показателей по вариантам, учитывающих темп разбуривания горизонтов (варианты II и III), выполнялись в такой последовательности:
1. Строились кривые вытеснения (зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости при закачке холодной и горячей воды по всем блокам каждого из горизонтов) по результатам расчетов на БЭСМ-3М по методике ВНИИ.
2. Фактические значения накопленных объемов жидкости и нефти и дебита скважин по жидкости приняты за начальные условия для последующих расчетов процесса обводнения во времени.
3. Дебиты скважин по жидкости в конце периода разбуривания рассчитывались следующим образом: по кривым вытеснениям определялось начало отчета, соответствующие фактическому накопленному объему жидкости по каждому из блоков, далее прибавлялось время бурения скважин и в конце этого срока находился дебит жидкости на скважину из результатов расчета при одновременном вводе скважин.
4. Фактические дебиты скважин по жидкости и дебиты, соответствующие году в конце разбуривания количества скважин, работающих в течение разбуривания, являются исходными величинами для определения объемов жидкости.
Далее по кривым QН=t.[Qж] определяются объемы нефти соответствующие объемам жидкости.
Для всех вариантов гидродинамические расчеты выполнены во времени, а также определены среднее показатели разработки за первые 5, 10 и 15 лет.
За общий срок разработки горизонтов в расчетах принималось время достижения экономической оптимальной обводненности продукции добываемой из эксплуатационных скважин в стягивающих рядах каждого блока, при обводнении всей нефтенасыщенной мощности пластов.
таблица 2.1.2 - Величины конечной нефтеотдачи
горизонт
Коэффициент нефтеотдачи
Начальные
балансовые
запасы нефти
млн. тонн
Извлекаемые запасы нефти, млн. тонн
при закачке
холодной воды
при закачке горячей воды
при закачке холодной воды
при закачке горячей воды
XIII
0,23
0,38
192,0
44,2
73,0
Величины конечной нефтеотдачи при разработке горизонта, закачке горячей и холодной воды приведены в таблице 2.1.2
1.Разбуривание и ввод скважин в эксплуатацию по варианту 2 завершается в 1973г., по варианту II - в 1980 г. освоению системы поддержание пластового давления и пластовой температуры по подварианту Б заканчивается в 1976 г., по подварианту В - в 1978г.
2. Вариантам, предполагающим наиболее высокий уровень добычи нефти, является вариант III.
3.Максимальный уровень добычи нефти получен по варианту III Б в 1978г. -12,72 млн.т.год.
Темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов -2,8%, Уровень добычи жидкости и объем закачки воды соответственно равны 20,80 млн. тгод и 34,41 млн.м3год.
После окончательного разбуривания и освоения системы заводнения для закачки горячей воды годовой уровень добычи нефти и жидкости равен 11,68 млн. тгод и 23,18 млн. тгод. Основные технологические показатели разработки XIII горизонту по варианту III Б.
4.При дальнейшей реализации системы поддержания пластового давления путем закачки холодной воды (вариант III А) годовые уровни добычи нефти резко снижается от 12,43 до 8,95 млн.т.
5.По варианту III В наиболее вероятному по сроком перехода с закачки холодной воды на закачку горячей воды, максимальный уровень отбора нефти достигается в 1979г. Величина отбора равна 12,44 млн. тгод, что соответствует 2,8% от начальных извлекаемых запасов.
Коэффициент нефтеотдачи для месторождения в целом при разработке его в условиях закачки холодной воды = 0,36 при закачке горячей воды = 0,45.
Для достижения конечного коэффициента нефтеотдачи 0,45 время разработки продолжительное. Для его сокращения в дальнейшем потребуется изучить вопросы, связанные с применением новых методов разработки и переходом на более интенсивные системы разработки (площадные, избирательные и др.) следует отметить, что в таблицах технологических показателей разработки темп отбора нефти в подвариантах А вариантов I-III даны в зависимости от извлекаемых запасов рассчитанных при разработке месторождения при закачке горячей ... продолжение
Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
Похожие работы
Дисциплины
- Информатика
- Банковское дело
- Оценка бизнеса
- Бухгалтерское дело
- Валеология
- География
- Геология, Геофизика, Геодезия
- Религия
- Общая история
- Журналистика
- Таможенное дело
- История Казахстана
- Финансы
- Законодательство и Право, Криминалистика
- Маркетинг
- Культурология
- Медицина
- Менеджмент
- Нефть, Газ
- Искуство, музыка
- Педагогика
- Психология
- Страхование
- Налоги
- Политология
- Сертификация, стандартизация
- Социология, Демография
- Статистика
- Туризм
- Физика
- Философия
- Химия
- Делопроизводсто
- Экология, Охрана природы, Природопользование
- Экономика
- Литература
- Биология
- Мясо, молочно, вино-водочные продукты
- Земельный кадастр, Недвижимость
- Математика, Геометрия
- Государственное управление
- Архивное дело
- Полиграфия
- Горное дело
- Языковедение, Филология
- Исторические личности
- Автоматизация, Техника
- Экономическая география
- Международные отношения
- ОБЖ (Основы безопасности жизнедеятельности), Защита труда
