Особенности геолого-физических характеристик продуктивных пластов и свойств пластовых нефтей месторождения Узень

Тип работы: Курсовая работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 34 страниц
В избранное:

Введение

В западном Казахстане на полуостровах Мангышлак и Бузачи, открыто
более 30 месторождений высокопарафинистых нефтей. Из них в промышленной
разработке находятся такие известные всему миру как Узень, Карамандыбас,
Жетыбай, Каламкое, Каржанбас.
Месторождение Узень, введенное в эксплуатацию в 1961 году, достигла
пика добычи нефти в 1975 году. Последовавшее за этим снижения отборов было
оставлено за счет организации внедрение новых технологических решений с
привлечением дополнительных объемов финансирования и материально
технических средтсв в. В результате, начиная с 1991 года, годовые темпы
падения добычи стабилизировались на уровне 2 – 3 %. Переход на новые формы
хозяйствование, сочетавшийся с обострением разбалансированной стоимости
оборудование и услуг с одной стороны и отпускных цен на добываемую нефть с
другой, привел к повторению ситуации, имевшей место на месторождении с 1976
году.
С 1993 года темпы падения добычи возросли в 6 – 7 раз. Сложившаяся на
месторождении критическая ситуация уже в ближайшие годы может привести его
к полной остановке.
Приняты правительством Республики Казахстан план по реабилитации
месторождение Узень предусматривает ряд мер по привлечению иностранных
инвестиций для стабилизации и восстановлении уровня добычи на этом
месторождении.

1. Геологическая часть

1.1. Особенности геолого-физических характеристик продуктивных пластов и
свойств пластовых нефтей месторождения Узень.

Месторождение Узень принадлежит к числу уникальных месторождений и
имеет ряд специфических особенностей, которое отличает его от других
месторождений и требует особого подхода как и в проектировании, так и в
практике разработки.
Месторождение Узень – многопластовое, имеет исключительно сложное
геологическое строение. В разрезе меловых и юрских отложений выделено 25
продуктивных горизонтов, основной этаж нефтенасыщенности XIII – XVIII
горизонты верхнее и средне горского возраста. Продуктивная толща
представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и глин с маломощными
прослоями известняков и мергелей.
Наиболее распространенный на месторождении тип пластов коллекторов
мелкозернистые песчаники. В XIII, XIV, XVII горизонтах в виде слоев
распространены мелко и средне зернистые песчаники характеризующиеся
повышенными значениями эффективных толщин и наибольшей продуктивностью.
Наличие этого типа коллекторов наиболее характерно для XIII горизонта.
Месторождение приурочено к крупной ассиметричной антиклинали
платформенного типа. Залежи XIII – XVIII горизонтов образуют общую
массивную нефтенасыщенную толщу с единым ВГК. Уменьшение высоты залежи
происходит сверху-вниз от 350 м (XIII горизонт) до 60 м. (XVIII горизонт).
Также сверху-вниз уменьшаются и площади нефтеносности; контуры
нефтеносности отдельных горизонтов в плане вписывается друг в друга.
Залежи нефтей – пластовые сводовые, подстилаются к краевой водой.
Продуктивная толща XIII – XVIII горизонтов характеризуются
значительной объемной и проницаемостной неоднородностью; наблюдается
исключительно сложное сочетание пластов-коллекторов по всему разрезу в
целом: шесть продуктивных горизонтов расчленены на 18 пачек, включающих в
седя 48 пластов.
Большинство продуктивных пластов прерывисты по площади так например,
в XIII горизонте выделяется 12 продуктивных пластов. Коэффициенты
расчлененности по отдельным горизонтам составляет 2,9 – 6,6; коэффициенты
песчаниности увеличиваются с глубиной от 0,21 до 0,48.
Проницаемостная неоднородность пластов коллекторов очень велика:
достаточно отметить, что значения проницаемостей изменяется в пределая 0,1
– 2 мкм². Наслой с проницаемостью до 0,3 мкм² приходится большая доля
нефтенасыщенной толщи. Высокие значения проницаемости либо отмечаются в
отдельных слоях не большой толщены, либо присуще узким полосам большой
толщены песчаникам.
Статистическая оценка проведенная, на основании анализа исследования
керна и геофизического материала показала что коэффициенты вариации,
учитывающие изменчивость параметра проницаемости, составляет 1,1 – 1,4 что
характерно для коллекторов со значительной проницаемостной неонеродностью.
По уточненным данным XIII – XVIII горизонты характеризуются
следующими средними значеиями нефтенасыщеннфх толщин и проиницеамостей.

горизонт Невтенасыщенная толща, мПроницаемость мкм²
XIII 7,8 0,194
XIV 18 0,247
XV 11,5 0,179
XVI 13,8 0,215
XVII 21,1 0,276
XVIII 15,7 0,179

Значительная неоднородность продуктивных пластов явилось осложняющим
фактором при организации заводнения, в частности оказало отрицательное
влияние на коэффициенты охвата процессом вытеснения. По данным исследования
скважин потокометрий были определены коэффициенты воздействий
характеризующие степень неоднородности продуктивного разреза
непосредственно в близ скважин. не смотря на близкие значения коэффициента
воздействия для добывающих и нагнетательных скважин по каждому из
продуктивных горизонтов, интервалы наибольшего поглощения воды в
нагнетательных скважинах далеко не всегда совпадет с наиболее продуктивными
интервалами в добывающих скважинах.

Физико-химические свойства нефтей месторождения Узень

Горизонт Начальное Давление Начальное Температура Газосодер-ж
пластовое насыщения пластовая застывания ание, м³т
давление МПа температура ºС
МПа ºС
XIII 10,4 7,2 57,2 33 56
XIV 10,9 7,8 59,1 34 57,2
XV 11,3 8 62,6 34 59,3
XVI 11,7 8,2 65 32 56,7
XVII 12,1 8,3 66,1 33 58,7
XVIII 12,9 9,2 68 34 61,8

Месторождение Узень одно из крупнейших не только в Республике
Казахстан, но и на территории бывшего СССР, открыто в 1961 году, введено в
промышленную разработку в 1965 году. Месторождение Узень принадлежит к
числу уникальных месторождений и имеет ряд специфических особенностей,
которое отличают его от других месторождений, и требует особого подхода как
в проектировании так и в практике разработки.
Месторождение Узень – многопластовое, имеет исключительно сложное
геологическое строение. В разрезе меловых и юрских отложений выделено 25
продуктивных горизонтов; основной этаж нефтеносности от 8 до 18 горизонты
верхнее-среднегорского возраста.
Продуктивная толща VIII – XVIII горизонтов расчленена на 18 пачек,
включающих в себя 48 пластов. Относительно небольшие залежи нефти
содержится в 14 – 24 продуктивных горизонтах нижнего этажа
нефтенасыщенности, представленных на трех локальных поднятиях: Хумурунском,
северо-западном и Парсумурунском куполах.
Залежи VII – XVIII горизонтов образуют массивную толщу с единым
водонефтяным контактом.
Продуктивные горизонты основного этажа нефтеносности (VIII – XVIII)
характеризуются средними нефтенасыщенными толщами от 7,8 до 21,1 м, при
средних значениях пористости 22 – 27 % и проницаемость 0,179 – 0,276 мкм².
В пластовых нефтях месторождения, имеющих вязкости в основном 3,7 – 4,7
мПас, содержится в среднем 22 % парафина и до 20 % асфальтено-смолистых
компонентов.
Официальный последний подсчет начальных балансовых (геологических)
запасов нефти по месторождению и по отдельным продуктивным горизонтам был
проведен в 1980 году, в последующие годы проводились оперативные оценки
запасов, которые не внесли существенных изменений в официально принятые
цифры. Поэтому в настоящее время суммарные начальные балансовые запасы
нефти по месторождению в качестве 1054566 тыс. тонн являются основным
ориентиром при определении выработки запасов и добычных возможностей
месторождении Узень.
В первых проектных документах конечный коэффициент извлечения нефти
(КИН) был определен одинаковым для продуктивных горизонтов и каждого из
блоков – 45 %, для нижнего этажа нефтеносности – 30 – 35 %. В последующем
предпринимались попытки провести переоценку начальных извлекаемых запасов с
учетом новой геолого-физической информации и сложившегося состояния
разработки, как по продуктивным горизонтам, так и по отдельным блокам;
однако, получаемые результаты признавались недостаточно достоверными,
поэтому для анализа выработки запасов нефти горизонтов и отдельных блоков
до последнего времени используются утвержденные в 1981 году начальные
извлекаемые запасы в количестве 464775 тыс. тонн. Для определения
перспектив развития месторождения одна из первоочередных и важных задач –
объективный подсчет извлекаемых запасов нефти по каждому из блоков с учетом
геолого-физических особенностей, истории разработки и текущего состояния
выработки запасов.
Эксплуатация месторождения Узень осуществляется на основании
проектных документов. В их числе три крупных проекта для месторождения в
целом и несколько технологических схем для отдельных участков, наиболее
сложных позиции разработки. первый проектный документ – генеральная схема
разработки – был составлен ВНИИ в 1965 году и предусматривал следующие
основные положения:
поддержание пластового давления и пластовой температуры сначала
разработки месторождения;
выделение 4-х эксплуатационных объектов: I объект –XIII +XII
горизонты; II объект – V +XVI горизонты; III объект – XVII горизонт; IV
объект – XVIII горизонт;
по основным эксплуатационным объектам I и II поперечное разрезание
месторождение на блоки шириной 4 км рядами нагнетательных скважин;
ввод в разработку всех объектов одновременно отдельными блоками;
совпадение в плане линий разрезания по всем объектам в избежания
перетоков жидкости между горизонтами;
III объект (XVII горизонт) разрабатывать при законтурном заводнении;
IV объект (XVIII горизонт) эксплуатировать без ППД при смешанном
режиме;
в добывающих скважинах забойное давление поддерживать на 25% ниже
давления насыщения нефти газом;
давление на линиях нагнетания поддерживать на уровне начального
пластового давления;
давление нагнетания воды – 10 МПа.
При вводе месторождения в эксплуатацию возникли большие трудности. Из-
за отставания организации системы ППД разработку эксплуатационных объектов
осуществляли в первые годы в естественном режиме, а затем – при закачке
холодной воды, причем в объемах значительно ниже проектных.
В результате в 1970 – 1971 годах пластовое давление в зонах отбора
продуктивным горизонтам снизилось на 1 – 2,8 МПа, а забойное давление в
добывающих скважинах составило 55 – 65 % от давления насыщения нефти
газом. В следствии чего образовались широкие зоны разгазирования, особенно
в сводовых частях нефтяных залежей. По мере накопления исходной информации
принимались дополнительные решения, направленные на улучшения системы и
состояния разработки продуктивных горизонтов, так же как дополнительное
разрезание объектов рядами нагнетательных скважин с целью уменьшения ширины
блоков до 2 км; разукрупнение I и II объектов путем бурения добывающих
скважин и организации системы заводнение на каждый горизонт, перевод III и
IV объектов на внутриконтурную закачку воды, введение дополнительного к
блоковому заводнению очагового на участках линзовидного развития
песчаников. Неоднократно принимались решения о необходимости скорейшего
перевода месторождения на закачку горячей воды.
Однако из-за отстаивания в строительстве сооружения для подготовки
горячей воды закачка холодной воды продолжалась. Так, в 1976 году ( после
10 лет разработки) горячая вода составляла лишь 13% общего объема закачки,
в 1978 году – 27,7%, в 1979 году – 31,2%.
Максимальный уровень годовой добычи нефти был достигнуть в 1975 году
– 16249 тонн, рост добычи до 1976 года происходил ха счет экстенсивного
фактора разбуривания и ввода в действие новых площадей и участков. При этом
дебит нефти непрерывно снижался даже при росте темпов заводнения. После
разбуривания основных горизонтов и площадей началось снижение добычи нефти
при интенсивном росте обводненности продукции скважин.
В 1974 году был составлен проект разработки XIII – XVIII горизонтов
(вошедший в дальнейшем в качестве технологической части в комплексный
проект разработки всего месторождения), что было вызвано необходимостью
обобщения многочисленных решений и постановлений по совершенствованию
разработки месторождения и уточнения проектных технологических показателей
с учетом накопленной, в процессе разработки, геолого-промысловой
информации.
Основные положения проекта заключались в следующем:
каждый горизонт является самостоятельным объектом разработки с
индивидуальной системой воздействия заводнением;
продуктивные горизонты разделены на блоки шириной2 км рядами
нагнетательных скважин;
все новые проектные скважины бурятся отдельно на каждый продуктивный
горизонт;
уменьшены начальные извлекаемые запасы, приходящиеся на одну, путем
уплотнения сетки добывающих скважин;
проектные объемы закачки горячей воды увеличен и запланирован полный
перевод месторождения на горячую воду к 1979 году.
В 1977 году в добывающем фонде по месторождению числилось 1422
скважины, в нагнетательном – 572 скважины. Проектные показатели по добыче
нефти, текущему КИН, бурению и фонду скважин были перевыполнены,
фактическая обводненность превышала проектную.
В последующие годы, после интенсивного пятилетнего снижения годовых
отборов (1976 – 1980 гг.) при непрерывном уменьшении дебитов нефти и
увеличения обводненности, в разработке месторождения наступил период
относительной стабилизации, продолжавшийся до 1996 года. Продолжалось и
бурение скважин, причем все большее их количество размещалось в зонах с
ухудшенными коллекторскими свойствами вовлечения в активную разработку
запасов нефти в этих зонах при существовавшей системе блокового заводнения
оказалось

1.2.Нефтегазоносность

В 2002 году из месторождения Узень добыто 2884500 тонн нефти.
Распределение отборов по горизонтам следующие: 13 горизонт – 27,5 %; 14 –
39,9 %; 15 – 12; 16 – 10,9; 17 – 5,7; 18 – 1,7; Хумурунский купол – 1,2%;
Северо – западный купол – 1,4%; Парсумурунский купол – 1,6%. В течении 1980
годов интенсивно разбуривались продуктивные горизонты: Хумурунского, Северо
– западного и Парсумурунского куполов. Это способствовало увеличению
отборов нефти из них на 58%. Наибольшей добычей жидкости характеризуются 13
– 14 горизонты. Добытая нефть из них составила 64% от всей добытой нефти из
месторождения . Среднесуточный дебит одной добывающей скважины на
месторождении по горизонтали от 3,1 до 5,4 тсут. По нефти, от 6,7 до 15,8
тсут. по жидкости. 13 – 14 горизонты разделены рядами нагнетательных
скважин на 64 блока самостоятельной разработки. Блоки даже в пределах
одного горизонта существенно различаются между собой начальными,
балансовыми, извлеченными запасами и свойствами продуктивных пластов,
степенью разбуренности и поэтому добыча нефти и жидкости изменяется в
широком диапазоне. Характеристика отборов нефти и жидкости по способам
эксплуатации: основная добыча нефти из месторождения (97%) осуществляется
глубинно-насосным (ШГН) и газлифтным способом эксплуатации. Несмотря на то,
что фонд газлифтных скважин составляет только 9,2% всего добывающего фонда,
а добыча жидкости – 24% всей добычи из месторождения. Это объясняется тем
что средние дебиты нефти и жидкости по газлифтным скважинам в 3 – 3,5 раза
выше. Чем по скважинам, оборудованных глубинными насосами, количество
которых достигает 92,7% всего добывающего фонда.
Газы узенького месторождения относятся к типу метановых, при некотором
увеличении содержания этана с глубиной. Газоносные горизонты содержат
преимущественно сухой метановый газ с примесью азота, углекислого газа.
Плотность газа невысока, в пределах 0,562 – 0,622 кгм³. распространение по
площади пластов коллекторов определено по картам эффективных
нефтенасыщенных толщин пластов, объектов разработки и горизонтов в целом.
Продуктивные отложения месторождения Узень относятся к
самостоятельному классу коллекторов, отличающимся определенным своеобразием
свойств. Основным фактором, обуславливающим принадлежность данного
коллектора к тому классу, является высокий процент в составе пород,
неустойчивость к химическим и механическим воздействиям минералов, которые
подвергаются энергетическим преобразованием.
Если в кварцевых песчаниках кварц составляет примерно 95%, то в
поминиктовых коллекторах месторождения Узень содержание кварца составляет
около 30%, а 70% относятся к неустойчивым минералам.
Преобразование пород, которые в основном сводится к свинчиванию
скелетной фракции, уплотнению и цементированию, приводит к образованию
большого объема микропор. В результате, значение пористости для отдельных
образцов достигает 30% и более. Объемы микропор обуславливают также и
высокие значения водонасыщенности при сравнительно низких значениях
проницаемости (таблица -
Проницаемость является основной характеристикой пластов – коллекторов
месторождения Узень. Для массовых определений этого параметра на
месторождении были использованы промыслово – геофизичес-
кие материалы.
На основании исследований прошлых лет было установлено наличие
достаточно тесных коллективных связей между коэффициентом проницаемости
пластов по данным анализа керна и геофизическими параметрами этих пластов.
Было показано, что проницаемость связана с показателями собственных
потенциалов и гамма метода. Полученные значения проницаемости
использовались при характеристике блоков, выделенных зон и горизонтов в
целом. Для удобства дальнейшего использования сведений и механизации
счетных операций все данные о проницаемости наносились на перфокарты.
Горизонты m, %
13 21
14 22
15, 16 24
17, 18 24

Таблица – Значения пористости

В строении 15 горизонта отличается определенная геологическая
закономерность: наряду с четким ритмичным строением, представленным
чередованием мелкозернистых песчаников, геология алевролитов, глин, тонких
пропластков известняков и мергелей, выделяются участки наиболее
отсортированных средне и крупнозернистых песчаников, достигающих больших
толщин 10 – 47,3 м. Эти песчаные тела прослеживаются в виде узких полос
шириной 200 – 700 м. Для монолитных песчаников характерны высокие значения
проницаемости (0,2 – 1,2 мкм²) и слабая гидродинамическая связь с основной
частью горизонта, обусловленная резким уменьшением толщин пластов
коллекторов с 10 – 51м. до 0,6 – 1,5 м. и проницаемостью до 0,05 мкм².
Поэтому для анализа выработонности коллекторов и распределения начальных
балансовых запасов весь фактический материал был впервые обработан
раздельно для зон ВПЗ и НПЗ в целом для горизонта. Кроме того новый
дополнительный материал по скважинам и геологические построения позволили
уточнить особенности распространения типов коллекторов по площади и
положения внутреннего и внешнего контуров нефтеносности.
Продуктивный 15 горизонт включает в себя комплекс отложений,
относящихся к нижней части батского яруса средней юры. Общая толщина
горизонта колеблется от 40 до 50 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная
толща горизонта составляет 15 м. Как и выше залегающие горизонты,
представляет собой сложный многопластовый объект разработки. Сложность
обусловлена резкой изменчивостью литологических свойств пластов. 15
горизонт представлен чередованием песчано-алевролитовых и глинистых
отложений. В разрезе горизонта выделяются три литологические пачки А, Б и В
объединяющие 8 продуктивных пластов а1, а2, б1, б2, б3, б4, в1, в2.
На основе данных обработки материалов ГИС уточнены геолого-физические
характеристики. Поострены восемь пластовых портэффективных нефтенасыщенных
толщин с сечением изопахит через 2м. и карта суммарных их значений для
горизонтов в целом с сечением через 5 м. Построенные карты позволили
уточнить геологические строения 15 горизонта и продуктивных пластов в
целом, выявить, подтвердить изложенные раннее, характерные основные
особенности его строения.
Для 15 горизонта характерна значительная расчисненность разреза,
изменчивость толщин, эффективная нефтенасыщенная толща горизонта колеблется
от 1,6 до 46 м, зональность в распространение продуктивных пластов,
количество которых на западе превышает 3 – 4, количество песчаных пластов
увеличивается до 8; в направлении с запада на восток пласт а2 в верхней
части А (а1 – на западной половине площади отсутствует), пласты б1, б2, б3,
средней пачки Б, хотя и имеют площадное рапростронение, однако они в разной
степени осложнены многочисленными литологическими экранами.
Вниз по разрезу горизонта площадь распространения пласта б4 пачки Б и
пластов в1 и в2 нижней части Б резко сокращаются, их развитие тяготеет к
восточной части залежи, на большой части территории они отсутствуют –
замещаются глинистыми породами, имеют весьма расчлененные волосообразные и
линзовидные формы. Толщина рассматриваемых отдельных пластов колеблется от
0 до 11 м, в большинстве разрезов, скрытых скважинами, они характеризуются
малыми значениями ( 1 – 4 реже 6 м), лишь на не больших локальных участках,
вскрытых одной скважиной, представляющие местные накопления осадков
достигает до 8 – 11 м.

1.3.Водоносность

Подземные воды на территории Южно – Мангышлакского прогиба еще
довольно слабо изучены. В гидро-геологическом отношении район представляет
собой огромный артезианский бассейн и широтного простирания, ограничена на
севере Мангышлаком, а на Юге бугазийским сводом.
Оснговными водоносными горизонтами являются пески и песчаники средней
юры, сеномана, а также трещиноватые известняки сарматского возраста.
Основной областью питания бассейна является зона выхода коренных пород
юрского и мелового возраста на южном склоне горного Мангышлака и в своде
Беке Башкудунской антиклинали, откуда все водоносные пласты постоянно
погружаются к югу, в сторону наиболее погруженной части прогиба.
В этом же направлении движутся и пластовые воды, которые с погружением
и удалением от области питания увеличивают степень минерализации и
приобретают напорный режим, что в конечном счете создает водонапорный режим
месторождения Узень.
В разрезе месторождение Узень в 2000 году на основании данных по
стратиграфии, литологии, коллекторских свойств скрытых глубоким бурением
части мезозойских отложений Южно Мангышлакского прогиба выделены два
гидрогеологических этажа: меловой и юрский Мжду ними расположеноводоупорная
толщя представленная более чем 100 м. глин и глинястых мергелей,
оксфордского и верхнего келлобейского яруса.

2.Технико – технологическая часть

История и текущее состояние разработки месторождения Узень

Месторождение Узень одно из крупнейших не только в Республике
Казахстан, но и на территории бывшего СССР, открыто в 1961 году, введено в
промышленную разработку в 1965 году. Месторождение Узень принадлежит к
числу уникальных месторождений и имеет ряд специфических особенностей,
которое отличают его от других месторождений, и требует особого подхода как
в проектировании так и в практике разработки.
Месторождение Узень – многопластовое, имеет исключительно сложное
геологическое строение. В разрезе меловых и юрских отложений выделено 25
продуктивных горизонтов; основной этаж нефтеносности от 8 до 18 горизонты
верхнее-среднегорского возраста.
Продуктивная толща VIII – XVIII горизонтов расчленена на 18 пачек,
включающих в себя 48 пластов. Относительно небольшие залежи нефти
содержится в 14 – 24 продуктивных горизонтах нижнего этажа
нефтенасыщенности, представленных на трех локальных поднятиях: Хумурунском,
северо-западном и Парсумурунском куполах.
Залежи VII – XVIII горизонтов образуют массивную толщу с единым
водонефтяным контактом.
Продуктивные горизонты основного этажа нефтеносности (VIII – XVIII)
характеризуются средними нефтенасыщенными толщами от 7,8 до 21,1 м, при
средних значениях пористости 22 – 27 % и проницаемость 0,179 – 0,276 мкм².
В пластовых нефтях месторождения, имеющих вязкости в основном 3,7 – 4,7
мПас, содержится в среднем 22 % парафина и до 20 % асфальтено-смолистых
компонентов.
Официальный последний подсчет начальных балансовых (геологических)
запасов нефти по месторождению и по отдельным продуктивным горизонтам был
проведен в 1980 году, в последующие годы проводились оперативные оценки
запасов, которые не внесли существенных изменений в официально принятые
цифры. Поэтому в настоящее время суммарные начальные балансовые запасы
нефти по месторождению в качестве 1054566 тыс. тонн являются основным
ориентиром при определении выработки запасов и добычных возможностей
месторождении Узень.
В первых проектных документах конечный коэффициент извлечения нефти
(КИН) был определен одинаковым для продуктивных горизонтов и каждого из
блоков – 45 %, для нижнего этажа нефтеносности – 30 – 35 %. В последующем
предпринимались попытки провести переоценку начальных извлекаемых запасов с
учетом новой геолого-физической информации и сложившегося состояния
разработки, как по продуктивным горизонтам, так и по отдельным блокам;
однако, получаемые результаты признавались недостаточно достоверными,
поэтому для анализа выработки запасов нефти горизонтов и отдельных блоков
до последнего времени используются утвержденные в 1981 году начальные
извлекаемые запасы в количестве 464775 тыс. тонн. Для определения
перспектив развития месторождения одна из первоочередных и важных задач –
объективный подсчет извлекаемых запасов нефти по каждому из блоков с учетом
геолого-физических особенностей, истории разработки и текущего состояния
выработки запасов.
Эксплуатация месторождения Узень осуществляется на основании
проектных документов. В их числе три крупных проекта для месторождения в
целом и несколько технологических схем для отдельных участков, наиболее
сложных позиции разработки. первый проектный документ – генеральная схема
разработки – был составлен ВНИИ в 1965 году и предусматривал следующие
основные положения:
поддержание пластового давления и пластовой температуры сначала
разработки месторождения;
выделение 4-х эксплуатационных объектов: I объект –XIII +XII
горизонты; II объект – V +XVI горизонты; III объект – XVII горизонт; IV
объект – XVIII горизонт;
по основным эксплуатационным объектам I и II поперечное разрезание
месторождение на блоки шириной 4 км рядами нагнетательных скважин;
ввод в разработку всех объектов одновременно отдельными блоками;
совпадение в плане линий разрезания по всем объектам в избежания
перетоков жидкости между горизонтами;
III объект (XVII горизонт) разрабатывать при законтурном заводнении;
IV объект (XVIII горизонт) эксплуатировать без ППД при смешанном
режиме;
в добывающих скважинах забойное давление поддерживать на 25% ниже
давления насыщения нефти газом;
давление на линиях нагнетания поддерживать на уровне начального
пластового давления;
давление нагнетания воды – 10 МПа.
При вводе месторождения в эксплуатацию возникли большие трудности. Из-
за отставания организации системы ППД разработку эксплуатационных объектов
осуществляли в первые годы в естественном режиме, а затем – при закачке
холодной воды, причем в объемах значительно ниже проектных.
В результате в 1970 – 1971 годах пластовое давление в зонах отбора
продуктивным горизонтам снизилось на 1 – 2,8 МПа, а забойное давление в
добывающих скважинах составило 55 – 65 % от давления насыщения нефти
газом. В следствии чего образовались широкие зоны разгазирования, особенно
в сводовых частях нефтяных залежей. По мере накопления исходной информации
принимались дополнительные решения, направленные на улучшения системы и
состояния разработки продуктивных горизонтов, так же как дополнительное
разрезание объектов рядами нагнетательных скважин с целью уменьшения ширины
блоков до 2 км; разукрупнение I и II объектов путем бурения добывающих
скважин и организации системы заводнение на каждый горизонт, перевод III и
IV объектов на внутриконтурную закачку воды, введение дополнительного к
блоковому заводнению очагового на участках линзовидного развития
песчаников. Неоднократно принимались решения о необходимости скорейшего
перевода месторождения на закачку горячей воды.
Однако из-за отстаивания в строительстве сооружения для подготовки
горячей воды закачка холодной воды продолжалась. Так, в 1976 году ( после
10 лет разработки) горячая вода составляла лишь 13% общего объема закачки,
в 1978 году – 27,7%, в 1979 году – 31,2%.
Максимальный уровень годовой добычи нефти был достигнуть в 1975 году
– 16249 тонн, рост добычи до 1976 года происходил ха счет экстенсивного
фактора разбуривания и ввода в действие новых площадей и участков. При этом
дебит нефти непрерывно снижался даже при росте темпов заводнения. После
разбуривания основных горизонтов и площадей началось снижение добычи нефти
при интенсивном росте обводненности продукции скважин.
В 1974 году был составлен проект разработки XIII – XVIII горизонтов
(вошедший в дальнейшем в качестве технологической части в комплексный
проект разработки всего месторождения), что было вызвано необходимостью
обобщения многочисленных решений и постановлений по совершенствованию
разработки месторождения и уточнения проектных технологических показателей
с учетом накопленной, в процессе разработки, геолого-промысловой
информации.
Основные положения проекта заключались в следующем:
каждый горизонт является самостоятельным объектом разработки с
индивидуальной системой воздействия заводнением;
продуктивные горизонты разделены на блоки шириной2 км рядами
нагнетательных скважин;
все новые проектные скважины бурятся отдельно на каждый продуктивный
горизонт;
уменьшены начальные извлекаемые запасы, приходящиеся на одну, путем
уплотнения сетки добывающих скважин;
проектные объемы закачки горячей воды увеличен и запланирован полный
перевод месторождения на горячую воду к 1979 году.
В 1977 году в добывающем фонде по месторождению числилось 1422
скважины, в нагнетательном – 572 скважины. Проектные показатели по добыче
нефти, текущему КИН, бурению и фонду скважин были перевыполнены,
фактическая обводненность превышала проектную.
В последующие годы, после интенсивного пятилетнего снижения годовых
отборов (1976 – 1980 гг.) при непрерывном уменьшении дебитов нефти и
увеличения обводненности, в разработке месторождения наступил период
относительной стабилизации, продолжавшийся до 1996 года. Продолжалось и
бурение скважин, причем все большее их количество размещалось в зонах с
ухудшенными коллекторскими свойствами вовлечения в активную разработку
запасов нефти в этих зонах при существовавшей системе блокового заводнения
оказалось проблематичным, что вызвало необходимость организации на таких
участках более интенсивных систем заводнения. По состоянию на 1.01.1996
года годовая добыча нефти (по сравнению с максимальными значением)
снизилась практически на 80 % - до 3248 тыс. тонн, средняя обводненность
достигла 59,9 %.
Начиная с 1987 года, разработка месторождения должна была
осуществляется в соответствии с рекомендациями последнего проекта
разработки. Однако в сему того, что ухудшалась общая экономическая
ситуация, ухудшение финансового положения НГДУ Узеньнефть, удорожания
бурения скважин, ремонтных работ наземного и подземного оборудования и
т.д., проектные решения не выполняются, отставания основных фактических
показателей от запланированных из года в год увеличиваются. Сократились
объемы бурения, началось прогрессирующее выбытия добывающих и
нагнетательных скважин в бездействие по техническим причинам, уменьшился
межремонтный период действующих скважин. Из-за дефицита технических средств
для механизированной добычи нефти вынужденной мерой было использование
имеющегося в наличии глубинно-насосное оборудования без учета соответствия
его производительных характеристик, добычным возможностям скважин, в
результате все большее количество действующих скважин эксплуатировалось не
на оптимальном режиме работы, что привело к общему снижению дебитов.
Начиная с 1994 года идет интенсивное падение добычи нефти. Основными
причинами являются:
резкое уменьшение действующего фонда добывающих скважин, за счет
увеличения бездействующего фонда;
разрушение систем ППД из-за ... продолжение

Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.