Месторождение Узень

Дисциплина: Нефть, Газ
Тип работы: Дипломная работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 78 страниц
В избранное:

ВВЕДЕНИЕ

На долю нефти приходится более 30% современного мирового потребления топливно-энергетических ресурсов. Эффективная разработка - это важнейшее условие для достижения стабилизации в экономике. Для дальнейшего совершенствования системы разработки продуктивных горизонтов с применением новых эффективных технологических процессов, направленных на повышение нефтеотдачи пластов и максимальное использование возможностей каждой добывающей и нагнетательной скважины в соответствии с потенциалом эксплуатационного объекта с соблюдением темпов выработки запасов, текущих уровней добычи вызывают необходимость составления нового проекта разработки месторождения Узень.

Учитывая уникальность месторождения Узень и его сегодняшнее состояние, потребуются очень большие капитальные вложения и длительное время на составление, а также на реализацию Проекта разработки и обустройства всего месторождения. Исходя из этих обстоятельств, в производственном филиале «Узеньмунайгаз» АО «РД «КазМунайГаз» было принято решение - поэтапного проектирования и восстановления месторождения, что позволяет существенно сократить сроки реабилитации, а также учитывать результаты работ на первых блоках при проектировании и реабилитации последующих блоков месторождения.

1 Геологическая часть

Общие сведения о месторождении

Месторождение Узень расположено в южной степной части полуострова Мангышлак, известно в геологической литературе как Южно - Мангышлакский прогиб.

В административном отношении территория месторождения входит в состав Мангистауской области Республики Казахстан. Орографически Южно-Мангышлакский район представляет собой обширное слабо-всхолмленное плато, слегка наклонённое к югу, юго-западу, в сторону моря, с абсолютными отметками от +260 м. на севере до +24 м. на юге. В центральных и южных частях района располагаются обширные бессточные впадины, из которых наиболее крупной является впадина Карагие, имеющая максимальную отметку - 132 м.

Центральная часть района занимает плато, расположенное между двумя бессточными впадинами Узень и Тунгракши. Обширное плато слабо наклонено к югу и местами осложнено пологими увалами. На западе и северо-западе, в пределах площади месторождения, плато круто обрывается в виде уступов в сторону впадины Узень.

Сарматские известняки и глины, которыми сложено плато, на западе в виде выступа вдаются во впадины Узень, образуя, так называемый, мыс Хумурун.

Впадина Узень занимает площадь около 500 м ² . Северный, юго-восточный и восточный склоны её крутые, почти отвесные. Дно впадины изрезано глубокими оврагами. Минимальная абсолютная отметка впадины + 31 м.

По характеру почвенного и растительного покрова, рассматриваемый район относится к пустынной зоне.

Климат района континентальный. Лето жаркое и сухое. В отдельные годы температура воздуха повышается до + 45° С. Зима малоснежная с сильными ветрами, нередко с буранами. В наиболее холодные зимы морозы достигают -30° С., среднегодовая скорость ветров достигает 6 - 8 м / сек. Осадков мало. Дождевые осадки преобладают над снежными. Атмосферные осадки неустойчивы во времени. Количество осадков изменяется от 63 см. до 85 см. в год. Растительный и животный мир характерный для пустынь и полупустынь.

В экономическом отношении район является слабообжитым. Вследствие отдалённости района от промышленных центров, слабой заселённости, тяжёлых климатических условий, отсутствия дорог и питьевой воды освоение Мангыстау осложнено. Пустынно - степные пространства используются под пастбища. Открытие на южном Мангышлаке крупных многопластовых нефтегазовых месторождений Узень, Жетыбай способствовало интенсивному промышленному развитию этого района.

Ближайшими населёнными пунктами являются: посёлок Жетыбай, посёлок Курык, город Актау, город Жанаозен, которые связанны между собой воздушными линиями, железными и шоссейными дорогами. Источниками питьевой воды район чрезвычайно беден. Имеющиеся колодцы малодебитные и их вода часто непригодна для питья. Основными источниками водоснабжения служат подземные воды альбсеноманского возраста, которые добываются из неглубоких скважин (600 - 700 м. ) и опреснённая морская вода. Южный Мангышлак богат местными строительными материалами и, в первую очередь, известняком-ракушечником, являющимся стеновым материалом.

Геологическая изученность месторождения

Изучение геологического строения Мангышлака начато в конце прошлого столетия. К наиболее важным этапам геологического исследования в дореволюционный период относится отрезок времени с 1887 года по 1916 год, когда здесь работал Андрусов К. И. и его ученики. В результате этих работ была создана многографическая сводка о геологическом строении горного Мангышлака и опубликована первая схема стратиграфического расчленения юрских отложений в этом районе.

Первые признаки нефти на Мангышлаке обнаружены в 1899 - 1901 годах в районе оврагов и колодцев Таспас, при проведении военно-топографической съёмки.

Из наиболее значительных исследований по стратиграфии, тектонике и нефтеносности Мангышлака в более поздний период (1926-1942 годы) следует отметить работы Боярупаса М. В. , Алексейчика С. М. и Мокринского В. В.

Во многих отношениях заслуживает внимания работы Алексейчика С. Н.

(1936, 1941 годах), изучавшего геологическое строение Мангышлака в связи с его нефтегазоностностью. Им было выявлено Узенское поднятие. Это был первый исследователь, с убеждённостью высказавшийся о том, что нефть на Мангышлаке генетически может быть связана только с юрскими отложениями.

В 1951 году составлена сводка по геологии и нефтеносности Западного Казахстана, проведён анализ всего геологического материала и дана высокая оценка перспектив нефтегазоностности полуострова Мангышлак.

В 1957-1961 годы ВНИГРИ (Даянов В. Ф., Трифонов, и др. ) был рекомендован на Мангышлаке ряд районов для проведения поисков и разведки нефти и газа. В пределах Жетыбайской и Узенской структур в 1959-1966 годах проводилась геологическая съёмка в масштабе 1: 5.

Одновременно с геологической съёмкой и структурно-поисковым бурением проводились сейсморазведочные работы. На площадке Узень 5. 01. 1961 года при бурении структурно-поисковой скважины N 18 впервые получен фонтан газа. Забой скважины при глубине 365, 7 м. находился в отложениях Альба. Завершающим этапом поисковых работ на Узенской площади явилось глубокое структурно-поисковое бурение, в задачу которого входило выявление промышленной нефтегазоносности разреза, юрских и нижнемеловых отложений.

В соответствии с Постановлением Совета министров СССР от 15. 09. 1961 года производственным организациям совместно с научно исследовательскими организациями ВНИГРИ, ВНИИ, ВНИИ газ в 1962 года был составлен проект промышленной разведки месторождения Узень. Запасы нефти были утверждены ГКЗ СССР в мае 1966 года.

Проект опытной эксплуатации и генеральная схема разработки месторождения Узень составлена ВНИИ нефть в 1965 году, утверждена центральной комиссией по разработке МНП в декабре 1965 года.

Генеральной схемой в утверждённом варианте предусматривалось разрабатывать I и II объекты ( XIII+XIVи XV+XVI горизонты ) при поперечном разрезании восемью рядами нагнетательных скважин, III объект

( XVII горизонт) при законтурном заводнении, а IV объект ( XVIII горизонт ) без поддержания пластового давления, при режиме вытеснения газированной нефти водой за счёт упругости законтурной области.

Анализ основных технологических показателей и особенностей процесса извлечения нефти из столь мощных многопластовых объектов выявил целый ряд недостатков в их разработке. В результате в начале 1973 года было принято решение о разукрупнении I и II объектов, и выделение каждого в самостоятельный объект эксплуатации.

Промышленная закачка воды началась осуществляться с 1967 года, т. е. спустя два года после начала разработки месторождения Узень. Учитывая специфические особенности узенской нефти, в соответствии с рекомендациями генеральной схемы разработки месторождения с 1970 года ведутся работы по внедрению объектов для закачки горячей воды в продуктивные горизонты.

В настоящее время горячая вода подготавливается на различных установках. Так как приготовление горячей воды связано с большими затратами на её нагрев, разработан циклический метод закачки горячей воды. Сущность его заключается в том, что в продуктивный пласт закачивают поочерёдно заданные объёмы, то горячей, то холодной водой. В процессе закачки горячей воды нагревается кровля и подошва пласта. В этом случае холодная вода нагревается за счёт поступающего тепла из нагретой кровли и подошвы пласта, а при закачке холодной воды горячая вода вытесняется в глубь пласта. Снижение отборов было остановлено за счёт организации внедрения новых технологических решений с привлечением дополнительных объёмов финансирования и материально-технических средств. В результате, начиная с 1981 года, годовые темпы падения добычи нефти стабилизировались на уровне 2 - 3 %. Переход на новые формы хозяйствования, сочетавшийся с обострением разбалансированной стоимости оборудования и услуг с одной стороны и отпускных цен на добываемую нефть с другой, привёл к повторению ситуации, имевшей место на месторождении в 1976 году.

С 1993 года темпы падения добычи возросли в 6 - 8 раз.

Сложившаяся на месторождении критическая ситуация уже в ближайшие годы может привести к полной его остановке.

Принятый Правительством Республики Казахстан план по реабилитации месторождения Узень предусматривает ряд мер по привлечению иностранных инвестиций для стабилизации и восстановления уровней добычи на этом месторождении.

Стратиграфия

Глубоким разведочным бурением на месторождении Узень вскрыта осадочная толща мезозойских пород, мощностью около 3600 м., в строении которой принимают участия осадки триасового, юрского, мелового, палеогенового, неогенового, и четвертичного возрастов. Выделения их основано на палеонтологических данных, полученных при изучении керна из скважин и на сопоставлении с аналогичными отложениями других районов Мангышлака. Границы между отделами, ярусами и подъярусами в большинстве случаев проводятся условно, главным образом по электрокоротажу. За последнее время в результате обработки микрофауны и спорово-пыльцевых исследований стало возможным несколько изменить и уточнить имеющиеся стратиграфические схемы.

Нефтегазоносность месторождения Узень связано с юрскими и отчасти с меловыми отложениями. В геологическом разрезе месторождения установлено 26 песчаных горизонтов приуроченных к меловым и юрским отложениям. Горизонты I - XII (сверху вниз) мелового возраста - газоносны, XIII - XVIII горизонты - верхние и среднеюрского возраста представляют собой основной этаж нефтегазоносности месторождения, на отдельных куполах нефтегазоносны XIX - XXIV горизонты нижнеюрского возраста.

Пермо-триасовые отложения (РТ), являются самыми древними породами на месторождении Узень.

Пермская система - верхний отдел (Р ₂ ), представлен толщей тёмных полимиктовых песчаников и чёрных сланцев со следами глубокого метаморфизма. Отложение нижнего яруса триаса (Т) представлены бурыми аргиллитами и среднезернистыми песчаниками. Толщина этих отложений на южном Мангышлаке достигают 440 метров, кровля их имеет следы размыва.

Триасовая система (T) - нижне-среднетриасовые породы образуют единую, достаточно однородную серию чёрных и тёмно-серых аргиллитов, известняков, алевролитов с прослоями песчаников и кислых туфов. Эти отложения отделены в единую южно-мангышлакскую серию, общая толщина которой 1500 - 1600 метров.

Юрская система (J) - в отложениях юрской системы выделяются все три отдела: нижний, средний, верхний общей толщины 1300 м.

Нижний отдел (J 1) - нижегородская часть разреза представлена чередованием песчаников алевролитов и глин. Песчаники серые и светло-серые преимущественно мелко и среднезернистые. Реже встречаются крупнозернистые разности со значительной примесью гравийных зёрен. Иногда песчаники переходят в светло-серые алевролиты или глинистые песчаники.

Цемент песчаников и алевролитов глинистый или глинисто-кремнистый. Глины имеют серую и тёмную, реже буроватую окраску. Они обычно аргиллитоподобные и обогащены углистым веществом. Чередование песчаников, алевролитов и глин в основном с косой слоистостью.

Среднеюрские отложения Южного Мангышлака являются наиболее нефтегазоносными. Поэтому дробные стратиграфические расчленения средней юры находятся в наиболее тесной взаимосвязи с выделением корреляций в них продуктивных горизонтах. В среднеюрских отложениях выделяются ааленский, байосский и батский ярусы, общей толщиной 700 м.

Ааленский ярус (J2 а) - сложен в основном грубообломочными, песчано-галечниковыми породами и может рассматриваться в качестве базальной толщи среднеюрского разреза. В разрезе яруса преобладают серые и буроватые разнозернистые песчаники среди которых наиболее широко развиты средние и крупнозернистые разности. Последние нередко переходят в гравелиты. Состав цемента у ааленских песчаников и гравилитов преимущественно глинистый, реже карбонатный и контактного типов. В виде маломощных довольно многочисленных прослоев среди песчаников и гравилитов присутствуют мелкогаличные конгломераты. Глины обычно серые, тёмно-серые, иногда с буроватым оттенком, плотные, аргеллитоподобные.

Граница между ааленским и байосским ярусами проводится по подошве XXII горизонта. Общая толщина яруса достигает 330 м.

Байосский ярус (J2 b) - байосские отложения распространены наиболее широко и выделяются повсеместно. Отложения байосского яруса представлены в основном континентальными и лагунно-континентальными фациями, сложенными алевролитами и глинами с включениями обугленной растительной органикой, прослоями и линзами углей. В отложениях байосского яруса наблюдаются преобладания глинистых и алевролитистых пород нижней части разреза и песчаных в верхней части. По методологии и споровопыльцовому комплексу отложения байосского яруса подразделяются на два подяруса. Толщина их изменяется от 500 до 520 и более метров.

Нижний байос (J2 b1) - отложение этого подяруса имеют общую толщину 470 м., и представлены чередованием глин, песчаников и алевролитов с многочисленными прослоями и включениями углистого вещества. Переслаивание пород главным образом тонкослоистые. Песчаники и алевролиты имеют в основном серую и светло-серую окраску, иногда с бурым и желтоватым оттенками.

Реже встречаются песчано-алевролитовые породы тёмно-серого цвета. Песчаники главным образом мелкозернистые. Глины преобладают тёмно-серого, почти чёрного цвета, иногда с буроватым оттенком. В нижнебайосских отложениях Узеня выделены XXII, XXI, XX, XIX, XVIII и XXVII продуктивные горизонты.

Верхний байос-батский ярусы (J2 b2+bt) - отложения их сложены сравнительно мощными пластами песчаников и алевролитов с прослоями глин. Песчаники серые, буровато-серые, слабо и . Алевролиты глинистые, песчанистые, крупнозернистые с неясно слоистой текстурой. Глины тёмно и буровато-серые.

Граница между байосскими и батскими отложениями проводятся с большой долей условности по подошве XV продуктивного горизонта. В верхне байос-батском комплексе выделены продуктивные горизонты XVI, XV и большая нижняя часть XIV продуктивного горизонт. Толщина верхнего байос-батского отложения составляет 100 - 150 м.

Верхний отдел (J3) - в верхнеюрском отделе выделяются келловейский, оксфордский и кимериджский ярусы представленные в основном с морскими осадками с фауной. Толщины рассматриваемых отложений составляет 280 м.

Келловейский ярус (J3 к. ) - представляет собой преимущественно глинистой толщей с подчинёнными прослоями песчаников и алевролитов, реже известняков. Глины келловейского яруса имеют серую, тёмно-серую, пепельно-серую окраску, иногда с зеленоватыми и буроватыми оттенками. Песчаники и алевролиты окрашены в серые, зеленовато-серые, реже тёмно-серые и буроватые тона. Среди песчаников преобладают мелкозернистые разности. В келловейском ярусе выделены : верхняя часть XIV и XIII продуктивного горизонта. Толщины его изменяются от 50 до 135 м.

Оксфорд-кимериджские отложения (J3 о + кm) - оксфорд-кимериджские отложения при оценке нефтегазоносности юрских отложений выделяются в качестве глинисто-карбонатной покрышки над нефтеносной толщей ааленкелловейского комплекса. Он сложен довольно мощной толщей глинисто-мергелистых пород, среди которых в виде редких тонких прослоев встречаются песчаники, алевролиты, известняки. Толщина оксфорд-кимериджских отложений колеблется от 50 до 55 метров для нижней пачки, и от 30 до 97 метров для верхней.

Меловая система (K) - отложение меловой системы залегают на размытой поверхности верхнеюрских отложений, и представлены нижними и верхними отделами и всеми ярусами. По методологическим и генетическим признакам меловые отложения подразделяются на три части: нижнюю-терригенно-карбонатную, среднюю терригенную (альб, сеноман) и верхнюю карбонатную (туран-датский) ярусы. К нижней части приурочен XII горизонт, а к средней и верхней приурочены I, II, III, IV, V, VI, VII, VIII, IX, X и XI газоносные горизонты. Продуктивная толща меловых отложений представлена монотонным переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пластов и пачек. Толщина меловых отложений составляют около 1100 метров.

Палеогеновая система (F) - к палеогеновым отложениям относятся эоценовый и олигоценовый отделы. Эоценовый отдел (F ₂ ) представлен мергелями и известняками с прослоями глин. Олигоценовый отдел (F ₃ ) представлен однообразной толщей глин серого и светло-серого цвета. Толщина палеогена 150-170 метров.

Неогеновая система (N) - неогеновые отложения представлены отложениями тортонского и сарматского ярусов. Тортонский ярус представлен толщей глин, мергелей, песчаников и известняков. Отложение сарматского яруса представлено переслаиванием известняков, мергелей и глин. Общей толщиной неогеновой системы достигает 115 метров.

Четвертичная система (Q) - четвертичные отложения представлены суглинками, песками, глинами эмовиально-демовиального происхождения. Толщины отложений до 5-7 метров.

1. 4 Тектоника

В тектоническом отношении месторождение Узень связано с Туранской плитой, являющейся частью единой молодой эпипалиазойской платформы Предкавказья, Средней Азии и Западной Сибири. В строении большей части территории Туранской плиты выделяются два структурных этажа: палеозойский складчатый фундамент и мезозойско-кайнозойский осадочный чехол. В некоторых районах провинции между породами палеозойского фундамента и осадочными отложениями чехла выделяются пермо-триасовые терригенные образования структурного промежуточного этажа. В пределах Южного Мангышлака эти породы промышленно нефтегазонсны. В переделах Жетыбай-Узенской тектонической ступени, приуроченной к северному борту Южно-Мангышлакской системы прогибов, в настоящее время выявлено значительное количество локальных структур, с которыми связаны месторождения нефти и газа. К их числу относятся Узень, Жетыбай, Карамандыбас, Тенге, Тасбулат, Асар, Южный-Жетыбай, Туркмунай, Актас, Восточный Жетыбай.

Узенская структура на севере граничит с юго-восточной антиклинальной зоной, от которой отделяется узким Кызылсайским прогибом, углы падения пород на северном крыле составляют 3°. Таким же узким прогибом складка южной части, где углы падения пород составляет 5°- 6°, отделяются от среднего тенгинского поднятия. В западной части площади северо-западная периклиналь Узенской складки. Через небольшую седловину соединяется с Карамандыбасской структурой. В восточной части площади, в районе восточного окончания впадины Тунгракши, Узенское поднятие круто погружается.

Месторождение Узень приурочено к крупной брахиантиклинальной складке, размеры её составляет 39∗9 км. Складка значительна асимметрична. Свод её смещён к востоку, в результате чего восточная периклиналь короче, чем сильно вытянутая северо-западная. Южное крыло относительно круче. Углы падения здесь по кровле XIV горизонта 6°- 8°. Северное крыло складки значительно пологое. Углы падения в западной половине северного крыла изменяются по кровле XII горизонта от 1° до 3°. В западной части структуры выделяются имеющие нефтяные залежи купола: Северо-западный и Парсумурунский.

Небольшой по размерам Парсумурунский купол осложняет южнее крыло Узенской структуры. По кровле XVIII горизонта амплитуда поднятия достигает 30 метров, и размеры структуры по последней замкнутой изогипсе 1300 метров. Составляет 2, 9∗0, 9 км. Северо-западный купол осложняет северное крыло Узенской структуры. Размеры поднятия по изогипсе 1300 метров, составляет 3, 5∗2 км., амплитуда 32 км.

... продолжение

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