Месторождение Карамандыбас
АНДАТПА
Осы дипомдық жобада Қараманды кен орнының игеру жағдайы, негізгі
технологиялық көрсеткіштері, ұңғыларды пайдалану тәсілдері қарастырылған.
Бұл жоба жеті бөлімнен тұрады: геологиялық бөлім,жобалау шешімдерінің
орындалу жағдайы,Қарамандыбас кен орнының өнімді қабаттарын игерудегі
қазіргі жағдайының анализі,негізгі бөлім,экономика, еңбекті қорғау,
қоршаған ортаны қорғау.
Жобаның негізгі мақсаты Қарамандыбас кен орнындағы ұңғыманың
өнімділігін арттыру үшін ұңғыманың түб аймағына ыссы сумен жасанды әсер
ету.
Қарамандыбас кенорнын игеруіндегі экономикалық көрсеткіштер
келтірілген.
Еңбекті қорғау және қоршаған ортаны қорғау сұрақтары қарастырылған.
АННОТАЦИЯ
В данном дипломном проекте приведено состояние разработки месторождения
Карамандыбас, основные технологические показатели разработки месторождения
и способы эксплуатации скважин.
Проект состоит из семьи частей: геологическая часть, состояние
выполнения проектных решений, анализ текущего состояния разработки
продуктивных пластов месторождения Карамандыбас, специальная часть,
экономическая часть, охрана труда, охрана окружающей среды.
Основным вопросом дипломного проекта является повышение
производительности скважин воздействием на ПЗС горячей воды.
Приведен экономический анализ разработки месторождения Карамандыбас.
Рассмотрены вопросы охраны труда и окружающей среды.
ANNOTATION
In this degree project is given the state of development of deposits
Karamandybas, the main technological parameters of development of field and
ways of operating wells.
The project consists of the seven parts of the geological part, the
state of implementation of project decisions, an analysis of the current
states of the productive layers Karamandybas field, a special part of the
economic, labor protection, environmental protection.
The key issue is the graduation project – improving the productivity
of wells impact on the BZW ( bottom zone wells ) of hot water.
An economic analysis of field development Karamandybas.
Question of safety and the environment.
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
10
1. Геологическая часть
11
1. Общие сведения о месторождении
11
2. Стратиграфия
3. Тектоника
4. Нефтегазоносность
2. Состояние выполнения проектных решений
1. Основные положения реализуемого проектного документа
2. Сопоставление основных проектных и фактических показателей разработки
3. Уточнение технологических показателей разработки
4. Характеристика закачки рабочего агента
5. Характеристика энергетического состояния залежей
6. Гидродинамические исследования скважин по контролю за
разработкой
7. Выполнение проектных решений по технике и технологии добычи
нефти и газа
3. Анализ текущего состояния разработки продуктивных пластов
месторождения Карамандыбас
1. Характеристика фонда скважин
2. Характеристика отборов нефти и жидкости
3. Требования и рекомендации к системе ППД
4. Текущее состояние действующей системы промыслового сбора продукции
скважин
4. Специальная часть
1. Требования к технологии и технике приготовления и закачке
рабочих агентов в пласт при внедрении методов повышения
нефтеизвлечения
2. Борьба с парафиноотложениями в технологических процессах
добычи нефти
3. Расчет вязкости нефти при какой-либо температуре, если известно
ее значение при другой температуре
4. Расчет повышения производительности скважин после обработки
ПЗС горячей водой
5 Экономическая часть
5.1 Организационно-производственная структура ПФ
“Узеньмунайгаз”
5.2 Экономический анализ разработки месторождения
Карамандыбас
5.3 Организация труда и заработной платы по ПФ “Узеньмунайгаз’’
5.4 Анализ практики оценки МУН
5.5 Расчёт чистой текущей стоимости ( ЧТС )
5.6 Расчёт капитальных вложений
6 Охрана труда
6.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов на
месторождении Карамандыбас
6.2 Организационные мероприятия
6.3 Технические мероприятия
6.4 Санитарно-гигиенические мероприятия
6.5 Противопожарные мероприятия
7 Охрана окружающей среды
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
Приложение А
Приложение Б
Приложение В
Приложение Г
Приложение Д
Приложение Е
ВВЕДЕНИЕ
Месторождение Карамандыбас приурочено к небольшому антиклинальному
поднятию, являющемуся осложнением западной периклинали крупного Узеньского
валообразного поднятия. Нефтяные залежи отдельных продуктивных горизонтов
Узени переходят на площадь месторождения Карамандыбас. По сути оба
месторождения представляют собой различные части единого гидродинамического
резервуара, поэтому особенности продуктивных горизонтов и залежей нефти,
также как и многолетний опыт разработки месторождения Узень, приняты во
внимание при решении вопросов проектирования месторождения Карамандыбас.
Основным проектным документом в настоящее время является Проект
разработки нефтегазового месторождения Карамандыбас, составленный в 2007 г.
институтом КазНИПИмунайгаз.
На текущий момент месторождение Карамандыбас по характеру динамики
показателей разработки находится на третьей стадии разработки, для которой
характерно после стабилизации на максимальном уровне, снижение добычи
нефти, высокая степень обводненности продукции (более 70 %), значительная
разбуренность месторождения по площади.
На этой стадии разработки на первый план по своей важности выходят
вопросы регулирования и управления процессом выработки запасов нефти из
пластов, изменение структуры его запасов, целенаправленное изучение
текущего состояния его эксплуатационных объектов для установления характера
и направленности процессов, протекающих в продуктивных пластах.
Текущая работа и проведенный в ней анализ разработки является
основанием для определения мер по управлению процессами нефтеизвлечения и
совершенствованию применяемых систем разработки, направленных на достижение
проектных показателей.
ВВЕДЕНИЕ
Месторождение Карамандыбас приурочено к небольшому антиклинальному
поднятию, являющемуся осложнением западной периклинали крупного Узеньского
валообразного поднятия. Нефтяные залежи отдельных продуктивных горизонтов
Узени переходят на площадь месторождения Карамандыбас. По сути оба
месторождения представляют собой различные части единого гидродинамического
резервуара, поэтому особенности продуктивных горизонтов и залежей нефти,
также как и многолетний опыт разработки месторождения Узень, приняты во
внимание при решении вопросов проектирования месторождения Карамандыбас.
Основным проектным документом в настоящее время является Проект
разработки нефтегазового месторождения Карамандыбас, составленный в 2007 г.
институтом КазНИПИмунайгаз.
На текущий момент месторождение Карамандыбас по характеру динамики
показателей разработки находится на третьей стадии разработки, для которой
характерно после стабилизации на максимальном уровне, снижение добычи
нефти, высокая степень обводненности продукции (более 70 %), значительная
разбуренность месторождения по площади.
На этой стадии разработки на первый план по своей важности выходят
вопросы регулирования и управления процессом выработки запасов нефти из
пластов, изменение структуры его запасов, целенаправленное изучение
текущего состояния его эксплуатационных объектов для установления характера
и направленности процессов, протекающих в продуктивных пластах.
Текущая работа и проведенный в ней анализ разработки является
основанием для определения мер по управлению процессами нефтеизвлечения и
совершенствованию применяемых систем разработки, направленных на достижение
проектных показателей.
1 Геологическая часть
3 Общие сведения о месторождении
Нефтегазовое месторождение Карамандыбас расположено на территории
Южного Мангышлака и в административном отношении находится в Мангистауской
области республики Казахстан (Рисунок.1.1).
Ближайшими населенными пунктами являются город ЖанаУзень, поселок
Жетыбай и административный центр – город Актау, находящиеся,
соответственно, на расстоянии 31, 70 и 152 км от месторождения.
Сообщение между месторождением и населенными пунктами осуществляется
автотранспортом. В порту города Актау находится нефтеналивной причал, к
которому подведен нефтепровод ЖанаУзень-Актау.
Через территории месторождений Узень и Жетыбай проложен магистральный
нефтепровод Узень-Самара. Нефть месторождения Карамандыбас транспортируется
по этим каналам.
В орографическом отношении район представляет собой плато, имеющее
слабый наклон в юго-западном направлении с абсолютными отметками рельефа от
+135 до +220 м.
Климат полупустынный, резко континентальный. Лето сухое, знойное с
максимальной температурой до +500С. Зима холодная, малоснежная с
минимальной температурой до -300С. Характерны сильные ветры,
преимущественно восточного направления. Дожди редки и приходятся, в
основном, на осенне-весенний период.
Снабжение промысла технической водой осуществляется по трубопроводу
Актау – ЖанаУзень.Население города ЖанаУзень 130 тыс человек .Большинство
населения занимается в нефтяной промышленности.Экономика города ЖанаУзень
держится на продаже нефти и газа. Мелкие и крупные компани обслуживает
нефтяные и газовые промышленности .
1. Стратиграфия
В мезо-кайнозойском разрезе, вскрытом скважинами, выделены отложения
триасовой, юрской, меловой, палеогеновой и неогеновой систем. Глубоким
разведочным бурением на месторождении Карамандыбас вскрыта осадочная толща
мезозойских пород,толщиной около 3600 м., в строении которой принимают
участие осадки триасового, юрского, мелового, палеогенового, неогенового, и
четвертичного возрастов.
Триасовая система-Т.Триасовая система представлена в геологическом
разрезе месторождения Карамандыбас нижним, средним и верхним отделами
( Приложение А ).
Условные обозначения:
Газонефтяные месторождения
Нефтепровод Узень-Самара
Железнодорожная магистраль
Структуры поготовления к поисковому бурению
Рисунок 1.1
Обзорная карта района
В скважине 1 в интервале 2290-2361 м преобладают мергели темно-серые
до черных, часто с коричневатым оттенком, очень крепкие, трещиноватые.
В разрезе они чередуются с аргиллитами темно-серыми до черных,
крепкими и глинами аргиллитоподобными, очень плотными, темно-серой и черной
окраски, известковистыми, иногда слоистыми. Для всех литологических
разновидностей характерно присутствие редких обуглившихся растительных
остатков. Углы падения пород, замеренные в керновых образцах достигают
15О.Толщина триасовых отложений превышает в изученном районе 2000 м.
Юрская система- J. Юрские отложения широко развиты на месторождении
Карамандыбас и представлены всеми тремя отделами – нижним, средним и
верхним.
Нижний отдел-J1 Песчано-глинистые отложения нижней юры вскрыты на
площади 24 скважинами.
Они с отчетливым размывом и угловым несогласием залегают на породах
триаса. В составе отложений выделяются три литологические разновидности 1-
алевролиты темно-серые, крепко сцементированные, с обуглившимися
растительными остатками; 2-песчаники светло-серые от мелко- до
среднезернистых, средней крепости, участками слоистые; 3- глины темно-
серые, плотные, местами песчанистые, слоистые участками аргиллитоподобные,
с обуглившимися растительными остатками.
Верхняя часть разреза нижней юры представлена по керну скважины 1,
главным образом, глинистыми отложениями с единичными прослоями
песчаников.Толщина отложений нижней юры, вскрытых скважиной 3, составляет
87м.
Средний отдел- J2. Средний отдел юрской системы представлен на
месторождении Карамандыбас отложениями трех ярусов ааленского, байоского и
батского. Ааленские отложения на изученной площади вскрыты 86 скважинами.
Для литологического состава нижней и средней частей ааленского яруса
характерно преобладание песчаников серых от мелко - до разнозернистых,
участками переходящих в гравелиты и мелкогалечные конгломераты. В виде
маломощных подчиненных прослоев отмечаются слабо алевритистые глины темно-
серой окраски. Один из таких прослоев толщиной 10-15м располагается
примерно в средней части яруса и отчетливо прослеживается во всех сквжинах.
Верхняя часть разреза ааленского яруса толщиной 40-70м сложено
преимущественно глинистыми отложениями с подчиненными прослоями песчаников.
Глины темно-серые, плотные, часто аргиллитоподобные, с обуглившимися
растительными остатками. Песчаники преимущественно мелкозернистые различной
крепости. Полные разрезы аалена приводятся по скважинам 1 и 3, где их
толщина достигает соответственно 245 и 265м.
Отложения байосского яруса вскрыты 195 скважинами. Полные по толщине
разрезы приводятся по скважинам 4 и 5.
Разрез байосских отложений в целом представлен чередованием
песчаников, алевролитов и глинистых разностей. Для его нижней части
характерен преимущественно глинистый состав, а в верхах отмечается примерно
равное соотношение песчаных и глинистых разновидностей. Песчаники серые,
светло-серые, от мелко - до среднезернистых, различной крепости, иногда
глинистые. Алевролиты серые до темно - серых, плотные.
Глины темно-серые, плотные, иногда очень плотные, аргиллитоподобные,
нередко песчаные или алевритистые. Довольно часто в разрезе отмечаются
прослои аргиллитов темно-серых, черных крепких.
Для всех разновидностей пород характерен присутствие обуглившихся
растительных остатков, углистого вещества, встречаются маломощные прослои
угля.
Толщина отложений изменяется от 470м (скв.5) до 501м (скв.4).
Отложения батского яруса вскрыты всеми разведочными скважинами, причем
в большинстве из них, разрез бата, достаточно устойчивый по составу вскрыт
полностью.
Он представлен относительно равномерным чередованием пластов
песчаников, алевролитов и глин различной толщины. Изредка отмечаются также
прослои темно-серых мергелей и тонкие углистые прослой.
Песчаники серые, иногда с буроватым оттенком, мелко- и
среднезернистые, различной крепости, изредка глинистые. Алевролиты серые,
темно-серые, плотные, песчанистые, крепко сцементированные. В породах
обычно содержатся растительные остатки, изредка встречается фауна.
Верхний отдел-J3. Верхнеюрский отдел представлен отложениями
келловейского, оксфордского и кимериджского ярусов.Разрез келловейского
яруса, характеризующийся трехчленным строением, вскрыт на изученной площади
полностью всеми скважинами и достаточно полно охарактеризован керном.
В основании келловея залегает пачка толщиной 15 - 18м глин серых,
темно-серых с зеленоватым оттенком, плотных, в различной степени
песчанистых, иногда карбонатных. Глины содержат обуглившиеся растительные
остатки и фауну. В разрезе пачки встречаются также и маломощные (менее 1м)
прослои песчаников и серых, серо-зеленых мергелей.Рассмотренные глинистые
отложения перекрываются пачкой относительно равномерно переслаивающихся
между собой песчано-алевролитовых и глинистых пород с редкими прослоями
мергелей и аргиллитов. Песчаники серые, светло-серые, иногда с зеленоватым
оттенком, мелко- и тонкозернистые, крепкие, нередко глинистые. Алевролиты
серые до темно-серых, крепко сцементированные глины плотные, песчанистые,
имеют сходную с алевролитами окраску, иногда отмечается зеленоватый
оттенок, часто содержат тонкие (1-2мм) слойки песчаников и алевролитов.
Аргиллиты и мергели серые, последние часто с зеленоватым оттенком, крепкие.
Все породы содержат обуглившиеся растительные остатки, в глинах иногда
отмечаются тонкие прослои угля. Толщина рассмотренной пачки достигает 45-
58м.
Венчает разрез келловея глинисто-мергельная пачка. Глины серые,
зеленовато-серые, алевритистые, нередко слоистые за счет тонких и частых
алевролитовых пропластков. Толщина пачки 30-40м.
Общая толщина келловейского яруса варьирует от 91м (скв.6,10) до 115
(скв.12).
В составе оксфордского яруса выделяются нижне - и верхнеоксфордский
подъярусы. В основании нижнего подъяруса картируются плотные глинисто-
карбонатные породы – мергели и мергелеподобные глины, которые выше по
разрезу сменяются глинами серыми и зеленовато-серыми мергелистыми.
В основании верхнеоксфордского подъяруса также преобладают мергели,
которые выше по разрезу перекрываются более крепкими глинисто-карбонатными
породами.
Толщина оксфордских отложений колеблется от 182 до 220м.
Меловая система-К. Меловая система представлена в разрезе
месторождения Карамандыбас преимущественно песчано-глинистыми отложениями
нижнего отдела и глинисто-карбонатными образованиями верхнего отдела.
Нижний отдел-К1. Нижнемеловой отдел, который подразделен на
валанжинский, готеривский, барремский, аптский и альбский ярусы. Отложения
валанжинского яруса, с размывом залегают на карбонатных породах кимериджа.
В образцах, поднятых из подошвенной части валанжина, наблюдаются темно-
серые известныки с обильными включениями темно- окрашенных галек глинисто-
карбонатных пород, которые ниже по разрезу сменяются известняковыми
конгломератами. Среди известняков отмечаются песчаники светло-серые, средне-
и крупнозернистые, плохо отсортированные, вверх по разрезу переходящие в
песчаники светло-серые, серые, тонко- и мелкозернистые, рыхлые.Изредка
отмечаются маломощные прослои глин и мергелей.
Толщина валанжинского яруса изменяется от 16 м (скв.1) до 26м (скв.4).
По данным изучения керна и электрокаротажных диаграмм разрез готерива
представлен в изученном районе чередованием глин, мергелей, песчаников, с
преобладанием глинистых разностей.
Глины темно-серые, плотные, песчанистые с очень редкими включениями
обуглившихся растительных остатков и остатками фауны плохой сохранности.
Мергели серые, плотные, иногда с обильными включениями макрофаунистических
остатков. Песчаники серые, зеленовато-серые, мелкозернистые, в различной
степени сцементированные, в разрезе они образуют маломощные (до 1м) резко
подчиненные прослои среди глинистых и глинисто-карбонатных пород.
Толщина готеривских отложений колеблется от 15 до 22м.
В нижней части барремского яруса в основном залегают зеленовато-серые
песчаники и алевролиты, которые вверх по разрезу постепенно сменяются
пестроцветными глинистыми отложениями, часто со значительной примесью
карбонатного материала.
В верхней части разреза нередко отмечаются прослои зеленовато-серых
песчаников и алевролитов, а в скв. 5 эта часть разреза слагается
преимущественно песчаниками. При в целом выдержанной по площади толщине
барремского яруса, толщина его нижней и верхней пачек непостоянна.
Керн, поднятый из скв. 4, представлен песчаниками серыми с зеленоватым
оттенком, мелкозернистыми, плохо отсортированными, крепкими. Здесь же
отмечаются глины темно-бурые, плотные.Толщина барремского яруса изменяется
от 38 до 47 м.
В подошвенной части апта залегают весьма плотные песчаники с галькой и
желваками фосфоритов, которые на кривой КС отчетливо фиксируются
повышенными значениями кажущегося сопротивления. Эти характерные породы
перекрываются пачкойтемно-серых, почти черных глин алевритистых, слабо
карбонатных, плотных содержащих относительно редкие обломки пелеципод.
Толщина этой пачки составляет около 20м.В верхней части аптского разреза
преобладают мергели и песчаники, которые образуют прослои, а также
отмечаются в виде септариевых конкреций в глинистых отложениях. Мергели
темно-серые, крепкие, с зернами глауконита и пирита, часто с обломками
раковин пелеципод. Песчаники зеленовато-серые, серые, крепкие,
мелкозернистые с карбонатным или глинистым цементом.
Толщина аптских отложений составляет 87-92 м.
Палеогеновая система-Р.На месторождении в разрезе палеогеновых
отложений выделены отложения палеоцен-нижнего эоцена, среднего эоцена,
верхнего эоцена и олигоцена.
Палеоцен - нижнеэоценовые отложения на месторождении Карамандыбас
выделены по электрокаротажу путем сопоставления с разрезами разведочных
скважин, пробуренных на месторождении Узень, где эти отложения
палеонтологически охарактеризованы. Развиты палеоцен - нижнеэоценовые
отложения на месторождении лишь в пределах южного крыла структуры. Из
разведочных скважин они вскрыты лишь скв.14. Судя по керну, поднятому из
структурно-поисковых скважин, эти отложения представлены белыми мергелями
средней крепости.
Толщина палеоцен - нижнеэоценовых отложений составляет 15-18м.
Среднеэоценовые отложения объединяются в чатскую свиту. На
месторождении Карамандыбас чатская свита выделена по электрическим данным
путем сопоставления с разрезом месторождения Узень. Среднеэоценовые
отложения развиты лишь в пределах южного крыла Карамандыбасской структуры и
выделены в тех же скважинах, что и палеоцен-нижнеэоценовые отложения.
Чатская свита керном слабо охарактеризована, а палеонтологическое изучение
образцов не производилось. Керн, поднятый из структурно-поисковых скважин,
представлен белыми мергелями. Судя по электрометрической характеристике
чатская свита имеет двучленное деление. Нижняя часть свиты представлена,
по-видимому, глинисто-мергельными породами.
В верхней части свиты развиты преимущественно известняки с прослоями
мергелей.
Толщина среднеэоценовых отложений составляет 20-22м.
Верхнеэоценовые отложения на подстилающих отложениях лежат с размывом.
В пределах южного крыла структуры они подстилаются среднеэоценовыми
отложениями, а на других участках структуры они залегают непосредственно на
датских известняках.
В верхнем эоцене выделяются аманкизилитская, шоримская и адаевская
свиты. Нижняя, аманкизилитская свита и верхняя, адаевская сложены, в
основном, светлыми мергелями с различными оттенками, а в разрезе адаевской
свиты присутствуют, по-видимому, прослои известняков. Шоримская свита
сложена преимущественно глинами бурыми, плотными, с включениями рыбной
чешуи.
Общая толщина верхнего эоцена колеблется в пределах от 28 до 43м,
причем колебание, в основном, связано с непостоянством толщины адаевской
свиты.
Толщина олигоценовых отложений колеблется от первых метров до 40 м.
Неогеновая система-N.Неогеновая система представлена в изученном
районе своим нижним отделом-миоценом, в составе которого выделяются
тортонский ярус среднего миоцена и сарматский-верхнего миоцена.
Отложения тортонского яруса с резко выраженным размывом и угловым
несогласованием залегают на различных горизонтах палеогена и верхнего мела,
вплоть до кампанского яруса. Они слагаются преимущественно мергелями и
известняками с маломощными прослоями глин и песчаников, которые достаточно
полно охарактеризованы керном в структурно-поисковых скважинах.
Мергели голубовато-серые, крепкие, в породах часто содержатся остатки
фауны. Известняки зеленовато-серые, крепкие с обильной фауной, иногда
переходящие в ракушечники. Глины светло- и зеленовато-серые, плотные,
иногда с фауной.
Толщина тортонского яруса варьирует в широких пределах от 7 до 26м
Отложения сарматского яруса с незначительным разрывом залегают на
породах тортона. В своей нижней части ярус в основном слагается плотными
светло-, зеленовато - и голубовато-серыми, крепкими мергелями,
чередующимися с оолитовыми, пелитоморфными и ракушечными известняками
белого, светло-серого, желтоватого цвета и глинистыми прослоями мергелей
сходной окраски. В верхней части сарматского яруса выделяются
преимущественно известняки-ракушники.
Толщина сарматских отложений составляет около 80 м.
Четвертичные отложения представлены на месторождении Карамандыбас
тонким слоем суглинков или супесей, толщина которого не превышает
нескольких десятков сантиметров, а также весьма тонким почвенным слоем.
Во впадинах и их обрывах развиты коллювиальный, элювиальный и
делювиальный типы четвертичных отложений. В отдельных случаях, когда
четвертичные образования представляют собой продукт обрушения крутых
обрывов впадин, их толщина может достигать нескольких метров или даже
десятков метров. В основном же и на плато, и во впадинах она не превышает
нескольких десятков сантиметров.
1.3 Тектоника
Впервые Карамандыбасское поднятие было выявлено в 1960 году структурно-
поисковым бурением треста Мангышлакнефтеразведка. По данным бурения была
построена структурная карта по подошве туронского яруса, по которой
Карамандыбасское поднятие представляло собой брахиантиклинальную складку
субширотного простирания. Детальными исследованиями в 1964-65 гг. было
подтверждено наличие антиклинальной складки с двумя сводами, разделенными
прогибом с амплитудой около 35 м.
Амплитуды западного и восточного сводов структуры составляют около 30-
40 м.
Месторождение Карамандыбас находится на западном погружении крупной
Узень-Карамандыбасской антиклинальной структуры и является небольшим его
куполовидным осложнением.
В региональном тектоническом отношении месторождение расположено в
пределах Жетыбай-Узеньской тектонической ступени, которая является
структурным элементом второго порядка и приурочена к северной бортовой
части Южно-Мангышлакского прогиба.
По осадочному чехлу в пределах Жетыбай-Узеньской ступени
прослеживаются три антиклинальные линии: Узеь-Карамандыбасская, Жетыбайская
и Тенге-Тасбулатская. Самой крупной из них является Узень-Карамандыбасская
линия, представляющее собой пологую антиклинальную складку, ось которой
простирается с востока-юго-востока на запад-северо-запад.
По кровле ХIII горизонта структура является частью общей структуры
Узень-Карамандыбасского поднятия, осложненного двумя куполами (Западный и
Восточный), разделенных небольшим прогибом в районе скважин 1, 441 и 443(
Приложение Б).
Последняя замкнутая изогипса – 1200 м. Минимальные абсолютные отметки
на своде Восточного купола – 1050 м, на своде Западного – 1100 м. Амплитуда
поднятия превышает 100-150 м. Размеры Карамандыбасского поднятия в пределах
внешнего контура продуктивности 10,0х3,0 км и площадь 30 км2.
4. Нефтегазоносность
Открытие месторождения Карамандыбас связано с получением притока нефти
из Ю-XI продуктивного горизонта в скважине 1 в июне 1964 года.
В промышленную разработку оно введено в 1973 году.
Продуктивная толща на месторождении охватывает стратиграфический
диапазон от сеноманского яруса верхнего мела до нижнеюрских отложений
толщиной почти 1000 м и представлена неравномерным чередованием песчано-
алевролитовых и глинистых прослоев толщиной от долей до десятков метров.
Коллекторами нефти и газа служат песчаники, алевропесчаники и
алевролиты. Песчаники полимиктовые, мелко и среднезернистые, в нижней части
разреза присутствуют крупнозернистые разности [ 1 ].
Алевролиты по составу не отличаются от песчаников, но увеличивается их
глинистость по сравнению с глинистыми разностями. Алевролиты слюдистые,
плотные, очень часто с тонкими прослоями темно-серого слюдистого аргиллита,
за счет чего приобретают слоистость.Характерной чертой песчано-
алевролитовых коллекторов продуктивной толщи является их неоднородность,
выражающаяся в сложном характере распространения пластов-коллекторов по
площади и разрезу. Кроме того, коллектора характеризуются достаточно
высокой глинистостью.
В разрезе месторождения установлены 13 продуктивных горизонтов
(сверху вниз) ХIII-ХХV. В каждом горизонте выделены коллекторы,
объединенные в залежи нефти и газа различного фазового состояния. Всего на
месторождении 75 залежей, из них на Восточном куполе 37 залежей, на
Западном - 32, на Западной периклинали – 5 залежей и одна охватывает
Восточный и Западный купола (таблица 1.1).
Таблица 1.1
Количество залежей углеводородов по месторождению
Карамандыбас
Гор-т Количество залежей (Н-нефтяных, Г-газовых, ГН-газонефтяных)
Восточный купол Западный куполЗап.периклиналь Итого
XIII 7,56 54,94 1,14 0,8646 4,94 15,76
XIV 7,90 57,03 1,15 0,8613 4,94 15,76
XV 7,90 57,03 1,15 0,8782 4,94 15,76
XX* 10,90 81,67 1,18 0,8705 4,54 15,76
XXI 10,90 81,67 1,18 0,8463 4,54 15,76
XXII* 7,20 52,10 1,14 0,8750 4,96 15,76
XXIII*7,20 52,10 1,14 0,8750 4,96 15,76
XXIV 7,20 52,10 1,14 0,8763 4,96 15,76
Западный купол
XVIII 10,56 80,60 1,19 0,8650 2,40 17,00
XX 15,28 118,10 1,26 0,8446 1,60 16,60
XXI* 15,28 118,10 1,26 0,8498 1,60 16,60
XXII* 8,10 61,99 1,16 0,8750 5,08 16,60
XXIII*8,10 61,99 1,16 0,8820 5,08 16,60
XXIV 8,10 61,99 1,16 0,8750 5,08 16,60
XXV* 8,10 61,99 1,16 0,8755 5,08 16,60
Определение состава растворенного в нефти газа проводилось по пробам
однократного разгазирования.
В таблице 1.3 представлены средние компонентные составы растворенного
газа.
Таблица 1.3
Компонентный состав растворенного газа (средние значения)
ТипСодержание компонентов, % мольные Плотность
зал
ежи
CO2
На Восточном куполе: XIV горизонт - 50 скважин (12 нагнетательных)
XV горизонт - 12 скважин (4 нагнетательные)
XXII горизонт - 37 скважин (7 нагнетательных)
XXIV горизонт - 32 скважины (9 нагнетательных)
ВСЕГО: 131 скважина (32 нагнетательные)
На Западном куполе: XIV горизонт - 7 скважин (3 нагнетательные)
XXIV горизонт - 34 скважины (9 нагнетательных)
XXV горизонт - 18 скважин (2 нагнетательные)
ВСЕГО: 59 скважин (14 нагнетательных)
На Западной XX горизонт - 14 скважин (4 нагнетательные)
периклинали:
XXII горизонт - 11 скважин (3 нагнетательные)
ВСЕГО: 25 скважин (7 нагнетательных)
Итого: 231 скважина (57 нагнетательных)
Проектные скважины на неразбуренных участках размещаются по площадной
7-ми точечной и обращенной 9-точечной схеме плотностью 9 гаскв. В пределах
разбуренных частей залежей, при размещении новых скважин, расстояние между
скважинами сохраняется в соответствие с указанной плотностью проектной
сетки. Проектные скважины объектов совпадающих или частично перекрывающихся
в плане, равномерно смещены относительно друг друга с целью дальнейшего
использования выбывших скважин нижележащих объектов в качестве уплотняющих
на вышерасположенных горизонтах.
Проектные скважины нижних горизонтов на неразбуренных участках
используются в качестве разведочных скважин для промежуточных объектов.
Поэтому в них необходимо обязательно проводить комплекс исследований,
предусмотренных РД.
Добывающие скважины выводятся из эксплуатации при достижении по всему
перфорированному интервалу предельной 98% обводненности продукции. Забойное
давление в добывающих скважинах поддерживается на уровне равном текущему
давлению насыщения нефти газом. В скважинах, работающих с забойным
давлением ниже давления насыщения необходимо проведение работ по повышению
продуктивности путем проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ):
перестрел, дострел, воздействия на призабойную зону и др.
Разработан комплекс мероприятий, направленный на повышение
продуктивности скважин – проведение ГРП (30 операций в год), перестрел
слабоработающих интервалов с углубленной перфорацией продуктивных пластов,
обработки призабойной зоны скважин и внутрискважинного оборудования,
применение технических решений и оборудования для увеличения отбора
жидкости, вывод скважин из бездействия либо бурение дублирующих скважин,
перевод скважин при необходимости на другие эксплуатационные объекты и т.д.
Среднее значение предельной нефтенасыщенной толщины для размещения
проектных скважин для горизонтов составляет 5 м.
Бурение скважин-дублеров проводится при условии, что пробуренную
бездействующую скважину невозможно восстановить проведением экономически
оправданного ремонта. Фонд скважин-дублеров в целом по месторождению
составляет 30% от общего фонда.
2.2 Сопоставление основных проектных и фактических показателей
разработки
На месторождении Карамандыбас в промышленной разработке находятся 10
основных горизонтов: XIII горизонт Восточного+Западного куполов, XIV
горизонт Восточного и Западного куполов, XV горизонт Восточного и Западного
куполов, XXI и XXII горизонты Западной периклинали, XXII горизонт
Восточного купола, XXIV горизонт Восточного и Западного куполов, XXV
горизонт Западного купола и 8 возвратных эксплуатационных объектов: XIII
горизонт Западной периклинали, XVIII горизонт Западного купола, XIX
горизонт Восточного купола, XX горизонт Восточного купола, XXI горизонт
Восточного и Западного куполов и XXIII горизонт Восточного и Западного
куполов. Основной эксплуатационный объект - XX горизонт Западной
периклинали, входящий в объединенный объект с XXI+XXII горизонтами
Западной периклинали не введены в разработку.
По состоянию на 01.01.2009 г. из залежей месторождения Карамандыбас
извлечено нефти 13204,9 тыс.т, что меньше проектного на 21 тыс.т; жидкости
- 33396,8 тыс.т, меньше проектного на 148 тыс.т; закачано 60700 тыс.м3 воды
на 268 тыс.м3 больше проектного.
Сравнение проектных и фактических показателей разработки месторождению
в целом и по горизонтам за последние два года приведено в таблицах 2.1 и
2.2.
В целом по месторождению отставание от проектных значений наблюдается
по большинству показателей.
Отставание по годовому отбору нефти и жидкости на конец 2008 года
составило, соответственно, 13,2 и 47 тыс.т или 3,2 и 2,0 %. Накопленные
закачиваемые объемы вытесняющего агента превысили проектные значения на
383,9 тыс.м3 или 11 %.
Динамика текущих годовых отборов нефти имеет тенденцию к увеличению,
хотя и отстает от проектных показателей на 7,8 и 13,2 тыс.т соответственно
в 2007 и 2008 гг.
За анализируемый период эксплуатации месторождения отмечается
уменьшение фонда действующих скважин, за счет вывода в бездействие
непроизводительных скважин: в 2007 г. бездействующий добывающий фонд
насчитывал 11 и нагнетательных - 4 скважины, в 2008 г – 31 и 16 скважин
соответственно.
Фактические среднегодовые дебиты нефти и жидкости (5,1 тсут и 28,6
тсут) по месторождению выше проектных (3,9 тсут, 23,3 тсут),
соответственно.
Фактическая среднегодовая обводненность (82 %) в целом по
месторождению на уровне проектной (81,8 %).
Фактический темп отбора от текущих извлекаемых запасов (1,2 %) в целом
и текущая нефтеотдача (15,6 %) также на уровне проектных показателей.
По Проекту разработки нефтегазового месторождения Карамандыбас (2006
г.) в 2007 г. планировалось ввести из бурения 8 скважин (6 добывающих и 2
нагнетательные), в 2008 г. – 22 скважины (12 добывающих и 10
нагнетательных). Фактически были введены в 2007 году 7 скважин (5
добывающих и 2 нагнетательные), в 2008 г. – 12 скважин (10 добывающих и 2
нагнетательные).
Предусмотренные Проектом новые скважины по XV горизонту Восточного
купола, XXII горизонту Восточного купола и Западной периклинали, XXIV и XXV
горизонтам Западного куполов не введены в эксплуатацию.
2.3 Уточнение технологических показателей разработки
По состоянию на 01.01.2009 г. общий фонд месторождении Карамандыбас
составляет 513 скважин. В эксплуатационном фонде добывающих скважин
числятся 320 скважины, из них действующих - 288. Эксплуатационный фонд
нагнетательных скважин 101, из них действующих - 84. ( таблица 2.2 )
По действующему проектному документу [1] на 2009-2011 гг.
запланировано ежегодное бурение 22 скважин, в т.ч. от 7 до 10
нагнетательных. Но в связи с мировым финансовым, Недропользователем
сокращен темп бурения проектных скважин на 2009-2010 годы, объемы закачки
воды и геолого-технических мероприятий. Это обусловило уточнение проектных
технологических показателей разработки.
Прогноз технологических показателей разработки месторождения
осуществлен на основе представленных планов бурения и ГТМ АО РД КМГ на
2009-2011 годы в целом по месторождению Карамандыбас представлен в таблице
2.1.
Расчет технологических показателей разработки выполнен исходя из
следующих основных критериев, а также параметров залежи и скважин:
- на период 2009-2011 годы бурение на горизонты XIII-XXV
месторождения Карамандыбас 43 скважины, в т.ч. в 2009 г. – 5 добывающих
скважин, в 2010 г. - 18 скважин (8 добывающих, 10 нагнетательных), в 2011
г. – 20 скважин (12 добывающих, 8 нагнетательных).
- максимальное обеспечение в 2009-2011 гг. заданного ПФ
Озенмунайгаз объемов добычи нефти;
- формирование системы разработки созданием ячеек из
существующего добывающего и нагнетательного фонда скважин (действующих на
объекте скважин, переведенных с других объектов, переназначенных из добычи
в нагнетание и, наоборот), за счет бурения новых скважин, дострелов и
изоляции определенных пластов и т. п.;
- с учетом необходимого времени на бурение, обустройство и
ввод в эксплуатацию новых скважин, коэффициент эксплуатации по ним принят
0,5. Коэффициент эксплуатации переходящих скважин составляет 0,792 до
0,811;
- дебиты переходящих скважин определены по фактическим
продуктивным характеристикам, новых скважин – из анализа работы новых
скважин с учетом данных по скважинам, переведенным на вышележащие
горизонты, которые для объекта возврата являются тоже новыми.
При расчете технологических показателей рассматривалось проведение
геолого-технических мероприятий и бурение скважин.
К концу 2011 г. эксплуатационный фонд скважин XIII-XXV горизонтов
месторождения Карамандыбас, с учетом бурения новых скважин (43 скважин, в
т.ч. 25 добывающих, 18 нагнетательных) в период с 2009 по 2011 гг.,
составит 464 единицы, в т.ч. эксплуатационных добывающих – 345 ед.,
эксплуатационных нагнетательных – 119 ед.
Добыча нефти в целом по месторождению составит в 2009 г. – 389,5 тыс.
т, в 2010г. – 394,4 тыс. т, в 2011 г. – 416,3 тыс. т.
Перечень рекомендуемых к строительству скважин представлен в
таблице 2.3.
2.4 Характеристика закачки рабочего агента
На месторождении Карамандыбас решающую роль в обводнении играет
геологическое строение объектов разработки, которое обусловило быстрое
обводнение добываемой нефти. Обводнение идет по наиболее проницаемым
пластам. И поэтому нагнетаемая вода, распространяясь по всей площади,
проникает во все добывающие скважины. На сегодня весь добывающий фонд
обводнен в большей или меньшей степени. Скважины, выходящие из бурения
тоже, как правило, дают нефть с водой.
Анализ динамики приемистости нагнетательных скважин показывает, что
значительное количество нагнетательных скважин имеет приемистость менее 50
м3сут. Если в 2004 г. их количество составляло 22,5 % от всего
действующего фонда, то к концу 2008 г. – 38,1 %. Число нагнетательных
скважин, имеющих приемистость более 200 м3сут, составляет незначительную
часть от действующего фонда, но их количество также выросло в 2008 г. по
сравнению с 2004 г. с 13,8 до 29,8 % (рисунке 2.1).
Для определения истинных величин соотношения закачки воды к отбору
жидкости, т.е компенсации, очень важное значение имеет оценка возможных
объемов утечек закачиваемой в пласт воды.
Добывающие скважины группировались по участкам и выбирались
нагнетательные скважины, находящиеся в зоне воздействия на выбранные
добывающие скважины и являющиеся предполагаемыми источниками обводнения. В
результате комплексного анализа всего материала обозначаются зоны
воздействия на определенную группу добывающих скважин.
В таблице 2.4 приведены данные по компенсации на 01.01.2009 г. по
горизонтам XIII-XXV по официальной отчетности ПФ ОМГ.
Таблица 2.4
Текущая компенсация по горизонтам (на 01.01.2009 г.)
ГоризонКупол КоличествоДобыча, тыс.т Добыча Закачка Компен-
т жидк. в воды, м3сация,
пл.усл., %
м3
доб нагн жидк.
XIII в целом по 193 113 58,5
горизонту
XIV Восточный 70 51 72,9
Западный 15 9 60,0
в целом по 85 60 70,6
горизонту
XV Восточный 34 24 70,6
Западный 4 4 100,0
в целом по 38 28 73,7
горизонту
XXI Восточный 4 3 75,0
Продолжение таблицы 2.5
Горизонт Купол Эксплуатационный фондКоличество % охвата
скважин, ед. замеров замерами
Западная 24 14 58,3
периклиналь
в целом по 28 17 60,7
горизонту
XXII Восточный 5 4 80,0
XXIII Восточный 2 1 50,0
Западная 6 5 83,3
периклиналь
в целом по 8 6 75,0
горизонту
XXIV Восточный 25 17 68,0
Западный 6 2 33,3
в целом по 31 19 61,3
горизонту
XXV Западный 6 2 33,3
Таблица 2.6
Энергетическая характеристика месторождения Карамандыбас
по состоянию на 01.01.2009 г.
Горизонт Купол Рпл.нач., прив. к отм. ВНК, МПа
Годы
2004 2005 2006 2008
XIII - 11,9 12 12,8 12,8
XIV запад - - 12,6 13,2
восток 12 12 12,9 13,3
XV запад - - 13,5 14,2
восток 13,4 13,4 14,2 14,1
XXI запад. 16,5 16,3 17,2 18,5
перикл.
восток - - 18,8 18,5
XXII запад. - - 18,2 19,3
перикл.
XXIII запад 18,4 18,2 19,4 19,3
восток - - 18,8 18,7
XXIV запад - - 19,6 19,7
восток 19,3 19,4 19,6 19,7
XXV запад - - 22,4 21,8
Таблица 2.8
Динамика компенсации закачкой добытой жидкости
Горизонт Купол Компенсация, %
Годы
2004 2005 2006 2007 2008
XIII - 171,6 166,2 196,9 189,8 182,3
XIV восток 161,7 146,3 168,5 166,2 125,7
XV восток 134,9 150,3 80,3 83,8 144,7
запад - - - - -
XXI восток - - - - -
запад. 430,4 560,8 660,8 376,2 607,5
перикл.
XXII запад. 356,5 315,2 83,7 283,3 115,3
перикл.
XXIII восток - - - - -
запад 376,9 247 364,1 187,9 179,7
XXIV восток 181,9 123,4 81,7 99,2 112,7
запад 209,8 93,8 90,6 80,3 15,7
XXV запад 1168,5 510,1 478,6 532,5 302,4
Таблица 2.9
Динамика фонда нагнетательных скважин
Горизонт Купол Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин,
ед.
Годы
2004 2005 2006 2007 2008
XIII - 29 33 38 39 41
XIV запад - - - - 4
восток 21 21 18 19 18
XV запад - - - - -
восток 7 7 6 6 7
XXI запад. 5 5 5 6 6
перикл.
восток - - - - -
XXII запад. 2 2 2 2 3
перикл.
XXIII запад 5 5 6 6 6
восток - - - - -
XXIV запад 2 2 2 2 1
восток 10 10 10 10 9
XXV запад 3 3 3 3 3
2.6 Гидродинамические исследования скважин по контролю за
разработкой
Разработанная в проекте программа исследовательских работ представляет
собой комплекс целенаправленных и планомерных исследований, направленных на
получение необходимого объема информации для решения промысловых задач.
За рассматриваемый период реализации проекта (2007-2008 гг.) в плане
контроля за энергетическим состоянием пластов XIII-XV и XVIII-XXV
горизонтов, продуктивными и фильтрационными свойствами пластов, а также
контроля работы насосного оборудования и состояния забоя скважин
выполнялись следующие виды исследовательских работ:
- замеры статических и динамических уровней в добывающих
скважинах;
- замеры пластового давления в добывающих, нагнетательных и
контрольных скважинах;
- исследования добывающих скважин методом восстановления уровня
(МВУ);
- исследования добывающих скважин методом установившихся уровней
(МУУ);
- исследования нагнетательных скважин методом падения давления
(КПД);
- замеры дебита и приемистости в добывающих и нагнетательных
скважинах;
- диагностирование ШГН (снятие динамограмм);
- отбивка забоя в добывающих и нагнетательных скважинах.
Основные цели проведения данных исследовательских работ на
месторождении, подбор категорий скважин для проведения исследований, а
также выбор периодичности проведения были подробно обоснованы в проекте
разработки.Фактическое состояние выполнения исследований в 2007-2008 гг.
2.7 Выполнение ... продолжение
Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
Осы дипомдық жобада Қараманды кен орнының игеру жағдайы, негізгі
технологиялық көрсеткіштері, ұңғыларды пайдалану тәсілдері қарастырылған.
Бұл жоба жеті бөлімнен тұрады: геологиялық бөлім,жобалау шешімдерінің
орындалу жағдайы,Қарамандыбас кен орнының өнімді қабаттарын игерудегі
қазіргі жағдайының анализі,негізгі бөлім,экономика, еңбекті қорғау,
қоршаған ортаны қорғау.
Жобаның негізгі мақсаты Қарамандыбас кен орнындағы ұңғыманың
өнімділігін арттыру үшін ұңғыманың түб аймағына ыссы сумен жасанды әсер
ету.
Қарамандыбас кенорнын игеруіндегі экономикалық көрсеткіштер
келтірілген.
Еңбекті қорғау және қоршаған ортаны қорғау сұрақтары қарастырылған.
АННОТАЦИЯ
В данном дипломном проекте приведено состояние разработки месторождения
Карамандыбас, основные технологические показатели разработки месторождения
и способы эксплуатации скважин.
Проект состоит из семьи частей: геологическая часть, состояние
выполнения проектных решений, анализ текущего состояния разработки
продуктивных пластов месторождения Карамандыбас, специальная часть,
экономическая часть, охрана труда, охрана окружающей среды.
Основным вопросом дипломного проекта является повышение
производительности скважин воздействием на ПЗС горячей воды.
Приведен экономический анализ разработки месторождения Карамандыбас.
Рассмотрены вопросы охраны труда и окружающей среды.
ANNOTATION
In this degree project is given the state of development of deposits
Karamandybas, the main technological parameters of development of field and
ways of operating wells.
The project consists of the seven parts of the geological part, the
state of implementation of project decisions, an analysis of the current
states of the productive layers Karamandybas field, a special part of the
economic, labor protection, environmental protection.
The key issue is the graduation project – improving the productivity
of wells impact on the BZW ( bottom zone wells ) of hot water.
An economic analysis of field development Karamandybas.
Question of safety and the environment.
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
10
1. Геологическая часть
11
1. Общие сведения о месторождении
11
2. Стратиграфия
3. Тектоника
4. Нефтегазоносность
2. Состояние выполнения проектных решений
1. Основные положения реализуемого проектного документа
2. Сопоставление основных проектных и фактических показателей разработки
3. Уточнение технологических показателей разработки
4. Характеристика закачки рабочего агента
5. Характеристика энергетического состояния залежей
6. Гидродинамические исследования скважин по контролю за
разработкой
7. Выполнение проектных решений по технике и технологии добычи
нефти и газа
3. Анализ текущего состояния разработки продуктивных пластов
месторождения Карамандыбас
1. Характеристика фонда скважин
2. Характеристика отборов нефти и жидкости
3. Требования и рекомендации к системе ППД
4. Текущее состояние действующей системы промыслового сбора продукции
скважин
4. Специальная часть
1. Требования к технологии и технике приготовления и закачке
рабочих агентов в пласт при внедрении методов повышения
нефтеизвлечения
2. Борьба с парафиноотложениями в технологических процессах
добычи нефти
3. Расчет вязкости нефти при какой-либо температуре, если известно
ее значение при другой температуре
4. Расчет повышения производительности скважин после обработки
ПЗС горячей водой
5 Экономическая часть
5.1 Организационно-производственная структура ПФ
“Узеньмунайгаз”
5.2 Экономический анализ разработки месторождения
Карамандыбас
5.3 Организация труда и заработной платы по ПФ “Узеньмунайгаз’’
5.4 Анализ практики оценки МУН
5.5 Расчёт чистой текущей стоимости ( ЧТС )
5.6 Расчёт капитальных вложений
6 Охрана труда
6.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов на
месторождении Карамандыбас
6.2 Организационные мероприятия
6.3 Технические мероприятия
6.4 Санитарно-гигиенические мероприятия
6.5 Противопожарные мероприятия
7 Охрана окружающей среды
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
Приложение А
Приложение Б
Приложение В
Приложение Г
Приложение Д
Приложение Е
ВВЕДЕНИЕ
Месторождение Карамандыбас приурочено к небольшому антиклинальному
поднятию, являющемуся осложнением западной периклинали крупного Узеньского
валообразного поднятия. Нефтяные залежи отдельных продуктивных горизонтов
Узени переходят на площадь месторождения Карамандыбас. По сути оба
месторождения представляют собой различные части единого гидродинамического
резервуара, поэтому особенности продуктивных горизонтов и залежей нефти,
также как и многолетний опыт разработки месторождения Узень, приняты во
внимание при решении вопросов проектирования месторождения Карамандыбас.
Основным проектным документом в настоящее время является Проект
разработки нефтегазового месторождения Карамандыбас, составленный в 2007 г.
институтом КазНИПИмунайгаз.
На текущий момент месторождение Карамандыбас по характеру динамики
показателей разработки находится на третьей стадии разработки, для которой
характерно после стабилизации на максимальном уровне, снижение добычи
нефти, высокая степень обводненности продукции (более 70 %), значительная
разбуренность месторождения по площади.
На этой стадии разработки на первый план по своей важности выходят
вопросы регулирования и управления процессом выработки запасов нефти из
пластов, изменение структуры его запасов, целенаправленное изучение
текущего состояния его эксплуатационных объектов для установления характера
и направленности процессов, протекающих в продуктивных пластах.
Текущая работа и проведенный в ней анализ разработки является
основанием для определения мер по управлению процессами нефтеизвлечения и
совершенствованию применяемых систем разработки, направленных на достижение
проектных показателей.
ВВЕДЕНИЕ
Месторождение Карамандыбас приурочено к небольшому антиклинальному
поднятию, являющемуся осложнением западной периклинали крупного Узеньского
валообразного поднятия. Нефтяные залежи отдельных продуктивных горизонтов
Узени переходят на площадь месторождения Карамандыбас. По сути оба
месторождения представляют собой различные части единого гидродинамического
резервуара, поэтому особенности продуктивных горизонтов и залежей нефти,
также как и многолетний опыт разработки месторождения Узень, приняты во
внимание при решении вопросов проектирования месторождения Карамандыбас.
Основным проектным документом в настоящее время является Проект
разработки нефтегазового месторождения Карамандыбас, составленный в 2007 г.
институтом КазНИПИмунайгаз.
На текущий момент месторождение Карамандыбас по характеру динамики
показателей разработки находится на третьей стадии разработки, для которой
характерно после стабилизации на максимальном уровне, снижение добычи
нефти, высокая степень обводненности продукции (более 70 %), значительная
разбуренность месторождения по площади.
На этой стадии разработки на первый план по своей важности выходят
вопросы регулирования и управления процессом выработки запасов нефти из
пластов, изменение структуры его запасов, целенаправленное изучение
текущего состояния его эксплуатационных объектов для установления характера
и направленности процессов, протекающих в продуктивных пластах.
Текущая работа и проведенный в ней анализ разработки является
основанием для определения мер по управлению процессами нефтеизвлечения и
совершенствованию применяемых систем разработки, направленных на достижение
проектных показателей.
1 Геологическая часть
3 Общие сведения о месторождении
Нефтегазовое месторождение Карамандыбас расположено на территории
Южного Мангышлака и в административном отношении находится в Мангистауской
области республики Казахстан (Рисунок.1.1).
Ближайшими населенными пунктами являются город ЖанаУзень, поселок
Жетыбай и административный центр – город Актау, находящиеся,
соответственно, на расстоянии 31, 70 и 152 км от месторождения.
Сообщение между месторождением и населенными пунктами осуществляется
автотранспортом. В порту города Актау находится нефтеналивной причал, к
которому подведен нефтепровод ЖанаУзень-Актау.
Через территории месторождений Узень и Жетыбай проложен магистральный
нефтепровод Узень-Самара. Нефть месторождения Карамандыбас транспортируется
по этим каналам.
В орографическом отношении район представляет собой плато, имеющее
слабый наклон в юго-западном направлении с абсолютными отметками рельефа от
+135 до +220 м.
Климат полупустынный, резко континентальный. Лето сухое, знойное с
максимальной температурой до +500С. Зима холодная, малоснежная с
минимальной температурой до -300С. Характерны сильные ветры,
преимущественно восточного направления. Дожди редки и приходятся, в
основном, на осенне-весенний период.
Снабжение промысла технической водой осуществляется по трубопроводу
Актау – ЖанаУзень.Население города ЖанаУзень 130 тыс человек .Большинство
населения занимается в нефтяной промышленности.Экономика города ЖанаУзень
держится на продаже нефти и газа. Мелкие и крупные компани обслуживает
нефтяные и газовые промышленности .
1. Стратиграфия
В мезо-кайнозойском разрезе, вскрытом скважинами, выделены отложения
триасовой, юрской, меловой, палеогеновой и неогеновой систем. Глубоким
разведочным бурением на месторождении Карамандыбас вскрыта осадочная толща
мезозойских пород,толщиной около 3600 м., в строении которой принимают
участие осадки триасового, юрского, мелового, палеогенового, неогенового, и
четвертичного возрастов.
Триасовая система-Т.Триасовая система представлена в геологическом
разрезе месторождения Карамандыбас нижним, средним и верхним отделами
( Приложение А ).
Условные обозначения:
Газонефтяные месторождения
Нефтепровод Узень-Самара
Железнодорожная магистраль
Структуры поготовления к поисковому бурению
Рисунок 1.1
Обзорная карта района
В скважине 1 в интервале 2290-2361 м преобладают мергели темно-серые
до черных, часто с коричневатым оттенком, очень крепкие, трещиноватые.
В разрезе они чередуются с аргиллитами темно-серыми до черных,
крепкими и глинами аргиллитоподобными, очень плотными, темно-серой и черной
окраски, известковистыми, иногда слоистыми. Для всех литологических
разновидностей характерно присутствие редких обуглившихся растительных
остатков. Углы падения пород, замеренные в керновых образцах достигают
15О.Толщина триасовых отложений превышает в изученном районе 2000 м.
Юрская система- J. Юрские отложения широко развиты на месторождении
Карамандыбас и представлены всеми тремя отделами – нижним, средним и
верхним.
Нижний отдел-J1 Песчано-глинистые отложения нижней юры вскрыты на
площади 24 скважинами.
Они с отчетливым размывом и угловым несогласием залегают на породах
триаса. В составе отложений выделяются три литологические разновидности 1-
алевролиты темно-серые, крепко сцементированные, с обуглившимися
растительными остатками; 2-песчаники светло-серые от мелко- до
среднезернистых, средней крепости, участками слоистые; 3- глины темно-
серые, плотные, местами песчанистые, слоистые участками аргиллитоподобные,
с обуглившимися растительными остатками.
Верхняя часть разреза нижней юры представлена по керну скважины 1,
главным образом, глинистыми отложениями с единичными прослоями
песчаников.Толщина отложений нижней юры, вскрытых скважиной 3, составляет
87м.
Средний отдел- J2. Средний отдел юрской системы представлен на
месторождении Карамандыбас отложениями трех ярусов ааленского, байоского и
батского. Ааленские отложения на изученной площади вскрыты 86 скважинами.
Для литологического состава нижней и средней частей ааленского яруса
характерно преобладание песчаников серых от мелко - до разнозернистых,
участками переходящих в гравелиты и мелкогалечные конгломераты. В виде
маломощных подчиненных прослоев отмечаются слабо алевритистые глины темно-
серой окраски. Один из таких прослоев толщиной 10-15м располагается
примерно в средней части яруса и отчетливо прослеживается во всех сквжинах.
Верхняя часть разреза ааленского яруса толщиной 40-70м сложено
преимущественно глинистыми отложениями с подчиненными прослоями песчаников.
Глины темно-серые, плотные, часто аргиллитоподобные, с обуглившимися
растительными остатками. Песчаники преимущественно мелкозернистые различной
крепости. Полные разрезы аалена приводятся по скважинам 1 и 3, где их
толщина достигает соответственно 245 и 265м.
Отложения байосского яруса вскрыты 195 скважинами. Полные по толщине
разрезы приводятся по скважинам 4 и 5.
Разрез байосских отложений в целом представлен чередованием
песчаников, алевролитов и глинистых разностей. Для его нижней части
характерен преимущественно глинистый состав, а в верхах отмечается примерно
равное соотношение песчаных и глинистых разновидностей. Песчаники серые,
светло-серые, от мелко - до среднезернистых, различной крепости, иногда
глинистые. Алевролиты серые до темно - серых, плотные.
Глины темно-серые, плотные, иногда очень плотные, аргиллитоподобные,
нередко песчаные или алевритистые. Довольно часто в разрезе отмечаются
прослои аргиллитов темно-серых, черных крепких.
Для всех разновидностей пород характерен присутствие обуглившихся
растительных остатков, углистого вещества, встречаются маломощные прослои
угля.
Толщина отложений изменяется от 470м (скв.5) до 501м (скв.4).
Отложения батского яруса вскрыты всеми разведочными скважинами, причем
в большинстве из них, разрез бата, достаточно устойчивый по составу вскрыт
полностью.
Он представлен относительно равномерным чередованием пластов
песчаников, алевролитов и глин различной толщины. Изредка отмечаются также
прослои темно-серых мергелей и тонкие углистые прослой.
Песчаники серые, иногда с буроватым оттенком, мелко- и
среднезернистые, различной крепости, изредка глинистые. Алевролиты серые,
темно-серые, плотные, песчанистые, крепко сцементированные. В породах
обычно содержатся растительные остатки, изредка встречается фауна.
Верхний отдел-J3. Верхнеюрский отдел представлен отложениями
келловейского, оксфордского и кимериджского ярусов.Разрез келловейского
яруса, характеризующийся трехчленным строением, вскрыт на изученной площади
полностью всеми скважинами и достаточно полно охарактеризован керном.
В основании келловея залегает пачка толщиной 15 - 18м глин серых,
темно-серых с зеленоватым оттенком, плотных, в различной степени
песчанистых, иногда карбонатных. Глины содержат обуглившиеся растительные
остатки и фауну. В разрезе пачки встречаются также и маломощные (менее 1м)
прослои песчаников и серых, серо-зеленых мергелей.Рассмотренные глинистые
отложения перекрываются пачкой относительно равномерно переслаивающихся
между собой песчано-алевролитовых и глинистых пород с редкими прослоями
мергелей и аргиллитов. Песчаники серые, светло-серые, иногда с зеленоватым
оттенком, мелко- и тонкозернистые, крепкие, нередко глинистые. Алевролиты
серые до темно-серых, крепко сцементированные глины плотные, песчанистые,
имеют сходную с алевролитами окраску, иногда отмечается зеленоватый
оттенок, часто содержат тонкие (1-2мм) слойки песчаников и алевролитов.
Аргиллиты и мергели серые, последние часто с зеленоватым оттенком, крепкие.
Все породы содержат обуглившиеся растительные остатки, в глинах иногда
отмечаются тонкие прослои угля. Толщина рассмотренной пачки достигает 45-
58м.
Венчает разрез келловея глинисто-мергельная пачка. Глины серые,
зеленовато-серые, алевритистые, нередко слоистые за счет тонких и частых
алевролитовых пропластков. Толщина пачки 30-40м.
Общая толщина келловейского яруса варьирует от 91м (скв.6,10) до 115
(скв.12).
В составе оксфордского яруса выделяются нижне - и верхнеоксфордский
подъярусы. В основании нижнего подъяруса картируются плотные глинисто-
карбонатные породы – мергели и мергелеподобные глины, которые выше по
разрезу сменяются глинами серыми и зеленовато-серыми мергелистыми.
В основании верхнеоксфордского подъяруса также преобладают мергели,
которые выше по разрезу перекрываются более крепкими глинисто-карбонатными
породами.
Толщина оксфордских отложений колеблется от 182 до 220м.
Меловая система-К. Меловая система представлена в разрезе
месторождения Карамандыбас преимущественно песчано-глинистыми отложениями
нижнего отдела и глинисто-карбонатными образованиями верхнего отдела.
Нижний отдел-К1. Нижнемеловой отдел, который подразделен на
валанжинский, готеривский, барремский, аптский и альбский ярусы. Отложения
валанжинского яруса, с размывом залегают на карбонатных породах кимериджа.
В образцах, поднятых из подошвенной части валанжина, наблюдаются темно-
серые известныки с обильными включениями темно- окрашенных галек глинисто-
карбонатных пород, которые ниже по разрезу сменяются известняковыми
конгломератами. Среди известняков отмечаются песчаники светло-серые, средне-
и крупнозернистые, плохо отсортированные, вверх по разрезу переходящие в
песчаники светло-серые, серые, тонко- и мелкозернистые, рыхлые.Изредка
отмечаются маломощные прослои глин и мергелей.
Толщина валанжинского яруса изменяется от 16 м (скв.1) до 26м (скв.4).
По данным изучения керна и электрокаротажных диаграмм разрез готерива
представлен в изученном районе чередованием глин, мергелей, песчаников, с
преобладанием глинистых разностей.
Глины темно-серые, плотные, песчанистые с очень редкими включениями
обуглившихся растительных остатков и остатками фауны плохой сохранности.
Мергели серые, плотные, иногда с обильными включениями макрофаунистических
остатков. Песчаники серые, зеленовато-серые, мелкозернистые, в различной
степени сцементированные, в разрезе они образуют маломощные (до 1м) резко
подчиненные прослои среди глинистых и глинисто-карбонатных пород.
Толщина готеривских отложений колеблется от 15 до 22м.
В нижней части барремского яруса в основном залегают зеленовато-серые
песчаники и алевролиты, которые вверх по разрезу постепенно сменяются
пестроцветными глинистыми отложениями, часто со значительной примесью
карбонатного материала.
В верхней части разреза нередко отмечаются прослои зеленовато-серых
песчаников и алевролитов, а в скв. 5 эта часть разреза слагается
преимущественно песчаниками. При в целом выдержанной по площади толщине
барремского яруса, толщина его нижней и верхней пачек непостоянна.
Керн, поднятый из скв. 4, представлен песчаниками серыми с зеленоватым
оттенком, мелкозернистыми, плохо отсортированными, крепкими. Здесь же
отмечаются глины темно-бурые, плотные.Толщина барремского яруса изменяется
от 38 до 47 м.
В подошвенной части апта залегают весьма плотные песчаники с галькой и
желваками фосфоритов, которые на кривой КС отчетливо фиксируются
повышенными значениями кажущегося сопротивления. Эти характерные породы
перекрываются пачкойтемно-серых, почти черных глин алевритистых, слабо
карбонатных, плотных содержащих относительно редкие обломки пелеципод.
Толщина этой пачки составляет около 20м.В верхней части аптского разреза
преобладают мергели и песчаники, которые образуют прослои, а также
отмечаются в виде септариевых конкреций в глинистых отложениях. Мергели
темно-серые, крепкие, с зернами глауконита и пирита, часто с обломками
раковин пелеципод. Песчаники зеленовато-серые, серые, крепкие,
мелкозернистые с карбонатным или глинистым цементом.
Толщина аптских отложений составляет 87-92 м.
Палеогеновая система-Р.На месторождении в разрезе палеогеновых
отложений выделены отложения палеоцен-нижнего эоцена, среднего эоцена,
верхнего эоцена и олигоцена.
Палеоцен - нижнеэоценовые отложения на месторождении Карамандыбас
выделены по электрокаротажу путем сопоставления с разрезами разведочных
скважин, пробуренных на месторождении Узень, где эти отложения
палеонтологически охарактеризованы. Развиты палеоцен - нижнеэоценовые
отложения на месторождении лишь в пределах южного крыла структуры. Из
разведочных скважин они вскрыты лишь скв.14. Судя по керну, поднятому из
структурно-поисковых скважин, эти отложения представлены белыми мергелями
средней крепости.
Толщина палеоцен - нижнеэоценовых отложений составляет 15-18м.
Среднеэоценовые отложения объединяются в чатскую свиту. На
месторождении Карамандыбас чатская свита выделена по электрическим данным
путем сопоставления с разрезом месторождения Узень. Среднеэоценовые
отложения развиты лишь в пределах южного крыла Карамандыбасской структуры и
выделены в тех же скважинах, что и палеоцен-нижнеэоценовые отложения.
Чатская свита керном слабо охарактеризована, а палеонтологическое изучение
образцов не производилось. Керн, поднятый из структурно-поисковых скважин,
представлен белыми мергелями. Судя по электрометрической характеристике
чатская свита имеет двучленное деление. Нижняя часть свиты представлена,
по-видимому, глинисто-мергельными породами.
В верхней части свиты развиты преимущественно известняки с прослоями
мергелей.
Толщина среднеэоценовых отложений составляет 20-22м.
Верхнеэоценовые отложения на подстилающих отложениях лежат с размывом.
В пределах южного крыла структуры они подстилаются среднеэоценовыми
отложениями, а на других участках структуры они залегают непосредственно на
датских известняках.
В верхнем эоцене выделяются аманкизилитская, шоримская и адаевская
свиты. Нижняя, аманкизилитская свита и верхняя, адаевская сложены, в
основном, светлыми мергелями с различными оттенками, а в разрезе адаевской
свиты присутствуют, по-видимому, прослои известняков. Шоримская свита
сложена преимущественно глинами бурыми, плотными, с включениями рыбной
чешуи.
Общая толщина верхнего эоцена колеблется в пределах от 28 до 43м,
причем колебание, в основном, связано с непостоянством толщины адаевской
свиты.
Толщина олигоценовых отложений колеблется от первых метров до 40 м.
Неогеновая система-N.Неогеновая система представлена в изученном
районе своим нижним отделом-миоценом, в составе которого выделяются
тортонский ярус среднего миоцена и сарматский-верхнего миоцена.
Отложения тортонского яруса с резко выраженным размывом и угловым
несогласованием залегают на различных горизонтах палеогена и верхнего мела,
вплоть до кампанского яруса. Они слагаются преимущественно мергелями и
известняками с маломощными прослоями глин и песчаников, которые достаточно
полно охарактеризованы керном в структурно-поисковых скважинах.
Мергели голубовато-серые, крепкие, в породах часто содержатся остатки
фауны. Известняки зеленовато-серые, крепкие с обильной фауной, иногда
переходящие в ракушечники. Глины светло- и зеленовато-серые, плотные,
иногда с фауной.
Толщина тортонского яруса варьирует в широких пределах от 7 до 26м
Отложения сарматского яруса с незначительным разрывом залегают на
породах тортона. В своей нижней части ярус в основном слагается плотными
светло-, зеленовато - и голубовато-серыми, крепкими мергелями,
чередующимися с оолитовыми, пелитоморфными и ракушечными известняками
белого, светло-серого, желтоватого цвета и глинистыми прослоями мергелей
сходной окраски. В верхней части сарматского яруса выделяются
преимущественно известняки-ракушники.
Толщина сарматских отложений составляет около 80 м.
Четвертичные отложения представлены на месторождении Карамандыбас
тонким слоем суглинков или супесей, толщина которого не превышает
нескольких десятков сантиметров, а также весьма тонким почвенным слоем.
Во впадинах и их обрывах развиты коллювиальный, элювиальный и
делювиальный типы четвертичных отложений. В отдельных случаях, когда
четвертичные образования представляют собой продукт обрушения крутых
обрывов впадин, их толщина может достигать нескольких метров или даже
десятков метров. В основном же и на плато, и во впадинах она не превышает
нескольких десятков сантиметров.
1.3 Тектоника
Впервые Карамандыбасское поднятие было выявлено в 1960 году структурно-
поисковым бурением треста Мангышлакнефтеразведка. По данным бурения была
построена структурная карта по подошве туронского яруса, по которой
Карамандыбасское поднятие представляло собой брахиантиклинальную складку
субширотного простирания. Детальными исследованиями в 1964-65 гг. было
подтверждено наличие антиклинальной складки с двумя сводами, разделенными
прогибом с амплитудой около 35 м.
Амплитуды западного и восточного сводов структуры составляют около 30-
40 м.
Месторождение Карамандыбас находится на западном погружении крупной
Узень-Карамандыбасской антиклинальной структуры и является небольшим его
куполовидным осложнением.
В региональном тектоническом отношении месторождение расположено в
пределах Жетыбай-Узеньской тектонической ступени, которая является
структурным элементом второго порядка и приурочена к северной бортовой
части Южно-Мангышлакского прогиба.
По осадочному чехлу в пределах Жетыбай-Узеньской ступени
прослеживаются три антиклинальные линии: Узеь-Карамандыбасская, Жетыбайская
и Тенге-Тасбулатская. Самой крупной из них является Узень-Карамандыбасская
линия, представляющее собой пологую антиклинальную складку, ось которой
простирается с востока-юго-востока на запад-северо-запад.
По кровле ХIII горизонта структура является частью общей структуры
Узень-Карамандыбасского поднятия, осложненного двумя куполами (Западный и
Восточный), разделенных небольшим прогибом в районе скважин 1, 441 и 443(
Приложение Б).
Последняя замкнутая изогипса – 1200 м. Минимальные абсолютные отметки
на своде Восточного купола – 1050 м, на своде Западного – 1100 м. Амплитуда
поднятия превышает 100-150 м. Размеры Карамандыбасского поднятия в пределах
внешнего контура продуктивности 10,0х3,0 км и площадь 30 км2.
4. Нефтегазоносность
Открытие месторождения Карамандыбас связано с получением притока нефти
из Ю-XI продуктивного горизонта в скважине 1 в июне 1964 года.
В промышленную разработку оно введено в 1973 году.
Продуктивная толща на месторождении охватывает стратиграфический
диапазон от сеноманского яруса верхнего мела до нижнеюрских отложений
толщиной почти 1000 м и представлена неравномерным чередованием песчано-
алевролитовых и глинистых прослоев толщиной от долей до десятков метров.
Коллекторами нефти и газа служат песчаники, алевропесчаники и
алевролиты. Песчаники полимиктовые, мелко и среднезернистые, в нижней части
разреза присутствуют крупнозернистые разности [ 1 ].
Алевролиты по составу не отличаются от песчаников, но увеличивается их
глинистость по сравнению с глинистыми разностями. Алевролиты слюдистые,
плотные, очень часто с тонкими прослоями темно-серого слюдистого аргиллита,
за счет чего приобретают слоистость.Характерной чертой песчано-
алевролитовых коллекторов продуктивной толщи является их неоднородность,
выражающаяся в сложном характере распространения пластов-коллекторов по
площади и разрезу. Кроме того, коллектора характеризуются достаточно
высокой глинистостью.
В разрезе месторождения установлены 13 продуктивных горизонтов
(сверху вниз) ХIII-ХХV. В каждом горизонте выделены коллекторы,
объединенные в залежи нефти и газа различного фазового состояния. Всего на
месторождении 75 залежей, из них на Восточном куполе 37 залежей, на
Западном - 32, на Западной периклинали – 5 залежей и одна охватывает
Восточный и Западный купола (таблица 1.1).
Таблица 1.1
Количество залежей углеводородов по месторождению
Карамандыбас
Гор-т Количество залежей (Н-нефтяных, Г-газовых, ГН-газонефтяных)
Восточный купол Западный куполЗап.периклиналь Итого
XIII 7,56 54,94 1,14 0,8646 4,94 15,76
XIV 7,90 57,03 1,15 0,8613 4,94 15,76
XV 7,90 57,03 1,15 0,8782 4,94 15,76
XX* 10,90 81,67 1,18 0,8705 4,54 15,76
XXI 10,90 81,67 1,18 0,8463 4,54 15,76
XXII* 7,20 52,10 1,14 0,8750 4,96 15,76
XXIII*7,20 52,10 1,14 0,8750 4,96 15,76
XXIV 7,20 52,10 1,14 0,8763 4,96 15,76
Западный купол
XVIII 10,56 80,60 1,19 0,8650 2,40 17,00
XX 15,28 118,10 1,26 0,8446 1,60 16,60
XXI* 15,28 118,10 1,26 0,8498 1,60 16,60
XXII* 8,10 61,99 1,16 0,8750 5,08 16,60
XXIII*8,10 61,99 1,16 0,8820 5,08 16,60
XXIV 8,10 61,99 1,16 0,8750 5,08 16,60
XXV* 8,10 61,99 1,16 0,8755 5,08 16,60
Определение состава растворенного в нефти газа проводилось по пробам
однократного разгазирования.
В таблице 1.3 представлены средние компонентные составы растворенного
газа.
Таблица 1.3
Компонентный состав растворенного газа (средние значения)
ТипСодержание компонентов, % мольные Плотность
зал
ежи
CO2
На Восточном куполе: XIV горизонт - 50 скважин (12 нагнетательных)
XV горизонт - 12 скважин (4 нагнетательные)
XXII горизонт - 37 скважин (7 нагнетательных)
XXIV горизонт - 32 скважины (9 нагнетательных)
ВСЕГО: 131 скважина (32 нагнетательные)
На Западном куполе: XIV горизонт - 7 скважин (3 нагнетательные)
XXIV горизонт - 34 скважины (9 нагнетательных)
XXV горизонт - 18 скважин (2 нагнетательные)
ВСЕГО: 59 скважин (14 нагнетательных)
На Западной XX горизонт - 14 скважин (4 нагнетательные)
периклинали:
XXII горизонт - 11 скважин (3 нагнетательные)
ВСЕГО: 25 скважин (7 нагнетательных)
Итого: 231 скважина (57 нагнетательных)
Проектные скважины на неразбуренных участках размещаются по площадной
7-ми точечной и обращенной 9-точечной схеме плотностью 9 гаскв. В пределах
разбуренных частей залежей, при размещении новых скважин, расстояние между
скважинами сохраняется в соответствие с указанной плотностью проектной
сетки. Проектные скважины объектов совпадающих или частично перекрывающихся
в плане, равномерно смещены относительно друг друга с целью дальнейшего
использования выбывших скважин нижележащих объектов в качестве уплотняющих
на вышерасположенных горизонтах.
Проектные скважины нижних горизонтов на неразбуренных участках
используются в качестве разведочных скважин для промежуточных объектов.
Поэтому в них необходимо обязательно проводить комплекс исследований,
предусмотренных РД.
Добывающие скважины выводятся из эксплуатации при достижении по всему
перфорированному интервалу предельной 98% обводненности продукции. Забойное
давление в добывающих скважинах поддерживается на уровне равном текущему
давлению насыщения нефти газом. В скважинах, работающих с забойным
давлением ниже давления насыщения необходимо проведение работ по повышению
продуктивности путем проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ):
перестрел, дострел, воздействия на призабойную зону и др.
Разработан комплекс мероприятий, направленный на повышение
продуктивности скважин – проведение ГРП (30 операций в год), перестрел
слабоработающих интервалов с углубленной перфорацией продуктивных пластов,
обработки призабойной зоны скважин и внутрискважинного оборудования,
применение технических решений и оборудования для увеличения отбора
жидкости, вывод скважин из бездействия либо бурение дублирующих скважин,
перевод скважин при необходимости на другие эксплуатационные объекты и т.д.
Среднее значение предельной нефтенасыщенной толщины для размещения
проектных скважин для горизонтов составляет 5 м.
Бурение скважин-дублеров проводится при условии, что пробуренную
бездействующую скважину невозможно восстановить проведением экономически
оправданного ремонта. Фонд скважин-дублеров в целом по месторождению
составляет 30% от общего фонда.
2.2 Сопоставление основных проектных и фактических показателей
разработки
На месторождении Карамандыбас в промышленной разработке находятся 10
основных горизонтов: XIII горизонт Восточного+Западного куполов, XIV
горизонт Восточного и Западного куполов, XV горизонт Восточного и Западного
куполов, XXI и XXII горизонты Западной периклинали, XXII горизонт
Восточного купола, XXIV горизонт Восточного и Западного куполов, XXV
горизонт Западного купола и 8 возвратных эксплуатационных объектов: XIII
горизонт Западной периклинали, XVIII горизонт Западного купола, XIX
горизонт Восточного купола, XX горизонт Восточного купола, XXI горизонт
Восточного и Западного куполов и XXIII горизонт Восточного и Западного
куполов. Основной эксплуатационный объект - XX горизонт Западной
периклинали, входящий в объединенный объект с XXI+XXII горизонтами
Западной периклинали не введены в разработку.
По состоянию на 01.01.2009 г. из залежей месторождения Карамандыбас
извлечено нефти 13204,9 тыс.т, что меньше проектного на 21 тыс.т; жидкости
- 33396,8 тыс.т, меньше проектного на 148 тыс.т; закачано 60700 тыс.м3 воды
на 268 тыс.м3 больше проектного.
Сравнение проектных и фактических показателей разработки месторождению
в целом и по горизонтам за последние два года приведено в таблицах 2.1 и
2.2.
В целом по месторождению отставание от проектных значений наблюдается
по большинству показателей.
Отставание по годовому отбору нефти и жидкости на конец 2008 года
составило, соответственно, 13,2 и 47 тыс.т или 3,2 и 2,0 %. Накопленные
закачиваемые объемы вытесняющего агента превысили проектные значения на
383,9 тыс.м3 или 11 %.
Динамика текущих годовых отборов нефти имеет тенденцию к увеличению,
хотя и отстает от проектных показателей на 7,8 и 13,2 тыс.т соответственно
в 2007 и 2008 гг.
За анализируемый период эксплуатации месторождения отмечается
уменьшение фонда действующих скважин, за счет вывода в бездействие
непроизводительных скважин: в 2007 г. бездействующий добывающий фонд
насчитывал 11 и нагнетательных - 4 скважины, в 2008 г – 31 и 16 скважин
соответственно.
Фактические среднегодовые дебиты нефти и жидкости (5,1 тсут и 28,6
тсут) по месторождению выше проектных (3,9 тсут, 23,3 тсут),
соответственно.
Фактическая среднегодовая обводненность (82 %) в целом по
месторождению на уровне проектной (81,8 %).
Фактический темп отбора от текущих извлекаемых запасов (1,2 %) в целом
и текущая нефтеотдача (15,6 %) также на уровне проектных показателей.
По Проекту разработки нефтегазового месторождения Карамандыбас (2006
г.) в 2007 г. планировалось ввести из бурения 8 скважин (6 добывающих и 2
нагнетательные), в 2008 г. – 22 скважины (12 добывающих и 10
нагнетательных). Фактически были введены в 2007 году 7 скважин (5
добывающих и 2 нагнетательные), в 2008 г. – 12 скважин (10 добывающих и 2
нагнетательные).
Предусмотренные Проектом новые скважины по XV горизонту Восточного
купола, XXII горизонту Восточного купола и Западной периклинали, XXIV и XXV
горизонтам Западного куполов не введены в эксплуатацию.
2.3 Уточнение технологических показателей разработки
По состоянию на 01.01.2009 г. общий фонд месторождении Карамандыбас
составляет 513 скважин. В эксплуатационном фонде добывающих скважин
числятся 320 скважины, из них действующих - 288. Эксплуатационный фонд
нагнетательных скважин 101, из них действующих - 84. ( таблица 2.2 )
По действующему проектному документу [1] на 2009-2011 гг.
запланировано ежегодное бурение 22 скважин, в т.ч. от 7 до 10
нагнетательных. Но в связи с мировым финансовым, Недропользователем
сокращен темп бурения проектных скважин на 2009-2010 годы, объемы закачки
воды и геолого-технических мероприятий. Это обусловило уточнение проектных
технологических показателей разработки.
Прогноз технологических показателей разработки месторождения
осуществлен на основе представленных планов бурения и ГТМ АО РД КМГ на
2009-2011 годы в целом по месторождению Карамандыбас представлен в таблице
2.1.
Расчет технологических показателей разработки выполнен исходя из
следующих основных критериев, а также параметров залежи и скважин:
- на период 2009-2011 годы бурение на горизонты XIII-XXV
месторождения Карамандыбас 43 скважины, в т.ч. в 2009 г. – 5 добывающих
скважин, в 2010 г. - 18 скважин (8 добывающих, 10 нагнетательных), в 2011
г. – 20 скважин (12 добывающих, 8 нагнетательных).
- максимальное обеспечение в 2009-2011 гг. заданного ПФ
Озенмунайгаз объемов добычи нефти;
- формирование системы разработки созданием ячеек из
существующего добывающего и нагнетательного фонда скважин (действующих на
объекте скважин, переведенных с других объектов, переназначенных из добычи
в нагнетание и, наоборот), за счет бурения новых скважин, дострелов и
изоляции определенных пластов и т. п.;
- с учетом необходимого времени на бурение, обустройство и
ввод в эксплуатацию новых скважин, коэффициент эксплуатации по ним принят
0,5. Коэффициент эксплуатации переходящих скважин составляет 0,792 до
0,811;
- дебиты переходящих скважин определены по фактическим
продуктивным характеристикам, новых скважин – из анализа работы новых
скважин с учетом данных по скважинам, переведенным на вышележащие
горизонты, которые для объекта возврата являются тоже новыми.
При расчете технологических показателей рассматривалось проведение
геолого-технических мероприятий и бурение скважин.
К концу 2011 г. эксплуатационный фонд скважин XIII-XXV горизонтов
месторождения Карамандыбас, с учетом бурения новых скважин (43 скважин, в
т.ч. 25 добывающих, 18 нагнетательных) в период с 2009 по 2011 гг.,
составит 464 единицы, в т.ч. эксплуатационных добывающих – 345 ед.,
эксплуатационных нагнетательных – 119 ед.
Добыча нефти в целом по месторождению составит в 2009 г. – 389,5 тыс.
т, в 2010г. – 394,4 тыс. т, в 2011 г. – 416,3 тыс. т.
Перечень рекомендуемых к строительству скважин представлен в
таблице 2.3.
2.4 Характеристика закачки рабочего агента
На месторождении Карамандыбас решающую роль в обводнении играет
геологическое строение объектов разработки, которое обусловило быстрое
обводнение добываемой нефти. Обводнение идет по наиболее проницаемым
пластам. И поэтому нагнетаемая вода, распространяясь по всей площади,
проникает во все добывающие скважины. На сегодня весь добывающий фонд
обводнен в большей или меньшей степени. Скважины, выходящие из бурения
тоже, как правило, дают нефть с водой.
Анализ динамики приемистости нагнетательных скважин показывает, что
значительное количество нагнетательных скважин имеет приемистость менее 50
м3сут. Если в 2004 г. их количество составляло 22,5 % от всего
действующего фонда, то к концу 2008 г. – 38,1 %. Число нагнетательных
скважин, имеющих приемистость более 200 м3сут, составляет незначительную
часть от действующего фонда, но их количество также выросло в 2008 г. по
сравнению с 2004 г. с 13,8 до 29,8 % (рисунке 2.1).
Для определения истинных величин соотношения закачки воды к отбору
жидкости, т.е компенсации, очень важное значение имеет оценка возможных
объемов утечек закачиваемой в пласт воды.
Добывающие скважины группировались по участкам и выбирались
нагнетательные скважины, находящиеся в зоне воздействия на выбранные
добывающие скважины и являющиеся предполагаемыми источниками обводнения. В
результате комплексного анализа всего материала обозначаются зоны
воздействия на определенную группу добывающих скважин.
В таблице 2.4 приведены данные по компенсации на 01.01.2009 г. по
горизонтам XIII-XXV по официальной отчетности ПФ ОМГ.
Таблица 2.4
Текущая компенсация по горизонтам (на 01.01.2009 г.)
ГоризонКупол КоличествоДобыча, тыс.т Добыча Закачка Компен-
т жидк. в воды, м3сация,
пл.усл., %
м3
доб нагн жидк.
XIII в целом по 193 113 58,5
горизонту
XIV Восточный 70 51 72,9
Западный 15 9 60,0
в целом по 85 60 70,6
горизонту
XV Восточный 34 24 70,6
Западный 4 4 100,0
в целом по 38 28 73,7
горизонту
XXI Восточный 4 3 75,0
Продолжение таблицы 2.5
Горизонт Купол Эксплуатационный фондКоличество % охвата
скважин, ед. замеров замерами
Западная 24 14 58,3
периклиналь
в целом по 28 17 60,7
горизонту
XXII Восточный 5 4 80,0
XXIII Восточный 2 1 50,0
Западная 6 5 83,3
периклиналь
в целом по 8 6 75,0
горизонту
XXIV Восточный 25 17 68,0
Западный 6 2 33,3
в целом по 31 19 61,3
горизонту
XXV Западный 6 2 33,3
Таблица 2.6
Энергетическая характеристика месторождения Карамандыбас
по состоянию на 01.01.2009 г.
Горизонт Купол Рпл.нач., прив. к отм. ВНК, МПа
Годы
2004 2005 2006 2008
XIII - 11,9 12 12,8 12,8
XIV запад - - 12,6 13,2
восток 12 12 12,9 13,3
XV запад - - 13,5 14,2
восток 13,4 13,4 14,2 14,1
XXI запад. 16,5 16,3 17,2 18,5
перикл.
восток - - 18,8 18,5
XXII запад. - - 18,2 19,3
перикл.
XXIII запад 18,4 18,2 19,4 19,3
восток - - 18,8 18,7
XXIV запад - - 19,6 19,7
восток 19,3 19,4 19,6 19,7
XXV запад - - 22,4 21,8
Таблица 2.8
Динамика компенсации закачкой добытой жидкости
Горизонт Купол Компенсация, %
Годы
2004 2005 2006 2007 2008
XIII - 171,6 166,2 196,9 189,8 182,3
XIV восток 161,7 146,3 168,5 166,2 125,7
XV восток 134,9 150,3 80,3 83,8 144,7
запад - - - - -
XXI восток - - - - -
запад. 430,4 560,8 660,8 376,2 607,5
перикл.
XXII запад. 356,5 315,2 83,7 283,3 115,3
перикл.
XXIII восток - - - - -
запад 376,9 247 364,1 187,9 179,7
XXIV восток 181,9 123,4 81,7 99,2 112,7
запад 209,8 93,8 90,6 80,3 15,7
XXV запад 1168,5 510,1 478,6 532,5 302,4
Таблица 2.9
Динамика фонда нагнетательных скважин
Горизонт Купол Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин,
ед.
Годы
2004 2005 2006 2007 2008
XIII - 29 33 38 39 41
XIV запад - - - - 4
восток 21 21 18 19 18
XV запад - - - - -
восток 7 7 6 6 7
XXI запад. 5 5 5 6 6
перикл.
восток - - - - -
XXII запад. 2 2 2 2 3
перикл.
XXIII запад 5 5 6 6 6
восток - - - - -
XXIV запад 2 2 2 2 1
восток 10 10 10 10 9
XXV запад 3 3 3 3 3
2.6 Гидродинамические исследования скважин по контролю за
разработкой
Разработанная в проекте программа исследовательских работ представляет
собой комплекс целенаправленных и планомерных исследований, направленных на
получение необходимого объема информации для решения промысловых задач.
За рассматриваемый период реализации проекта (2007-2008 гг.) в плане
контроля за энергетическим состоянием пластов XIII-XV и XVIII-XXV
горизонтов, продуктивными и фильтрационными свойствами пластов, а также
контроля работы насосного оборудования и состояния забоя скважин
выполнялись следующие виды исследовательских работ:
- замеры статических и динамических уровней в добывающих
скважинах;
- замеры пластового давления в добывающих, нагнетательных и
контрольных скважинах;
- исследования добывающих скважин методом восстановления уровня
(МВУ);
- исследования добывающих скважин методом установившихся уровней
(МУУ);
- исследования нагнетательных скважин методом падения давления
(КПД);
- замеры дебита и приемистости в добывающих и нагнетательных
скважинах;
- диагностирование ШГН (снятие динамограмм);
- отбивка забоя в добывающих и нагнетательных скважинах.
Основные цели проведения данных исследовательских работ на
месторождении, подбор категорий скважин для проведения исследований, а
также выбор периодичности проведения были подробно обоснованы в проекте
разработки.Фактическое состояние выполнения исследований в 2007-2008 гг.
2.7 Выполнение ... 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
