Геолого-физические характеристики и эксплуатационные проблемы месторождения Узень (Мангышлак, Западный Казахстан)

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, м

Проницаемость мкм²

горизонт:

XIII

XIV
XV
XVI
XVII
XVIII

Невтенасыщенная толща, м:

7, 8

11, 5

13, 8

21, 1

15, 7

Проницаемость мкм²:

0, 194

0, 247

0, 179

0, 215

0, 276

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 пластовое давление МПа

Давление насыщения МПа

Начальное пластовая температура

ºС

Температура застывания

ºС

Газосодер-жание, м³/т

Горизонт:

XIII

XIV
XV
XVI
XVII
XVIII

Начальное пластовое давление МПа:

10, 4

10, 9

11, 3

11, 7

12, 1

12, 9

Давление насыщения МПа:

7, 2

7, 8

8, 2

8, 3

9, 2

Начальное пластовая температураºС:

57, 2

59, 1

62, 6

66, 1

Температура застыванияºС:

Газосодер-жание, м³/т:

57, 2

59, 3

56, 7

58, 7

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 т/сут. По нефти, от 6, 7 до 15, 8 т/сут. 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 кг/м³. 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: Горизонты

m, %: m, %

Горизонты:

15, 16

17, 18

m, %:

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.

... продолжение

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