Нефтегазовое месторождение Прорва

Тип работы: Курсовая работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 71 страниц
В избранное:

ВВЕДЕНИЕ

Нефтегазовое месторождение Прорва с начальными геологическими запасами
141998.7 тыс.т. разрабатывается с 1963 года. ПФ Жылыоймунайгаз - один из
крупных производственных филиалов АО Разведка Добычи КазМунайГаз.
На балансе ПФ Жылыоймунайгаз имеется 4 месторождения: С.Нуржанова,
Западная Прорва, Актобе и Досмухамедово. Месторождение С.Нуржанова введено
в эксплуатацию в 1963 году, фонд эксплуатационных скважин 142, накопленная
добыча 20905,22тыс.т. Месторождение Западная Прорва было введено в
эксплуатацию в 1977 году, фонд эксплуатационных скважин 45, накопленная
добыча 6612,23тыс.т. Месторождение Актобе введено в эксплуатацию 1970
году, фонд эксплуатационных скважин 16, накопленная добыча 2804,25тыс.т.
Месторождение Досмухамедово было введено в эксплуатацию в 1980году, фонд
эксплуатационных скважин 26, накопленная добыча 1948,21тыс.т.
Таким образом эксплуатация месторождения осуществляется уже 48 лет. По
состоянию на 1.01.09 г. эксплуатационный фонд составляет 409 скважин, в том
числе в действующем фонде – 211 скважин. Ресурсы газа составляет 112,618
млн. м3, из которых 56,282 млн.м3 используется на производственно бытовые
нужды, 56,336 млн.м3 сжигается на факелах на которую имеется разрешение.
Объем эксплуатационного бурения составляет 32 700 м. Запланировано бурение
12 нефтяных скважин. Добыча от этих скважин составит 12 120 тн. Скважины
эксплуатируются ШГНУ И УЭЦН. За 2008 год 84 % нефти отобрано фонтанным
способом, 16 % нефти отобрано механизированным способом.
Месторождение разрабатывается с 1963 года, на естественном режиме при
активном напоре контурных вод, на отдельных блоках за счет расширения
газовой шапки. Остаточные извлекаемые запасы на 01.01.2010 года Прорвинских
групп месторождении составляют - 19803,5 тыс. тн. (С.Нуржанова - 15925,5
тыс.тн., Зап.Прорва - 2009,8 тыс.тн., Актобе - 558,8 тыс.тн.,
Досмухамбетовское - 1309,3 тыс.тн.). Среднесуточный дебит одной добывающей
скважины на месторождении Западная Прорва на 01.01.09 составила 4,9тсут.
Коэффициент эксплуатации действующего фонда - 0,956. Коэффициент
использования эксплуатационного фонда - 0,931.

1 Геологическая часть

1. Характеристика геологического строения месторождения

1.1.1 Общие сведения о месторождении

Месторождение Ц.В. Прорва (С.Нуржанова) расположено на юго-востоке
Южно-Эмбинского нефтеносного района[1].
В административном отношении месторождение относится к Жылыойскому
району, Атырауской области республики Казахстан.
Ближайшими населенными пунктами являются рабочие поселки
нефтяников Саргамыс, Каратон, Кульсары и Косчагыл, расположенные
соответственно в 20, 70, 160 и 140 км к северу и северо-востоку от
рассматриваемого месторождения.
Ближайшие железнодорожные станции находятся в поселках Кульсары и
Бейнеу на железной дороге Макат-Мангышлак.
Нефть с месторождения по нефтепроводу идет через Саргамыс в
Каратон, где поступает в магистральный нефтепровод Узень-Самара.
В орографическом отношении район месторождения представляет собой
пустынную равнину покрытую сорами. Почвенный покров сравнительно молодой,
так как описываемая территория в недавнем прошлом являлась дном Каспийского
моря.
Абсолютные отметки рельефа колеблются от минус 20 до минус 27 м.
Гидрографическая сеть отсутствует.
В значительной части описываемый район изрезан ериками,
представляющими собой рукавообразные понижения в рельефе, потерявшие
сообщение с морем. Во время "морян" ерики периодически пополняются морской
водой. С запада район ограничен Каспийским морем, с юга - почти
непроходимыми для автотранспорта сором Мертвый Култук.
Климат района резко континентальный с большими колебаниями сезонных и
суточных температур, с частыми сильными ветрами, переходящими зачастую в
пыльные бури. Лето сухое, жаркое, максимальная температура +30-+400С, а
зима малоснежная с сильными ветрами, температура понижается до минус 25 ºС.
Годовое количество осадков обычно не превышает 200мм.
Преобладающее направление ветров в течение года юго-восточное.
Питьевой водой месторождение снабжается из реки Кигач по водопроводу,
проходящему через Макат-Саргамыс. Для бурения используется пластовая вода
альбского горизонта. Энергоснабжение осуществляется по линии электропередач
из города Атырау.

Рисунок 1. Обзорная карта месторождения Прорва

1.1.2 Стратиграфия

На Западном поле месторождения С. Нуржанова, как и на всей площади,
вскрыты отложения от пермотриаса до четвертичных включительно.
Таким образом рассматриваемая структура разбита на 4 тектонических
блока (I,II,III,IV), в пределах которых распространены нефтеносные
горизонты средней юры и триаса.
Ниже рассмотрим строение продуктивных горизонтов Западного поля в
отдельности.
Ю-V горизонт вскрыт всеми пробуренными в пределах Западного поля
скважинами. Горизонт продуктивен в I и II блоках. Промышленная
продуктивность в I блоке доказана опробованием пяти скважин (№№ 313, 314,
315, 316, 533), во II блоке четырех скважин (№№ 310, 311, 512, 520).
Горизонт залегает в отложениях средней юры в интервале глубин 2660-
2860 м. Абсолютная глубина залегания горизонта в своде по I блоку минус
2681 м, по II блоку минус 2725,2 м.
Для I блока водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке
минус 2763,8 м; равной отметке линии, проведенной на середине между
подошвой нефтяного пласта скважины №533 и кровлей водоносного пласта
скважины №316.
Для нефтяной залежи II блока водонефтяной контакт принят по ГИС в
скважине №512 на абсолютной отметке минус 2839,3 м.
При принятом положении ВПК высота залежи I блока составляет 83 м,
для II блока 114 м. Площадь нефтеносности I блока равна 2500 м2, II блока -
3500 м2.
Залежь по типу пластовая сводовая, тектонически и литологически
экранированная.
Т-I горизонт вскрыт 7-ю скважинами и коррелируется по всей площади
нефтеносности. Горизонт продуктивен в I и IV блоках, а в II и III блоках
оказался водоносным.
Абсолютная глубина залегания кровли горизонта в своде по I блоку
минус 2967,6 м, по IV блоку минус 3013,0 м.
Водонефтяной контакт I блока принят на абсолютной отметке минус
2990 м и равен линии проведенной посередине между подошвой нефтяного пласта
в скважине №310 и кровлей водоносного пласта в скважине №315.
ВНК (Водонефтяной контакт) для IV блока принят по подошве
продуктивного по ГИС пласта коллектора (скважина №316) и равен абсолютной
отметке минус 3023,6 м.
При принятом положении ВПК высота нефтяной залежи I блока равна 23
м, IV блока-10 м.
Площадь нефтеносности I блока равна 837 м², а IV блока 312 м².
Залежи нефти относятся к пластовой, сводовой, тектонически экранированной.
Т -II горизонт вскрыт и прослеживается в шести скважинах. Однако в
скважинах №310 и №316 продуктивный горизонт замещен глинистыми
непроницаемыми породами.
Горизонт нефтеносен в I и II блоках, водоносен в III блоке.
Абсолютная глубина залегания кровли горизонта в своде по I блоку минус
3017,6 м, по II блоку минус 3112,0 м.
Водонефтяной контакт для I блока принят по подошве опробованного
пласта коллектора в скважине №314 на абсолютной отметке минус 3103,3 м.
ВПК для нефтяной залежи II блока принят по подошве опробованного пласта
коллектора в скважине №311 на абсолютной отметке минус 3117,0 м.
При принятых положениях ВПК высота залежи для I блока составляет 85 м,
для II блока 5 м.
Площадь нефтеносности для залежей I блока составляет 2092 м² , для
II блока 1187 м² . Залежи относятся к пластовым, сводовым, тектонически и
литологически экранированным.
Т-III горизонт вскрыт семью скважинами и прослеживается по всей
площади. К горизонту приурочены нефтяные залежи, получившие развитие во
всех четырех блоках.
Промышленная нефтеносность блоков доказана опробованием скважин:
I блок - скважин №№310, 313, 314, 315, II блок - скважины №311, III блок
-скважины №312, IV блок - скважины №316, где были получены притоки нефти.
Абсолютная глубина залегания кровли горизонта по I блоку минус
3100,6 м, по II блоку минус 3186,6 м, по III блоку минус 3151,2 м, по IV
блоку минус 3169,8м.
Водонефтяной контакт нефтяной залежи I блока принят по подошве
продуктивного по ГИС и опробованного пласта коллектора в скважине №314 на
абсолютной отметке минус 3222,7 м.
ВНК II блока принят по подошве продуктивного по ГИС пласта
коллектора в скважине №311 и равен абсолютной отметке минус 3213,8 м.
ВНК для залежей III и IV блоков приняты по подошве продуктивного
по ГИС и опробованного пласта коллектора и равны соответственно абсолютным
отметкам: III блок - минус 3156,2 м (скв.312) и IV блок - минус 3184,8 м
(скв.316).
При принятом положении ВНК высоты нефтяных залежей равны: I блок
-110 м, II блок - 27,2 м, III блок -5 м, IV блок -15м. Площадь
нефтеносности блоков соответственно равна: I блок - 5094 м², II блок - 2124
м², III блок -344 м², IV блок -624 м². Залежи относятся по типам к
сводовым, пластовым, тектонически и литологически экранированным.
Т -IV горизонт продуктивен в пределах III и IV блоков.
Промышленная нефтеносность III блока доказана опробованием скважины №312,
где получен приток нефти. IV блок продуктивен по каротажу.
Абсолютная глубина залегания кровли горизонта в своде по III блоку
минус 3206,2 м, по IV блоку минус 3243,0 м. Водонефтяной контакт для III
блока принят по подошве продуктивного по ГИС пласта - коллектора по
скважине №312 на абсолютной отметке минус 3244,2 м.
ВНК для IV блока принят по скважине №316 по каротажу и равен
абсолютной отметке минус 3266,4 м.
При принятом положении ВНК высота залежи для III блока равна - 38
м, для IV блока - 23 м. Площадь нефтеносности III блока равна - 187 м² , IV
блока -356м² .
Залежи по типу относятся к пластовым, сводовым, литологически и
тектонически экранированным. Строение продуктивных горизонтов отражено на
структурных картах и геологических профилях.
Отложения V среднеюрского горизонта представлены переслаиванием
песчаников, алевритов, аргиллитов и глин. Коллекторы сложены
разнозернистыми песчаниками.
Триасовый продуктивный горизонт представлен песчаниками,
алевритами и аргиллитами. Коллекторами являются преимущественно
разнозернистые песчаники.
В связи с тем, что имеющийся по Западному полю керн скудный и
непредставительный, для петрофизического обеспечения интерпретации
геофизических исследований были привлечены анализы, выполненные ранее по
всему месторождению Прорва, так как результаты анализов керна совпадают.
Для изучения коллекторских свойств в отложениях юры и триаса
исследовано 1043 образцов, из них по юрскому горизонту 102 образца, по
триасовым отложениям 161 образец.
Коэффициент пористости для коллекторов юрских и триасовых
горизонтов Западного поля.Прорвы принят по керну для V юрского горизонта
равной 0,177 и триасовым горизонтам - 0,148.
Коэффициент нефтенасыщенности принят по результатам интерпретации
промыслово-геофизических исследований. Нефтенасыщенность по V юрскому
горизонту равна 0,70, а по триасовым горизонтам - 0,68.
Проницаемость по V юрскому горизонту по данным гидродинамических
исследований скважин составляет в среднем 0,050 мкм². По триасовым
горизонтам проницаемость определялась по результатам анализа керна, и
изменяется в следующих пределах: от 0,019 мкм² (Т-IV) до 0,311 мкм² (Т-
III). По данным гидродинамических исследований скважин в среднем составляет
0,036 мкм²
При выделении пластов - коллекторов и оценке их эффективных толщин
в залежах юрской и триасовой продуктивных толщ были привлечены данные
опробования и интерпретации материалов ГИС.
По V среднеюрскому горизонту общая толщина горизонта изменяется от
104 до155 м и в среднем составляет 128,4 м. Коэффициент вариации 14,6.
Эффективная толщина изменяется от 4,4 до 68,4 м и в среднем
составляет 31,5 м. Коэффициент вариации 51,8.
Нефтенасыщенная толщина изменяется от 4,4 м до 53,4 м (скважина
№512 блок II) и в среднем составляет 26,3 м. Коэффициент вариации 62,9.
По Т-I горизонту общая толщина горизонта изменяется от 8 до 20,2 м
и в среднем составляет 11,3 м. Коэффициент вариации 26,5.
Эффективная толщина изменяется от 2 до 17,6 м, и в среднем
составляет 6,2 м. Коэффициент вариации 26,3.
Нефтенасыщенная толщина изменяется от 6,0 м (скважина №310) до
6,6 м (скважина №316) и в среднем составляет 6,3 м. Коэффициент вариации
6,6
Т-II горизонту общая толщина горизонта изменяется от 12 до 27,8 м
и в среднем составляет 15,9 м. Коэффициент вариации 23,4
Эффективная толщина изменяется от 1 м (скважина №312) до 9,6 м
(скважина №313) и в среднем составляет 4,12 м. Коэффициент вариации 65,6.
Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,6 м (скважина №315 блок I)
до 9,6 м (скважина №313 блок I) и в среднем составляет 4,9 м. Коэффициент
вариации 43,6.
По Т-III горизонту общая толщина горизонта изменяется от 35 до 73
м и в среднем составляет 62 м. Коэффициент вариации 23,2.
Эффективная толщина изменяется от 4,8 до 36,2 м и в среднем
составляет 19,9 м. Коэффициент вариации 56,8.
Нефтенасыщенная толщина изменяется от 4,8 м (скважина №312
блок III) до 36,2 м (скважина №315 блок I) и в среднем составляет
19,9 м. Коэффициент вариации 56,8.
По Т-IV горизонту общая толщина горизонта изменяется от 43 до 60 м
и в среднем составляет 51,8 м. Коэффициент вариации 13,5.
Эффективная толщина изменяется от 3,6 до 33,4 м, и в среднем
составляет 15,4 м. Коэффициент вариации 58,9.
Нефтенасыщенная толщина изменяется от 18 м (скважина №312
блок III) до 19,4 м (скважина №315 блок I) и в среднем составляет 18,7 м.
Коэффициент вариации 2,7.
По V среднеюрскому горизонту коэффициент расчлененности составляет в
среднем - 8,40, песчанистости - 0,25.
По I триасовому горизонту коэффициент расчлененности составляет в
среднем - 1,71, песчанистости - 0,50.
По II триасовому горизонту коэффициент расчлененности составляет в
среднем - 1,2, песчанистости - 0,28.
По III триасовому горизонту коэффициент расчлененности составляет
в среднем - 3,28, песчанистости - 0,33.
По IV триасовому горизонту коэффициент расчлененности составляет в
среднем - 3,00, песчанистости - 0,30.
Таким образом из вышеизложенного следует, что залежи относятся к
типу неоднородных.

1.1.3 Тектоника

В тектоническом отношении месторождение Ц.В. Прорва расположено на юго-
западной переклинальной части Южно-Эмбинского поднятия, уходящего под
уровень Каспийского моря. В структурном отношении Прорвинская группа
структур представляет собой пологую антиклиналь, вытянутую в широтном

Рисунок 2. Структурная карта месторождения Ц.В. Прорва

направлении. По длиной оси брахиантиклинали выделяются следующие поднятия:
Восточное, Западное, Центральное, Прорва Морская, а на востоке - структура
Актюбе.
Месторождение Ц.В.Прорва представляет собой брахиантиклиналь
широтного простирания. По III отражающему горизонту поднятие оконту-
ривается изогипсой минус 1950 м. Высота поднятия более 25 м.
Структура Ц.В.Прорва относится к типу солянокупольных с глубоким
залеганием соляного ядра. Глубина залегания соли в своде на отметке минус
3289 м (скважина № 308).
В данной дипломной работе рассматривается Западное поле, как
участок структуры Ц.В.Прорва, нефтеносность которого в отложениях юры и
пермотриаса установлена новыми глубокими разведочными и эксплуатационными
скважинами.
Структура Западное поле представляет собой брахиантиклиналь,
осложненную сбросом F, который прослеживается по данным сейсмических
исследований и по данным корреляции отложений. Амплитуда сброса порядка 50
м по кровле нижней юры, имеет северное падение, простирание широтное,
переходящее на востоке в северное - восточное.
Поперечными сбросами F" и F'" северное и южное крылья структуры
разбиты на западные и восточные участки, которые рассматриваются нами как
отдельные блоки.
Сброс F" проведен на северном крыле между скважинами №311 и №312
на основе корреляции отложений, несоответствия характера залегания
стратиграфических толщ и из-за разной насыщенности продуктивных горизонтов
в этих скважинах. Сброс падает на запад, амплитуда порядка 10 м по подошве
волжских отложений.
Сброс F'" проведен на южном крыле между скважинами №314 и №316 на
основе корреляции разреза, сокращения мощности триасовых отложений в
скважине №316 и из-за разной насыщенности продуктивных триасовых горизонтов
в этих скважинах. Он подсекается в скважине №316 на отметке минус 2940 м,
падение его западное.

1.1.4 Нефтегазоносность

Исследования нефти в поверхностных условиях по Ю-V горизонту
проводились в 5 объектах по 4 скважинам, по Т-I горизонту в одном объекте,
по Т-II горизонту в 2-х объектах, по Т-III горизонту в 6 объектах по 4
скважинам и по Т-IV горизонту в одном объекте. Всего исследовано 15
объектов по 7 скважинам (№№310,311,312,313,314,315,512).
Нефти Ю-V горизонта относятся к малосернистым и сернистым,
парафинистым, малосмолистым. Плотность нефти варьирует от 0,8757 гсм³ до
0,8830 гсм³, в среднем составляет 0,8791 гсм³.
Величина кинематической вязкости при 20 °С изменяется от 13,49 до 28,36 мм²
с, в среднем по горизонту составляет 16,36 мм²с.
Содержание серы колеблется от 0,27 до 1,54 %, смол сернокислотных
-22%, смол селикагелевых - 4,1%, асфальтенов - 2,23 %, кокса - 2,84 %.
Кислотное число - 0,03-0,11 мгКОНг. Начало кипения - 79-102 °С.
Температура вспышки выше - 2°С. Содержание бензиновых фракций, выкипающих
до 200 °С, равно 13-14 %, легких фракций, выкипающих до 300 °С - 35-37%.
Плотность нефти Т-I горизонта равна 0,8862
гсм³. Величина
кинематической вязкости равна 22,15 мм² с.
Нефть содержит смол сернокислотных 24 % (скважина №З10, инт. 2945-
2955 м), серы -1,57 %.Кислотное число - 0,04 мгКОНг.Температура застывания
-5 °С, вспышки- 3ºС.
Нефти Т-II горизонта относятся к сернистым, парафинистым.
Плотность нефти в среднем составляет 0,8885 гсм³. Величина кинематической
вязкости при 20°С изменяется от 16,6 до 33,05 мм²с.
Содержание серы изменяется от 1,24 до 1,4 %, смол сернокислотных
-18 %, кокса - 2,81 %, парафина - 3,08 %.Кислотное число - 0,07-0,15
мгКОНг. Температура плавления парафина - 50,2 ºС. Температура вспышки - 4
°С, начала кипения - 78 ºС. Содержание бензиновых фракций - 14,75 %,
легких - 34,5 %.
Нефть Т-III горизонта относятся к сернистым, парафинистым.
Плотность нефти 0,8947 гсм³ . Кинематическая вязкость при 20ºС 25,86-46,2
мм² с, в среднем по горизонту составляет 34,59 мм² с. Содержание серы
варьирует от 1,04 до 1,44 %, в среднем составляет 1,3%, парафина - 2,9 %,
смол сернокислотных - 26 %, кокса- 2,73-4,1 %, Кислотное число 0,06-0,18
мгКОНг.
Температура застывания колеблется от - 15 до +5ºС, температура
вспышки выше О °С. Начало кипения при 85-109 °С. Содержание
бензиновых фракций до 200 °С от 7 до 15 %, легких от 26 до 35 %.
Нефти по Т-IV горизонта относятся к плотным, сернистым, смолистым.
Плотность нефти по горизонту - 0,904 гсм³ , вязкость при 20 ºС 39,36 мм²
с. Содержание смол сернокислотных - 28 %, силикагелевых - 14,7%,
асфальтенов -3,5%, серы - 1,61 %, кокса - 3,56 %. Температура застывания
+1 °С, вспышки + 14 °С. Содержание бензиновых фракций от 3,5 до 22,5 %,
легких от 22,5 до 45,0 %. Кислотное число 0,14 мгКОНг.
Изучение свойств пластовой нефти Западного поля проводилось по
одной глубинной пробе, отобранной из Т-I горизонта (скважина №З10, инт.2945-
2955м).
Проба нефти недонасыщена газом. Превышение пластового давления над
давлением насыщения составляет 14,6 МПа. Плотность нефти в пластовых
условиях равна 0,6238 гсм³. Коэффициент сжимаемости равен 15,4x10-10 1Па.
Коэффициент растворимости газа в нефти составляет 1,05876 м³м³*Па.
Объёмный коэффициент пластовой нефти равен 1,7487. Вязкость пластовой нефти
не определена.
По II объекту разработки вязкость пластовой нефти взята как
среднее значение по имеющимся трем анализам нефти в пластовых условиях по
соседнему полю (восточное поднятие), равное 1,62 спз.
Свойства пластовой нефти триасовых отложений восточного поднятия
изучены по трем глубинным пробам, отобранным из Т-I (скважина № 68), Т-
III (скважина №304), Т-IV (скважина 11а) горизонтов.
Для Ю-V горизонта (I объект разработки) наиболее близкой по физико-
химическим свойствам и глубине залегания оказалась проба нефти Т-1
горизонта из скважины №68 на восточном поднятии.
Вязкость нефти в пластовых условиях для первого объекта
принимается равной 1,19 спз., плотность 0,6452 гсм³.
Компонентный состав растворенного в нефти газа изучен по 13 пробам
из 4 скважин №№310,312,313,314.
По V среднеюрскому горизонту содержание метана в растворенном газе
77,0 -88,2%, этана 6,78-11,4%, пропана 1,35-4,99%. Азота в газе до 0,96%,
углекислого газа до 3,28%, сероводорода до 0,63%.
По Т-I горизонту содержание метана в растворенном газе 85,0%,
этана 7,5%, пропана 2,16%, азота 1,68%, углекислого газа 2,13%.Сероводород
отсутствует.
По Т-II горизонту содержание метана в растворенном газе 79,4%,
этана 9,94%, пропана 4,67%, азота 0,8%, углекислого газа 1,38%.

1 - тектонические нарушения; залежи: 2 - газа, 3 - нефти

Рисунок 3. Геологический разрез месторождения Прорва

По Т-III горизонту содержание метана в растворенном газе составляет от
79,03 до 88,92%, этана - от 6,65 до 98,94%, пропана - от 1,42 до 4,67%.
Величина содержания азота достигает 1,68%, углекислого газа 10,71%,
сероводорода 2,3%.
По Т-IV горизонту содержание метана в растворенном газе 85,5%, этана
до 7,2%, пропана до 3,03%, азота 1,84, углекислого газа 1,51%.
По результатам однократного разгазирования (проба нефти Т-I
горизонта в пластовых условиях из скважины №310) установлено, что
содержание метана в газе достигает 74,1%, этана 9,82% пропана 6,17%, азота
0,94%, углекислого газа 1,5%, сероводород отсутствует. Плотность газа
1,002 кгм³ .
По триасовому водонапорному комплексу имеется четыре
представительные пробы воды.
Воды триасовых горизонтов являются хлоркальциевыми рассолами,
минерализация которых варьирует от 239,6 до 263,0 гл, в среднем составляет
252,7 гл при средней плотности 1,1704 гсм³ (скважина №312).
Концентрация хлора колеблется в пределах 146,0-159,9 гл, при
верхней границе содержания щелочных металлов 92,6 гл. Содержания кальция
(3,6-4,6 гл) почти вдвое превышает содержание магния (2,1-2,6 гл ).
Концентрация сульфат- и гидрокарбонат - ионов в среднем составляют 1,7 и
0,24 гл. Воды сильнометаморфизованны. Величина метаморфизации равна 0,6
РН=5,25 -6,4. Вязкость воды в пластовых условиях изменяется от 0,547 до
0,617 мПас, в среднем составляет 0,588 мПа·с.
Из микрокомпонентного состава в водах присутствуют йод 3,33-6,51
мгл, бром 205,7-367,6 мгл, окись бора 7,7-25,3 мгл и амоний 120 мгл.
Для характеристики среднеюрского водонапорного комплекса взят
анализ пробы воды из скважины №65 (инт.2756-2765м), расположенной на южном
крыле восточного поля, за отсутствием таковых на западном поле.
По гидрохимическим параметрам пластовые воды среднекелловейских
горизонтов представляет собой хлоркальциевые рассолы, величина
минерализации которых равна 252,1 гл и плотностью 1,1655 гсм³. Тип вод -
хлоркальциевые. Коэффициент метаморфизации равен 0,6, что свидетельствует о
высокой степени метаморфизации вод.
Микрокомпонентный состав пластовых вод среднекелловейского
горизонта описываемого месторождения характеризуется содержанием окиси бора
до 23,2 мгл, йода до 8,99 мгл и брома до 212,39 мгл. Характерной
особенностью вод является повышенная концентрация сульфат-иона-17,98
мгэквРН среды - 5,65.
В 1987 году институтом "КазНИПИнефть" был представлен в ГКЗ СССР
пересчет запасов нефти и газа по месторождению Ц.В.Прорва, где была
проведена прогнозная оценка западного поля и его перспективность. Этот
участок был рекомендован для разведки. С этой целью с 1988 года началось
разведочное бурение на Западном поле. В Результате проведенных работ на
01.01.92 года на этом участке пробурены скважины
№310,311,312,313,314,315,316.
Была установлена промышленная продуктивность среднеюрских и
триасовых горизонтов. По состоянию на 01.01.1992г. ЦНИЛом ПОЭН были
оперативно подсчитаны запасы нефти и попутного газа и утверждены ЦК по
запасам 17 марта 1991 г. в городе Оренбурге.
Запасы нефти были представлены по V´,V среднеюрских и
I,II,III,IV,V триасовым горизонтам. Подсчитанные запасы составили по
категориям:
- С1: балансовые - 16301 тыс.т., извлекаемые - 7109 тыс.т.;
- С2: балансовые - 152 тыс.т., извлекаемые - 67 тыс.т.
За период 1992-1999 гг. в пределах западного поля месторождения
Ц.В.Прорва были дополнительно пробурены 9 скважин.
Вновь пробуренные скважины дали дополнительную информацию, которая
явилась основанием для постановки работ по пересчету запасов нефти и
растворенного газа триасовых и V среднеюрского горизонта Западного поля.
Вновь подсчитанные институтом КазНИГРИ по состоянию изученности на
01.01.2000 г. и утвержденные ГКЗ РК начальные запасы составили:
1. По нефти:
- категория С1 - 14304,2 тыс.т. балансовых и 6443,7 тыс.т извлекаемых;
- категория С2 - 4462,9 тыс.т. балансовых и 1969,7 тыс.т. извлекаемых.
2. По растворенному в нефти газу:
- категории С1 - 3274,8млн.м³ балансовых и 1475,8млн.м³ извлекаемых;

- категории С2 - 1093,4 млн.м³ балансовых и 451,1 млн.м³ извлекаемых.
Изменение запасов в основном связано с выделением категорий запасов в
связи с дополнительной изученностью и изменением площади нефтеносности. С
учетом накопленной добычи по V-Ю горизонту в количестве 453,5 тыс.т, нефти
и 96 млн.м³ газа остаточные запасы на 01.01.2000 г. в целом по Западному
полю составляют:
1. По нефти:
- категории С1 -13850,7 тыс.т. балансовых и 5990,2 тыс.т. извлекаемых;
- категории С2 - 4462,9 тыс.т. балансовых и 1969,7 тыс.т. извлекаемых.
2. По растворенному в нефти газу:
- категории С1 -3178,8 млн.м³ балансовых и 1379,8млн.м³ извлекаемых;
- категории С2 -1093,4 млн.м³ балансовых и 451,1 млн.м³ извлекаемых.

2 Технологическая часть

2.1 Система разработки месторождения

Система разработки комплекс инженерных мероприятий направленных на
выбор наиболее оптимального режима разработки для максимального извлечения
нефти или газа из недр в кратчайший срок при минимальных затратах.
В 1966 году составлена и утверждена Технологическая схема разработки
юрских горизонтов месторождения Ц.В. Провра, где предусмотрено бурение 75
скважин в чисто нефтяной части залежи и применение законтурного заводнения.
Последний проектный документ на разработку был составлен КазНИПИнефть
в 1988г. . В 1972 году ЦНИЛ ПО ЭН составлен Проект разработки
месторождении, где предусмотрены два варианта разработки II келловейского
горизонта.
I вариант – при сохранении существующей сетки скважин,
II вариант – с бурением 27 скважин; из них 22 скважины на II
келловейский горизонт и 5 скважин на III, IV горизонты.
К реализации принят II вариант разработки, предусматривающий бурение
27 добывающих скважин и перевод законсервированных скважин на механическую
добычу способом ШГН. Выявленные в отложениях верхней юры и триаса,
продуктивные горизонты объединены в 8 объектов.
В 1993 году ЦНИЛ ПО Тенгизмунайгаз составлен анализ разработки V-го
среднеюрского горизонта месторождения Ц.В. Прорва.
В 1993 году институтом КазНИПИнефть была составлена Технологическая
схема разработки Западного поля месторождении.
Западное поле разрабатывается согласно Технологической схеме
разработки, составленной ЦНИЛ ОАО Казахойл-Эмба в 2000 году.
V-среднеюрский горизонт начал разрабатываться с 1992 года. Горизонт
разрабатывается с 2001года. По проекту объект планируется разрабатывать 22
скважинами. Начальное пластовое давление 28,8 Мпа, текущее пластовое
давление 28,8Мпа.
На балансе ПФ Жылыоймунайгаз имеется 4 месторождения: месторождение
С.Нуржанова введено в эксплуатацию в 1963 году, фонд эксплуатационных
скважин 142, накопленная добыча 20905,22тыс.т. Месторождение Западная
Прорва было введено в эксплуатацию в 1977 году, фонд эксплуатационных
скважин 45, накопленная добыча 6612,23тыс.т. Месторождение Актобе введено
в эксплуатацию 1970 году, фонд эксплуатационных скважин 16, накопленная
добыча 2804,25тыс.т. Месторождение Досмухамедово было введено в
эксплуатацию в 1980году, фонд эксплуатационных скважин 26, накопленная
добыча 1948,21 тыс.т.
Общий фонд по месторождению Ц.В. Прорва на 01.01.08 г. составляет 264
скважины, в том числе:
- эксплуатационный фонд добывающих скважин - 142;
- действующий фонд скважин – 135;
- фонтанный фонд скважин – 44.
По состоянию 01.01.08г. в эксплуатационном фонде скважин доля
действующих скважин – 0,7, бездействующих – 0,3. Основной способ
эксплуатации действующих скважин ШГН 47%.

2.1.1 Анализ текущего состояния разработки

Эксплуатация месторождения осуществляется уже 48 лет. По состоянию на
1.01.09 г. эксплуатационный фонд составляет 409 скважин, в том числе в
действующем фонде – 211 скважин. Ресурсы газа составляет 112,618 млн. м3.
Из которых 56,282 млн.м3 используется на производственно бытовые нужды,
56,336 млн.м3 сжигается на факелах на которую имеется разрешение. Объем
эксплуатационного бурения составляет 32 700 м. Запланировано бурение 12
нефтяных скважин. Добыча от этих скважин составит 12 120тн. Скважины
эксплуатируются ШГНУ И УЭЦН. В связи с бурением новых 7 скважин
(мр.С.Нуржанова - 3 скв.,мр. Досмухамбетовское - 2 скв., мр.Зап.Прорва - 2
скв.) предусматривается обустройство скважин с инженерными коммуникациями.
В 1987 году институтом КазНИПИнефть был представлен в ГКЗ СССР
Пересчет запасов нефти и газа по месторождению, где была проведена
прогнозная оценка запасов Западного поля и его перспективность. Этот
участок был рекомендован для поисково-разведочных работ. С этой целью с
1988 года началось разведочное бурение на Западном поле.
В 2003 году подрядчиком ТОО Каспиан Энерджи Ресерч составлен Проект
доразведки триасовых горизонтов на месторождении С. Нуржанова по состоянию
на 01.10.04 год. Проанализированы результаты сейсмических исследований 3Д,
данные глубоких поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин. На
основе проведенных исследований определены местоположения проектных
разведочных скважин с целью доразведки триасового продуктивного комплекса и
уточнения геологического строения
За 2008 год 84 % нефти отобрано фонтанным способом, 16 % нефти
отобрано механизированным способом. Текущий среднесуточный дебит по
фонтанным скважинам составил 21,9 тнсут по нефти, по жидкости 32,7 м3сут.
Среднесуточный дебит глубинно-насосных скважин составил по нефти 2,0
тнсут, по жидкости 12,6 тнсут. Среднесуточный дебит электроцентробежных
скважин составил по нефти 2,9 тн, по жидкости 18,4 м3сут.
Среднесуточный дебит одной добывающей скважины на месторождении С.
Нуржаново на 01.01.09 составила 4,9тсут. Коэффициент эксплуатации
действующего фонда - 0,956. Коэффициент использования
эксплуатационного фонда - 0,931

Рисунок 4. График разработки по месторождению Ц.В. Прорва

Таблица 1
Сопоставление проектных и фактических показателей разработки
месторождении Прорва

№пп Показатели Ед. изм. годы
2003 2004 2005 2006 2007 2008
1 Добыча нефти проект тыс.т. 135,6 113,9 95,1 79,9 67,6 55,5
факт тыс.т. 91,6 87,14 87 84,35 80,04 76,31
2 Суммарная добыча проект тыс.т. 7770,2 7884,1 7979,2 8059,1 8126,7 8182,2
нефти
факт 6197,903 6285,04 6372,04 6456,39 6536,433 6612,743
3 Добыча жидкости проект тыс.т. 367,5 333,3 298,3 268,2 242,2 209,1
факт 195,009 178,71 206,559 199,799 187,89 172,845
4 Суммарная добыча проект тыс.т. 11100,5 11433,8 11732,1 12000,3 12242,5 12451,6
жидкости
факт 7473,731 7652,44 7859 8058,799 8246,69 8419,535
5 Среднегодовая проект % 63,1 65,8 68,1 70,2 72 73,4
обводненность
факт 53 51,2 57,9 51 50 55,8
6 Добыча газа проект млн.м3 43 39 33 27 21 20
факт 29,23379 29,3672 24,7068 25,039932 23,31921 20,618
7 Суммарная добыча проект млн.м3 2750 2760 2810 2840 2870 2890
газа
факт 2017,784 2047,15 2071,86 2096,8982 2120,217 2140,835
8 Газовый фактор проект м3т
факт 319,1 337 283,9 269,3 290 270,2
9 Закачк воды проект тыс.м3
факт
10 Суммарная закачкапроект тыс.м3
воды
факт

Продолжение таблицы 1

№п Показатели Ед. изм. Годы
п

Ц.В. Прорва
Эксплуатационный фонд 142
Действующий фонд 135
В т.ч. фонтанных 44
ШГН 71
ЭЦН 20
В бездействий 6
В освоении 1
В консервации 11
Нагнетательный фонд 2
Водозаборный фонд 1
Поглощающий фонд 12
В ожидании ликвидации 6
Ликвидированный фонд 76
Весь пробуренный фонд 264

За 2008 год по НГДУ Прорвамунайгаз добыто 103,178 млн. м3 попутного
газа. Добыча газа по месторождениям распределяется следующим образом: С.
Нуржанова – 77,080 млн.м3 при среднегодовом газовом факторе 204 м3тн,
Актюбе – 3,260млн м3 при среднегодовом газовом факторе 136 м3тн, Западная
Прорва 20,618 млн м3 при среднегодовом газовом факторе 270 м3тн,
Досмухамбетовское – 2,220 млн м3 при среднегодовом газовом факторе 37
м3тн.

Таблица 3
Добыча попутного газа на месторождении Ц.В. Прорва

Место Объект Горизонт Добыто за Утилизацгаз. Добыто с начала
рождениеразработк 2006г. ия Факторразработки
и
Ц.В. Объект V Пермотриас 11264899 497040 228 856191202
Прорва

Объект IIVII2 5509299 246200 335 1027983466
горизонт
Объект VII2 3844072 168760 372 256660712
III горизонт
Итого 206180000 312000 270 2140835380

Достаточно низкие средние значения коэффициентов использования и
эксплуатации действующего фонда скважин во многом обусловлены
целенаправленным отключением действующих скважин, что связано с
технологическим режимом работы нефтеперерабатывающего завода и его
возможностями по переработке нефти.

2.1.3 Анализ выработки запасов нефти и газа

Подсчет запасов нефти, растворенного газа и попутных компонентов
месторождения Ц.В. Прорва выполнен специалистами, ОАО НИПИ
"Каспиймунайгаз", ТОО "КазНИГРИ" в 2002г.
Подсчет запасов производился по трем объектам. По мере извлечения
углеводородов из залежи естественная энергия, под действием которой флюид
течет в добывающие скважины, уменьшается. При этом уменьшаются и дебиты
добывающих скважин. Темп снижения энергии в залежи зависит не только от
режима дренирования, но и от извлекаемых запасов нефти и темпов их отбора.
В свою очередь, количество добываемой нефти зависит от физических свойств
пород и флюидов, от энергетического состояния залежи, от количества скважин
и их расположения и т.д.
Если использовать только естественные энергетические источники, то
возможно, во-первых, получить невысокие коэффициенты нефтеотдачи, во-
вторых, в значительной степени растянуть сроки разработки месторождения.
Именно поэтому в настоящее время широко применяются методы
искусственного воздействия на залежи углеводородов (методы управления
процессом выработки запасов). Принципиально эти методы делятся на методы,
реализация которых приводит к искусственному воздействию на залежь в целом
(интегральное воздействие), и на методы, реализация которых приводит к
воздействию только на призабойную зону каждой конкретной скважины
(локальное воздействие).

Таблица 4
Запасы нефти на месторождении Ц.В. Прорва

№№НаименованГлуб.заНач.запасы нефти Ост.запасы нефти по Тек.коэф.нефте-
пие объекталеганияпо гориз.тыс.тн гориз. . тыс.тн. извл.от
п горизон остаточ.
та (м) запасов
(дол.ед.)

балансоизвлекае-балансо-выизвле кае-
вые мые е мые

баланс.звл.
1 II-объект 2233-226591 2936 3913,5754 258,5754 0,684 00,4
95
2 III-объект2256-234186 982 3850,5836 646,5836 0,087 0,5
14
3 V 3127-3213462 5265 9862,098 1665,098 0,365 2,2
48
Итого: 24239 9186 17626,257 2573,257 0,375 2,6

По состоянию на 01.01.08г прогнозные запасы нефти категории А+В+С1
балансовых 104355,894тыс тн, извлекаемых 46175,463тыс.тн.
Накопленная добыча на 1.04.07г 32404,01тыс тн.
Выработано 70% извлекаемых запасов, средняя обводненность 54%,
коэффициент нефтеизвлечения 0,309,темп отбора от НИЗ 1,2%.
Объем ожидаемой дополнительной добычи нефти в 2008 году 5,380 тыс.тн,
за счет ввода новых 10 эксплуатационных скважин. На 2009г согласно
расчета запланировано добыть 5,400 тыс. тн. нефти, в том числе добыча из
перешедших скважин 5,304тыс. тн и добыча от ввода 10 новых эксплуатационных
скважин 7,6тыс. тн., падения составляет 3,1%.
По месторождению Ц.В. Прорва накопленная добыча на 1.04.08г. 6,69
тыс. тн., выработано от извлекаемых запасов 72%, средняя обводненность
45%, темп отбора от НИЗ 0,8%. Объем ожидаемой добычи нефти в 2008году
7,80 тыс.тн., из них добыча из перешедших скважин 7,44 тыс. тн. и 3,6 тыс.
тн. за счет ввода новых 3 - х эксплуатационных скважин.

Рисунок 6. Фактические показатели добычи нефти по горизонтам
На 2009г. согласно расчета запланировано добыть 7,75 тыс. тн. нефти,
из них добыча из перешедших скважин 7,39 тыс. тн. и добыча от ввода 3
новых эксплуатационных скважин 3,6 тыс. тн. падения составляет 6,4%.
Предлагаемые скважины к бурению на 2009г предусмотрены по последнему
пересчету запасов нефти и газа на 01.01.06 года. Ожидаемый среднесуточный
дебит новых скважин по РТ – 10тн.

2.1.4 Характеристика энергетического состояния месторождения

Для изучения и оценки текущего энергетического состояния
эксплуатационных объектов использовались прямые замеры пластовых и забойных
давлений в механизированных, фонтанных скважинах глубинным манометром
Микон-107, а также результаты КВУ выполненных с июля по сентябрь 2005г.
I объект.
Начальное пластовое давление по объекту составляло 6.46 МПа.
Все добывающие скважины расположены на II блоке объекта и
эксплуатируются механизированным способом с применением ЭЦН и ШГНУ. Новые
скважины введены в конце 2004г. (скв. 211) и в середине 2005 г. (скв. 210)
механизированным способом эксплуатации с обводненностью 32-44%.
Средневзвешенное текущее пластовое давление на дату анализа составляет
5.99 МПа, что ниже первоначального на 0.47 МПа.
С целью компенсирования отборов жидкости закачкой рекомендуется
перевести добывающую скважину 150 под нагнетание.
II объект.
Начальное пластовое давление на II объекте составляло 7.09 МПа.
На дату анализа объект разрабатывается двумя механизированными
скважинами на естественном режиме эксплуатации. Согласно ... продолжение

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