Месторождение Узень
Введение
1 Геологическая часть
1.1 Общие сведения о месторождении
1.2 Геологическая изученность месторождения
1.3 Стратиграфия
1.4 Тектоника
1.5 Нефтегазоносность
1.6 Водоносность
1.7 Физико.химические свойства пластовых вод
2 Технико.технологическая часть
2.1 История разработки и проектирования месторождения
2.2 Состояние разработки
2.2.1 Характеристика фонда скважин
2.2.2 Характеристика отборов нефти, жидкости и газа
2.2.3 Динамика обводненности продукции
2.2.4 Характеристика закачки рабочего агента
2.3 Повышение производительности скважин
2.3.1 Гидроразрыв пласта (ГРП)
2.3.2 Расчет ГРП
2.3.3 Расчет РНМ
3 Спецчасть
3.1 Техника и технология добычи нефти и газа 3.1.1 Выбор способа эксплуатации скважин
3.1.2 Оборудование при фонтанной эксплуатации. Устьевое оборудование
3.1.3 Исследование фонтанных скважин
3.1.4 Установление технологического режима работы фонтанной скважины
3.2 Расчетная часть
3.2.1 Расчет минимального забойного давления фонтанирования
3.2.3 Расчет диаметра фонтанного подъемника
4 Охрана труда и техники безопасности
4.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов
4.2 Защитные меры
4.2.1 Общие меры безопасности
4.2.2 Техника безопасности
4.2.3 Пожаробезопасность
5 Охрана окружающей среды
5.1 Основные нормативные и правовые документы, определяющие защиту окру¬ жающей среды
5.2 Краткие сведения о предприятии с точки зрения окружающей среды (район рас.положения, максимальная и минимальная температура воздуха, наличие насе.ленных пунктов и т.д.)
5.3 Охрана атмосферного воздуха
5.3.1 Общая характеристика загрязнителей
5.3.2 Источники выбросов и загрязняющие вещества
5.3.3 Категория опасности предприятия
5.3.4 Комплекс мероприятий по уменьшению выбросов в атмосферу
5.4 Охрана поверхностных и подземных вод
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1 Геологическая часть
1.1 Общие сведения о месторождении
1.2 Геологическая изученность месторождения
1.3 Стратиграфия
1.4 Тектоника
1.5 Нефтегазоносность
1.6 Водоносность
1.7 Физико.химические свойства пластовых вод
2 Технико.технологическая часть
2.1 История разработки и проектирования месторождения
2.2 Состояние разработки
2.2.1 Характеристика фонда скважин
2.2.2 Характеристика отборов нефти, жидкости и газа
2.2.3 Динамика обводненности продукции
2.2.4 Характеристика закачки рабочего агента
2.3 Повышение производительности скважин
2.3.1 Гидроразрыв пласта (ГРП)
2.3.2 Расчет ГРП
2.3.3 Расчет РНМ
3 Спецчасть
3.1 Техника и технология добычи нефти и газа 3.1.1 Выбор способа эксплуатации скважин
3.1.2 Оборудование при фонтанной эксплуатации. Устьевое оборудование
3.1.3 Исследование фонтанных скважин
3.1.4 Установление технологического режима работы фонтанной скважины
3.2 Расчетная часть
3.2.1 Расчет минимального забойного давления фонтанирования
3.2.3 Расчет диаметра фонтанного подъемника
4 Охрана труда и техники безопасности
4.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов
4.2 Защитные меры
4.2.1 Общие меры безопасности
4.2.2 Техника безопасности
4.2.3 Пожаробезопасность
5 Охрана окружающей среды
5.1 Основные нормативные и правовые документы, определяющие защиту окру¬ жающей среды
5.2 Краткие сведения о предприятии с точки зрения окружающей среды (район рас.положения, максимальная и минимальная температура воздуха, наличие насе.ленных пунктов и т.д.)
5.3 Охрана атмосферного воздуха
5.3.1 Общая характеристика загрязнителей
5.3.2 Источники выбросов и загрязняющие вещества
5.3.3 Категория опасности предприятия
5.3.4 Комплекс мероприятий по уменьшению выбросов в атмосферу
5.4 Охрана поверхностных и подземных вод
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
На долю нефти приходится более 30% современного мирового потребления топливно-энерге¬тических ресурсов. Эффективная разработка – это важнейшее условие для достижения ста-били¬зации в экономике. Для дальнейшего совершенствования системы разработки продуктивных го¬ризонтов с применением новых эффективных технологических процессов, направленных на по¬вышение нефтеотдачи пластов и максимальное использование возможностей каждой добываю¬щей и нагнетательной скважины в соответствии с потенциалом эксплуатационного объекта с со¬блюдением темпов выработки запасов, текущих уровней добычи вызывают необходимость со¬ставления 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 Про¬екта разработки и обустройства всего месторождения. Исходя из этих обстоятельств, в производ¬ственном филиале «Узеньмунайгаз» АО «РД «КазМунайГаз» было принято решение – поэтап¬ного 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.
Учитывая уникальность месторождения Узень и его сегодняшнее состояние, потребуются очень большие капитальные вложения и длительное время на составление, а также на реализацию Про¬екта разработки и обустройства всего месторождения. Исходя из этих обстоятельств, в производ¬ственном филиале «Узеньмунайгаз» АО «РД «КазМунайГаз» было принято решение – поэтап¬ного 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. Есенов Ш.Е., Азнабаев Э.К., Маташев М.М. Геология и нефтегазоносность юго-востока Прикаспийской впадины. – Алма-Ата: Наука, 1971
2. Киинов Л.К. Разработка месторождений парафинистых и вязких нефтей в Западном Ка-захстане. – Москва 1996
3. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. – Нефть и Газ РГУ им. И.М.Губкина. Москва 2006
4. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных ме-сторождений. Добыча нефти./ Под общ. Ред. Ш.К.Гиматудинова. – М.: Недра, 1983
5. Организация и планирование производства на предприятиях нефтяной и газовой про-мышленности. Учебник для ВУЗов. – М.: Недра, 1986
6. Проблемы повышения эффективности производства в нефтяной промышленности. / Под ред. И.М.Бройде. – М.: Недра, 1982
7. Карпеев Ю.С. Безопасность труда в нефтегазодобывающих и газоперерабатывающих производствах. Правила и нормы. – М.: Недра, 1989
8. Единая система управления охраной труда в нефтяной промышленности. – М.: Недра, 1986
9. Утепов Н.Б., Катаван А.В., Колесников В.Г. и др. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности Республики Казахстан. – Алматы 1994
10. Панов Г.Е. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промыш-ленности. – М.: Недра, 1986
2. Киинов Л.К. Разработка месторождений парафинистых и вязких нефтей в Западном Ка-захстане. – Москва 1996
3. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. – Нефть и Газ РГУ им. И.М.Губкина. Москва 2006
4. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных ме-сторождений. Добыча нефти./ Под общ. Ред. Ш.К.Гиматудинова. – М.: Недра, 1983
5. Организация и планирование производства на предприятиях нефтяной и газовой про-мышленности. Учебник для ВУЗов. – М.: Недра, 1986
6. Проблемы повышения эффективности производства в нефтяной промышленности. / Под ред. И.М.Бройде. – М.: Недра, 1982
7. Карпеев Ю.С. Безопасность труда в нефтегазодобывающих и газоперерабатывающих производствах. Правила и нормы. – М.: Недра, 1989
8. Единая система управления охраной труда в нефтяной промышленности. – М.: Недра, 1986
9. Утепов Н.Б., Катаван А.В., Колесников В.Г. и др. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности Республики Казахстан. – Алматы 1994
10. Панов Г.Е. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промыш-ленности. – М.: Недра, 1986
Дисциплина: Нефть, Газ
Тип работы: Дипломная работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 78 страниц
В избранное:
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
1 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 м2. 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.
3 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: 50000.
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.
1 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 (Р2), 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 среднесцементированные. 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 (F2) представлен мергелями
и известняками с прослоями глин. Олигоценовый отдел (F3) 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.
Резко асимметрична также периклиналь складки. Северо-западная
периклиналь за исключением её южного погружена, очень пологое, сильно
вытянутая. Периклинальное окончание Узенской складки здесь отличается по
кровле XIII горизонта, изогипсом - 1700 метров. Следующие изогипсы
соединяют Узенскую и Карамандыбасскую складки в единое поднятие с небольшой
седловиной в районе скважины № 58.Восточная периклиналь вытянута в широтном
направлении. Углы падения по кровле XIII горизонта составляют здесь 3(-
4(.
Обращает на себя внимание ундуляция оси структуры, в результате
которой фиксируется ряд куполавидных поднятий, приуроченных в основном
длиной оси складки. К центральной части Узенского поднятия примыкает
Хумурунский купол, также имеющий нефтяные залежи. Размер купола по кровле
XIV горизонта составляет 10,8(4,5 км, амплитуда 105 м.
Для более древних пород характерно сокращения размеров складки с
глубиной это проходит главным образом вследствии уменьшения протяжённости
периклинали и увеличения с глубиной углов падения пород и амплитуды сладки.
1.5 Нефтегазоносность
В 1997 году из месторождения Узень добыто 2 884 500 тонн нефти.
Распределение отборов нефти по горизонтам следующие: (%) XIII горизонт -
27,5; XIV горизонт – 39,9; XV горизонт – 12; XVI горизонт – 10,9; XVII
горизонт – 5,7; XVIII горизонт – 1,7; Хумурунский купол – 1,2; Северо-
западный купол – 1,4; Парсумурунский купол – 1,6%. В течении 1980 годов
интенсивно разбуривались продуктивные горизонты: Хумурунского, Северо-
западного и Парсумурунского куполов. Это способствовало увеличению отборов
нефти из них на 4,66 и 58 % соответственно. Наибольшей добычей нефти и
жидкости характеризуется XIII – XIV горизонты. Добытая нефть из них
составила 64 % от всей добытой нефти из месторождения. Среднесуточный дебит
одной добывающей скважины на месторождении по горизонтам от 3,1 до 5,4 т
сут. по нефти, от 6,7 до 15,8 т сут. по жидкости. XIII – XIV горизонты
разделены рядами нагнетательных скважин на 64 блока самостоятельной
разработки. Блоки даже в пределах одного горизонта существенно различаются
между собой начальными балансовыми извлечёнными запасами коллекторов и
свойствами продуктивных пластов, степенью разбуренности и поэтому добыча
нефти и жидкости изменяется в широком диапазоне. Характеристика отборов
нефти и жидкости по способам эксплуатации на 1.01. 1997 год: основная
добыча нефти из месторождения (97 %) осуществляется глубинно-насосными
(ШГН) и газлифтным способом эксплуатации. Несмотря на то, что фонд
газлифтных скважин составляет только 9,2 % всего добывающего фонда, добыча
нефти газлифтным способом составляет 16,6 %, а добыча жидкости - 24 % всей
добычи из месторождения. Это объясняется тем, что средние дебиты нефти и
жидкости по газлифтным скважинам в 3 – 3,5 раза выше, чем по скважинам,
оборудованных глубинными насосами, количество которых достигает 92,7 %
всего добываемого фонда.
Газы Узенского месторождения относятся к типу метановых, при некотором
увеличении этана с глубиной. Газоносные горизонты содержат преимущественно
сухой метановый газ с примесью азота, углекислого газа. Плотность газа
невысока в пределах 0,562 – 0,622 кг м³
Распространение по площади пластов коллекторов определено по картам
эффективных нефтенасыщенных толщин пластов, объектов разработки и
горизонтов в целом.
Продуктивные отложения месторождения Узень относятся к
самостоятельному классу коллекторов – коллекторам полимиктового состава,
отличающимся определённым своеобразием свойств. Основным фактором,
обуславливающим принадлежность данного коллектора к этому классу, является
высокий процент в составе пород, неустойчивость к химическим и механическим
воздействиям минералов, которые подвергаются энергетическим
преобразованием.
Если в кварцевых песчаниках кварц составляет примерно 95 %, то в
полимиктовых коллекторах месторождения Узень содержание кварца составляет
около 30 %, а 70 % относятся к неустойчивым минералам.
Преобразование пород, которые в основном сводятся к свинчиванию
скелетной фракции, уплотнению и цементированию, приводит к образованию
большого объёма микропор. В результате значение пористости для отдельных
образцов достигает 30 % и более. Объёмы микропор обуславливают также и
высокие значения водонасыщенности при сравнительно низких значениях
проницаемости (таблица 1.1).
Таблица 1.1 – Значения пористости, определенные по геофизическим данным
Горизонты m , %
XIII 21
XIV 22
XV , XVI 23
XVII , XVIII 24
Проницаемость является основной характеристикой пластов – коллекторов
месторождения Узень. Для массовых определений этого параметра на
месторождении были использованы промыслово-геофизические материалы.
На основании исследований прошлых лет было установлено наличие
достаточно тесных коррелятивных связей между коэффициентом проницаемости
пластов по данным анализа керна и геофизическими параметрами этих пластов.
Было показано, что проницаемость связана с показателями собственных
потенциалов (СП) и гамма метода. Полученные значения проницаемости
использовались при характеристике блоков, выделенных зон и горизонтов в
целом. Для удобства дальнейшего использования сведений и механизации
счётных операций все данные о проницаемости по каждой наносились на
перфокарты. Затем по специально составленной программе на ЭВМ определялись
статистические ряды, и показатели по каждому слою, пласту, пачке в блоке и
горизонте в целом.
Таблица 1.2 – Результаты расчётов по блокам и горизонтам
Горизонты к ср., мкм² Количество h н.,
скважин. ср.,
m
XIII 0.206 458
10.8
XIV 0.290 349
24.0
XV 0.167 373
15.5
XVI 0.207 311
18.4
XVII 0.276 96
23.4
XVIII 0.178 63
19.8
Средние значения проницаемости по блокам колеблются от 0,72 мкм² (блок
Ia XVI горизонта) до 0,384 мкм² (блок Iа XVII горизонта). Колебания
средних значений проницаемости характерны и для каждого горизонта.
В таблице 1.2 также приведены средние арифметические значения
нефтенасыщенной толщины, определённые по количеству скважин. Рассмотрение
этих данных указывают на то, что горизонты и блоки в горизонтах имеют
различную нефтенасыщенную толщину. Наименьшей толщиной характеризуется XIII
горизонт.
В строении XV горизонта отмечается определённая геологическая
закономерность: наряду с чётким ритмичным строением, представленным
чередованием мелкозернистых песчаников, геология алевролитов, глин, тонких
пропластков известняков и мергелей, выделяются участки наиболее
отсортированных средне и крупнозернистых песчаников, достигающих больших
толщин 10 – 47,3 м. Эти песчаные тела прослеживаются в виде узких полос
шириной 200 – 700 м. Для монолитных песчаников характерны высокие значения
проницаемости (0,2 – 1,2 мкм2. и более) и слабая гидродинамическая связь с
основной частью горизонта, обусловленная резким уменьшением толщин пластов
коллекторов с 10 – 51 м. до 0,6 –1,5 м. и проницаемостью до 0,05 мкм. кв.
Поэтому для анализа выработанности коллекторов и распределения начальных
балансовых запасов весь фактический материал был впервые обработан
раздельно для зон ВПЗ и НПЗ в целом для горизонта. Кроме того, новый
дополнительный материал по скважинам и геологические построения позволили
уточнить особенности распространения типов коллекторов по площади и
положения внутреннего и внешнего контуров нефтеносности.
Продуктивный XV горизонт включает в себя комплекс отложений,
относящихся к нижней части батского яруса средней юры. Общая толщина
горизонта колеблется от 40 до 50 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная
толщина горизонта составляет 15 м. Как и выше залегающие горизонты,
представляет собой сложный многопластовый объект разработки. Сложность
обусловлена резкой изменчивостью литологических свойств пластов. XV
горизонт представлен чередованием песчано-алевролитовых и глинистых
отложений. В разрезе горизонта выделяются три литологические пачки А,Б и В
объединяющие 8 продуктивных пластов: а1 ,а2 ,б1 ,б2 ,б3 ,б4 ,в1 ,в2.
На основе новых данных обработки материалов ГИС уточнены геолого-
физические характеристики. Построены восемь пластовых карт эффективных
нефтенасыщенных толщин с сечением изопахит через 2 м. и карта суммарных их
значений для горизонта в целом с сечением через 5 м. Построенные карты
позволили уточнить геологическое строение XV горизонта и продуктивных
пластов в целом, выявить, подтвердить изложенные ранее, характерные
основные особенности его строения.
Для XV горизонта характерна значительная расчленённость разреза,
изменчивость толщин, эффективная нефтенасыщенная толщина горизонта
колеблется от 1,6 до 46 м., зональность в распространении продуктивных
пластов, количество которых на западе не превышает 4 – 5, количество
песчаных пластов увеличивается до 8; в направлении с запада на восток
пласт а2 верхней части А (а1 – на западной половине площади отсутствует),
пласты б1, б2, б3, средней пачки Б, хотя и имеют площадное
распространение, однако они в разной степени осложнены многочисленными
литологическими экранами.
Вниз по разрезу горизонта площадь распространения пласта б4 пачки. Б и
пластов в1 и в2 нижней части В резко сокращается, их развитие тяготеет к
восточной части залежи, на большей части территории они отсутствуют -
замещают глинистыми породами, имеют весьма расчленённые полосообразные и
линзовидные формы. Толщина рассматриваемых отдельных пластов колеблется от
0 до 11 м., в большинстве разрезов, вскрытых скважинами, они
характеризуются малыми значениями (1 – 4 реже 6 м.), лишь на небольших
локальных участках, вскрытых одной скважиной, представляющих местные
накопления осадков, достигает до 8 – 11 м. Особенность физических свойств
пластов коллекторов рассматриваемого горизонта является их изменчивость на
небольших расстояниях, как по площади, так и по разрезу. Их коллекторские
свойства (проницаемость) колеблются от 0,01 до 1,0 мкм², характеризуется
большой степенью неоднородности.
Для XV горизонта среднее значение проницаемости коллекторов составляет
0,179 мкм², а вычисленные средние значения по блокам колеблются от 0,125 до
0,323 мкм². Перечисленные особенности физических параметров XV горизонта и
сложный характер распространения его коллекторов были приняты при
составлении проекта разработки.
1.6 Водоносность
В разрезе месторождения Узень в 1965 году на основании имеющихся
данных по стратиграфии, литологии, коллекторских свойств вскрытых глубоким
бурением части мезозойских отложений Южно – Мангышлакского прогиба выделены
два гидрогеологических этажа: меловой и юрский. Между ними расположена
водоупорная толща представленная более чем 100 м. глин и глинистых
мергелей, оксофдского и верхнего келловейского ярусов.
Водоносность юрского комплекса - в отложениях юрского комплекса
выделяются два водоносных комплекса: терригенный, включающий коллекторы
келловейского яруса, верхней юры, среднюю и нижнюю юру, и карбонатный
верхнеюрский.
Терригенный водоносный комплекс - представлен чередованием неогеных и
глинистых пород, общей толщиной 800 – 1000 м. Общая минерализация вод
юрского терригенного водоносного комплекса достигает 12,7 – 15,2 мгл.
Содержание хлора при этом, составляет 2700(2900 мг. экв. л., магния (
140(180мг. экв. л., кальция ( 400(500 мг. экв.л., гидрокарбонат йода (
2(3 мг. экв.л., концентрация йода незначительна и колеблется в пределах
3(8 мг. л. Для юрских вод на месторождении Узень характерно довольно
высокое содержание алюминия до 60(70 мг. экв. л. Эти воды относятся к
хлоркальциевому типу.
Карбонатный водоносный комплекс - комплекс отделён от глинисто –
мергелевой толщей в литологическом отношении представлен известняками с
прослоями песчаников. Воды рассматриваемых отложений отличаются от
терригенных, как по общей минерализации, так и по содержанию отдельных
компонентов. Общая минерализация составляет 23,3 – 36,8 мг.л. Содержание
йода 2(3 мг.л. Вода относится к сульфато–натриевому типу. Одним из
основных источников питания водоносных комплексов для условий Южного –
Мангышлака могут считаться уплотняющиеся под действием гидростатического
давления глин.
Меловой комплекс - меловой этаж сложен чередованием песчано-
алевролитовых отложений 700(800 м. В терригенном отложениях мелового
возраста выделяются два водоносных комплекса: неокамский и альбсеноманский.
Региональным водоупором, отделяющим их друг от друга, является устойчивая
пачка антских глин. Общая минерализация неокамских вод достигает 19,3 –
21,7 гл. Воды , содержат брома до 45 мг. л., алюминия 10 мг.л.,
сульфатов 5 – 10 мг.л. По типу они хлоркальциевые.
Пластовые воды альбсеноманского водоносного комплекса изучены лучше
неокамского. Общая минерализация пластовых вод составляет 11,32 –
14,71мг.л. Содержание сульфатов колеблется от 40до 50 мг. экв.л., причём
отмечено снижение концентрации их сверху – вниз по разрезу до 5 – 10 мг.
экв.л., йода не выше 1 – 3 мг.л., алюминия около 10 мг.л. Воды относятся
к типу гидрокарбонатно – натриевых, сульфата – натриевых и хлормагниевых.
5 Физико-химические свойства пластовых вод
По химическому составу пластовые воды месторождения Узень разделяются
на две группы: перая группа – воды меловых, вторая группа – юрских
отложений.
Воды меловых горизонтов относятся в основном к сульфато – натриевому
типу с минерализацией до 10 гл.
Пластовые воды продуктивных юрских горизонтов (XIII – XXIII),
представлены однообразными по составу хлоркальциевыми рассолами с
минерализацией 130–170 гл. Воды бессульфатные с промышленным содержанием
брома до 500 мгл., йода до 20 мгл., и других ценных компонентов Объёмный
газовый фактор вод не превышает 0,5–0,9 м³м³
и лишь в близи контуров нефтяных и газовых залежей, а также в водах
глубокозалегающих горизонтов он достигает 1,0–1,2 м³м³
Водо-растворённый газ представлен на 80 – 90 %, метаном на 4 – 8 %,
тяжёлыми углеводородами на 3,2 – 13 %, азотом на 0,5 – 7,3 %, углекислым
газом. Сероводород отсутствует.
Средние значения плотности пластовых вод изменяются от 1081 (XIII горизонт)
до 1105 кг.м³. (XXIV горизонт), составляет в среднем для всех горизонтов
1098 кг.м³ в нормальных условиях (20().
Физические свойства пластовых вод, определённые для воды с
минерализацией 140г.л., пластового давления 11,4 М Па и температуры 62(С
составляет: вязкость – 0,6 м Па(с, объёмный коэффициент – 1,015,
коэффициент сжимаемости – 3,2 М Паˉ¹.
2 Технико-технологическая часть
2.1 История разработки и проектирования месторождения
Месторождение Узень открыто в 1961 году и введено в промышленную
разработку в 1965 году согласно Генеральной схемы разработки месторождения.
Основные положения утвержденного варианта генсхемы следующие:
- выделение четырех объектов эксплуатации:
I объект – XIII-XIV горизонты;
II объект – XV-XVI горизонты;
III объект – XVII горизонт;
IV объект – XVIII горизонт;
- обязательность поддержания пластового давления и пластовой
температуры с начала разработки месторождения;
а) осуществление разработки I и II объектов путем разрезания их рядами
нагнетательных скважин на блоки шириной 4 км;
б) проведение разработки XVII горизонта в первое время с применением
законтурного заводнения через 8 нагнетательных скважин;
в) осуществление разработки XVIII горизонта без поддержания пластового
давления;
г) уточнение системы дальнейшей разработки XVII и XVIII горизонтов
после получения данных об эффективности их разработки при принятых
условиях и результатов внутриконтурной закачки горячей и холодной воды
в верхние объекты;
д) в пределах каждого блока в I объекте располагается 5, во II объекте
– 7 рядов добывающих; расстояние между нагнетательными скважинами для
I объекта – 500, для II – 250м.
е) уточнение технологических показателей и совершенствование системы
разработки месторождения на основе данных продолжительной пробной
эксплуатации всех горизонтов.
Для закачки воды в продуктивные горизонты месторождения предлагалось
использовать воду Каспийского моря, имеющую сходный с пластовой водой
состав солей, но в 10 раз меньшую минерализацию. В 1977 году был составлен
Комплексный проект разработки всех нефтяных горизонтов месторождения Узень
(XIII-XXIV), в котором, кроме технологических были освещены и технические
вопросы. В целях улучшения эксплуатации месторождения разработаны
организационно-технические мероприятия и программа исследований по решению
научно-технических проблем.
Комплексный проект разработки утвержден Миннефтепромом (протоколы №37
от 14.11.1977 года и №84 от 07.02.1978 года). В связи с уточнением
геологического строения продуктивных горизонтов нижнего этажа нефтеносности
(XIX - XXIV) и утверждением балансовых и извлекаемых запасов нефти, в 1982
году был составлен проет разработки нефтяных залежей Парсумурунского,
Северо-Западного и Хумурунского куполов месторождения Узень. В 1976-1978
годах была предложена новая система воздействия на многопластовые залежи
аномальных нефтей с целью повышения эффективности закачки горячей воды для
поддержания пластового давления и температуры, интенсификации процесса
разработки – ступенчатое термальное заводнение. В 1979 году была составлена
техническая схема разработки XIII – XIV горизонтов на опытном участке в
блоках III, IIIа, IV при ступенчатом термальном заводнении (СТЗ).
Динамика средних пластовых давлений по блокам XIII и XIV горизонта
представлена в Таблице 2.1.
Таблица 2.1 – Динамика средних пластовых давлений по блокам XIII горизонта
(МПа)
Годы
Блок
1995
1995
2001 2002 2006 2001 2002 2006
XIII 0,800 0,850 0,877 0,939 0,912 0,950
XIV 0,788 0,840 0,889 0,953 0,928 0,966
XV 0,811 0,850 0,902 0,947 0,926 0,968
XVI 0,817 0,860 0,889 0,957 0,948 0,959
XVII 0,749 0,800 0,866 0,923 0,888 0,946
XVIII 0,877 0,860 0,903 0,953 0,890 0,968
Хумурунский 0,656 0,770 0,840 0,868 0,922 0,962
Северо-Западный
Парсумурунский 0,774 0,870 0,925 0,878 0,937 0,966
Месторождение 0,695 0,780 0,880 0,885 0,879 0,941
0,790 0,880 0,912 0,933 0,955 0,960
Наблюдаемая тенденция роста вышеназванных коэффициентов в целом по
месторождению из года в год связана с улучшением работы фонда скважин в
результате проведения геолого-технических мероприятий по увеличению
нефтедобычи.
Значительное увеличение коэффициента использования и эксплуатации
фонда в 2006 году наблюдается в скважинах Северо-Западного купола, а также
в скважинах XVIII горизонта. Наименьшие значения коэффициентов
использования наблюдается в фонде Хумурунского купола (Кф – 0,840),
эксплуатации – в скважинах Парсумурунского купола (Кэ – 0,941).На дату
проведения анализа эксплуатационный нагнетательный фонд составил 1263, в
том числе действующих – 1124 скважины, бездействующих – 139 (таблица 2.4).
В целом по месторождению фактический эксплуатационный фонд нагнетательных
скважин отстает от проектного на 432 единицы: отставание действующего фонда
от проектного составляет 438 скважин, а бездействующий фонд опережает
проектный на 6 скважин.
Большая часть бездействующих скважин простаивает в ожидании
капитальных ремонтов по ликвидации аварий с подземным оборудованием и
устранению негерметичности эксплуатационной колонны. Основная причина
отставания нагнетательного фонда от проектного – отставание фактического
ввода скважин от проектного до 2000 года. В 2001 году фактическое бурение
новых скважин опережает проектное на 9 единиц, в 2006г – на 5 единиц.
На месторождении Узень в 2006 году пробурено 91 скважина, из них
добывающие нефть 60 скважин, временно добывающих – 19 и 31 нагнетательная
скважина. В результате анализа работ скважин, пробуренных в 2002 году,
выявлено:
- по XIII горизонту пробурено скважин – 25 добывающих, 8 временно
добывающих нефть, по которым добыто в 2006 году 67,9 тыс.тонн при
средней обводненности продукции 59,5%, 13 нагнетательных скважин;
- по XIV горизонту пробурено скважин – 17 добывающих, 8 временно
добывающих нефть, по которым добыто в 2006 году 31,1 тыс.тонн при
средней обводненности продукции 69,3%, 9 нагнетательных скважин;
- по XV горизонту пробурено скважин – 5 добывающих, 1 временно
добывающая нефть, по которым добыто в 2006 году 15,1 тыс.тонн при средней
обводненности продукции 56,5%, 4 нагнетательные скважины;
- по XVI горизонту пробурено скважин – 6 добывающих, по которым добыто
в 2006 году 8.5 тыс.тонн при средней обводненности продукции 79,3%, 9
нагнетательных скважин;
- по XVII горизонту пробурено скважин – 4 добывающих, 1 временно
добывающая нефть, по которым добыто в 2006 году 7,4 тыс.тонн при средней
обводненности продукции 73,9%, 1 нагнетательная скважина;
- по XVIII горизонту пробурено скважин – 2 добывающих, по которым
добыто в 2006 году 2,6 тыс.тонн при средней обводненности продукции 54,8%,
1 нагнетательная скважина;
- по Парсумурунскому куполу – 1 скважина добывающая нефть, по которой
добыто в 2006 году 1 тыс.тонн нефти при средней обводненности продукции
58,9%.
2.2.2 Характеристика отборов нефти, жидкости и газа
Из продуктивных горизонтов месторождения Узень с начала разработки
отобрано 285726,4 тыс. тонн нефти и 617397,7 тыс. тонн жидкости, в том
числе 110779,6 тыс. тонн добыто с XIV (39%) горизонта. Доля остальных
эксплуатационных объектов в накопленной добыче нефти составляет от 1,3%
(Северо-Западный купол) до 24% (XIII горизонт). Текущий коэффициент
нефтеизвлечения по месторождению составил 27,3%. По основным горизонтам КИН
изменяет от 33,8% (XIII горизонт) до 11,4% (Хумурунский купол).
Годовая добыча по состоянию на 01.01.2006 г. из нефтенасыщенных
пластов ... продолжение
Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
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
1 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 м2. 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.
3 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: 50000.
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.
1 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 (Р2), 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 среднесцементированные. 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 (F2) представлен мергелями
и известняками с прослоями глин. Олигоценовый отдел (F3) 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.
Резко асимметрична также периклиналь складки. Северо-западная
периклиналь за исключением её южного погружена, очень пологое, сильно
вытянутая. Периклинальное окончание Узенской складки здесь отличается по
кровле XIII горизонта, изогипсом - 1700 метров. Следующие изогипсы
соединяют Узенскую и Карамандыбасскую складки в единое поднятие с небольшой
седловиной в районе скважины № 58.Восточная периклиналь вытянута в широтном
направлении. Углы падения по кровле XIII горизонта составляют здесь 3(-
4(.
Обращает на себя внимание ундуляция оси структуры, в результате
которой фиксируется ряд куполавидных поднятий, приуроченных в основном
длиной оси складки. К центральной части Узенского поднятия примыкает
Хумурунский купол, также имеющий нефтяные залежи. Размер купола по кровле
XIV горизонта составляет 10,8(4,5 км, амплитуда 105 м.
Для более древних пород характерно сокращения размеров складки с
глубиной это проходит главным образом вследствии уменьшения протяжённости
периклинали и увеличения с глубиной углов падения пород и амплитуды сладки.
1.5 Нефтегазоносность
В 1997 году из месторождения Узень добыто 2 884 500 тонн нефти.
Распределение отборов нефти по горизонтам следующие: (%) XIII горизонт -
27,5; XIV горизонт – 39,9; XV горизонт – 12; XVI горизонт – 10,9; XVII
горизонт – 5,7; XVIII горизонт – 1,7; Хумурунский купол – 1,2; Северо-
западный купол – 1,4; Парсумурунский купол – 1,6%. В течении 1980 годов
интенсивно разбуривались продуктивные горизонты: Хумурунского, Северо-
западного и Парсумурунского куполов. Это способствовало увеличению отборов
нефти из них на 4,66 и 58 % соответственно. Наибольшей добычей нефти и
жидкости характеризуется XIII – XIV горизонты. Добытая нефть из них
составила 64 % от всей добытой нефти из месторождения. Среднесуточный дебит
одной добывающей скважины на месторождении по горизонтам от 3,1 до 5,4 т
сут. по нефти, от 6,7 до 15,8 т сут. по жидкости. XIII – XIV горизонты
разделены рядами нагнетательных скважин на 64 блока самостоятельной
разработки. Блоки даже в пределах одного горизонта существенно различаются
между собой начальными балансовыми извлечёнными запасами коллекторов и
свойствами продуктивных пластов, степенью разбуренности и поэтому добыча
нефти и жидкости изменяется в широком диапазоне. Характеристика отборов
нефти и жидкости по способам эксплуатации на 1.01. 1997 год: основная
добыча нефти из месторождения (97 %) осуществляется глубинно-насосными
(ШГН) и газлифтным способом эксплуатации. Несмотря на то, что фонд
газлифтных скважин составляет только 9,2 % всего добывающего фонда, добыча
нефти газлифтным способом составляет 16,6 %, а добыча жидкости - 24 % всей
добычи из месторождения. Это объясняется тем, что средние дебиты нефти и
жидкости по газлифтным скважинам в 3 – 3,5 раза выше, чем по скважинам,
оборудованных глубинными насосами, количество которых достигает 92,7 %
всего добываемого фонда.
Газы Узенского месторождения относятся к типу метановых, при некотором
увеличении этана с глубиной. Газоносные горизонты содержат преимущественно
сухой метановый газ с примесью азота, углекислого газа. Плотность газа
невысока в пределах 0,562 – 0,622 кг м³
Распространение по площади пластов коллекторов определено по картам
эффективных нефтенасыщенных толщин пластов, объектов разработки и
горизонтов в целом.
Продуктивные отложения месторождения Узень относятся к
самостоятельному классу коллекторов – коллекторам полимиктового состава,
отличающимся определённым своеобразием свойств. Основным фактором,
обуславливающим принадлежность данного коллектора к этому классу, является
высокий процент в составе пород, неустойчивость к химическим и механическим
воздействиям минералов, которые подвергаются энергетическим
преобразованием.
Если в кварцевых песчаниках кварц составляет примерно 95 %, то в
полимиктовых коллекторах месторождения Узень содержание кварца составляет
около 30 %, а 70 % относятся к неустойчивым минералам.
Преобразование пород, которые в основном сводятся к свинчиванию
скелетной фракции, уплотнению и цементированию, приводит к образованию
большого объёма микропор. В результате значение пористости для отдельных
образцов достигает 30 % и более. Объёмы микропор обуславливают также и
высокие значения водонасыщенности при сравнительно низких значениях
проницаемости (таблица 1.1).
Таблица 1.1 – Значения пористости, определенные по геофизическим данным
Горизонты m , %
XIII 21
XIV 22
XV , XVI 23
XVII , XVIII 24
Проницаемость является основной характеристикой пластов – коллекторов
месторождения Узень. Для массовых определений этого параметра на
месторождении были использованы промыслово-геофизические материалы.
На основании исследований прошлых лет было установлено наличие
достаточно тесных коррелятивных связей между коэффициентом проницаемости
пластов по данным анализа керна и геофизическими параметрами этих пластов.
Было показано, что проницаемость связана с показателями собственных
потенциалов (СП) и гамма метода. Полученные значения проницаемости
использовались при характеристике блоков, выделенных зон и горизонтов в
целом. Для удобства дальнейшего использования сведений и механизации
счётных операций все данные о проницаемости по каждой наносились на
перфокарты. Затем по специально составленной программе на ЭВМ определялись
статистические ряды, и показатели по каждому слою, пласту, пачке в блоке и
горизонте в целом.
Таблица 1.2 – Результаты расчётов по блокам и горизонтам
Горизонты к ср., мкм² Количество h н.,
скважин. ср.,
m
XIII 0.206 458
10.8
XIV 0.290 349
24.0
XV 0.167 373
15.5
XVI 0.207 311
18.4
XVII 0.276 96
23.4
XVIII 0.178 63
19.8
Средние значения проницаемости по блокам колеблются от 0,72 мкм² (блок
Ia XVI горизонта) до 0,384 мкм² (блок Iа XVII горизонта). Колебания
средних значений проницаемости характерны и для каждого горизонта.
В таблице 1.2 также приведены средние арифметические значения
нефтенасыщенной толщины, определённые по количеству скважин. Рассмотрение
этих данных указывают на то, что горизонты и блоки в горизонтах имеют
различную нефтенасыщенную толщину. Наименьшей толщиной характеризуется XIII
горизонт.
В строении XV горизонта отмечается определённая геологическая
закономерность: наряду с чётким ритмичным строением, представленным
чередованием мелкозернистых песчаников, геология алевролитов, глин, тонких
пропластков известняков и мергелей, выделяются участки наиболее
отсортированных средне и крупнозернистых песчаников, достигающих больших
толщин 10 – 47,3 м. Эти песчаные тела прослеживаются в виде узких полос
шириной 200 – 700 м. Для монолитных песчаников характерны высокие значения
проницаемости (0,2 – 1,2 мкм2. и более) и слабая гидродинамическая связь с
основной частью горизонта, обусловленная резким уменьшением толщин пластов
коллекторов с 10 – 51 м. до 0,6 –1,5 м. и проницаемостью до 0,05 мкм. кв.
Поэтому для анализа выработанности коллекторов и распределения начальных
балансовых запасов весь фактический материал был впервые обработан
раздельно для зон ВПЗ и НПЗ в целом для горизонта. Кроме того, новый
дополнительный материал по скважинам и геологические построения позволили
уточнить особенности распространения типов коллекторов по площади и
положения внутреннего и внешнего контуров нефтеносности.
Продуктивный XV горизонт включает в себя комплекс отложений,
относящихся к нижней части батского яруса средней юры. Общая толщина
горизонта колеблется от 40 до 50 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная
толщина горизонта составляет 15 м. Как и выше залегающие горизонты,
представляет собой сложный многопластовый объект разработки. Сложность
обусловлена резкой изменчивостью литологических свойств пластов. XV
горизонт представлен чередованием песчано-алевролитовых и глинистых
отложений. В разрезе горизонта выделяются три литологические пачки А,Б и В
объединяющие 8 продуктивных пластов: а1 ,а2 ,б1 ,б2 ,б3 ,б4 ,в1 ,в2.
На основе новых данных обработки материалов ГИС уточнены геолого-
физические характеристики. Построены восемь пластовых карт эффективных
нефтенасыщенных толщин с сечением изопахит через 2 м. и карта суммарных их
значений для горизонта в целом с сечением через 5 м. Построенные карты
позволили уточнить геологическое строение XV горизонта и продуктивных
пластов в целом, выявить, подтвердить изложенные ранее, характерные
основные особенности его строения.
Для XV горизонта характерна значительная расчленённость разреза,
изменчивость толщин, эффективная нефтенасыщенная толщина горизонта
колеблется от 1,6 до 46 м., зональность в распространении продуктивных
пластов, количество которых на западе не превышает 4 – 5, количество
песчаных пластов увеличивается до 8; в направлении с запада на восток
пласт а2 верхней части А (а1 – на западной половине площади отсутствует),
пласты б1, б2, б3, средней пачки Б, хотя и имеют площадное
распространение, однако они в разной степени осложнены многочисленными
литологическими экранами.
Вниз по разрезу горизонта площадь распространения пласта б4 пачки. Б и
пластов в1 и в2 нижней части В резко сокращается, их развитие тяготеет к
восточной части залежи, на большей части территории они отсутствуют -
замещают глинистыми породами, имеют весьма расчленённые полосообразные и
линзовидные формы. Толщина рассматриваемых отдельных пластов колеблется от
0 до 11 м., в большинстве разрезов, вскрытых скважинами, они
характеризуются малыми значениями (1 – 4 реже 6 м.), лишь на небольших
локальных участках, вскрытых одной скважиной, представляющих местные
накопления осадков, достигает до 8 – 11 м. Особенность физических свойств
пластов коллекторов рассматриваемого горизонта является их изменчивость на
небольших расстояниях, как по площади, так и по разрезу. Их коллекторские
свойства (проницаемость) колеблются от 0,01 до 1,0 мкм², характеризуется
большой степенью неоднородности.
Для XV горизонта среднее значение проницаемости коллекторов составляет
0,179 мкм², а вычисленные средние значения по блокам колеблются от 0,125 до
0,323 мкм². Перечисленные особенности физических параметров XV горизонта и
сложный характер распространения его коллекторов были приняты при
составлении проекта разработки.
1.6 Водоносность
В разрезе месторождения Узень в 1965 году на основании имеющихся
данных по стратиграфии, литологии, коллекторских свойств вскрытых глубоким
бурением части мезозойских отложений Южно – Мангышлакского прогиба выделены
два гидрогеологических этажа: меловой и юрский. Между ними расположена
водоупорная толща представленная более чем 100 м. глин и глинистых
мергелей, оксофдского и верхнего келловейского ярусов.
Водоносность юрского комплекса - в отложениях юрского комплекса
выделяются два водоносных комплекса: терригенный, включающий коллекторы
келловейского яруса, верхней юры, среднюю и нижнюю юру, и карбонатный
верхнеюрский.
Терригенный водоносный комплекс - представлен чередованием неогеных и
глинистых пород, общей толщиной 800 – 1000 м. Общая минерализация вод
юрского терригенного водоносного комплекса достигает 12,7 – 15,2 мгл.
Содержание хлора при этом, составляет 2700(2900 мг. экв. л., магния (
140(180мг. экв. л., кальция ( 400(500 мг. экв.л., гидрокарбонат йода (
2(3 мг. экв.л., концентрация йода незначительна и колеблется в пределах
3(8 мг. л. Для юрских вод на месторождении Узень характерно довольно
высокое содержание алюминия до 60(70 мг. экв. л. Эти воды относятся к
хлоркальциевому типу.
Карбонатный водоносный комплекс - комплекс отделён от глинисто –
мергелевой толщей в литологическом отношении представлен известняками с
прослоями песчаников. Воды рассматриваемых отложений отличаются от
терригенных, как по общей минерализации, так и по содержанию отдельных
компонентов. Общая минерализация составляет 23,3 – 36,8 мг.л. Содержание
йода 2(3 мг.л. Вода относится к сульфато–натриевому типу. Одним из
основных источников питания водоносных комплексов для условий Южного –
Мангышлака могут считаться уплотняющиеся под действием гидростатического
давления глин.
Меловой комплекс - меловой этаж сложен чередованием песчано-
алевролитовых отложений 700(800 м. В терригенном отложениях мелового
возраста выделяются два водоносных комплекса: неокамский и альбсеноманский.
Региональным водоупором, отделяющим их друг от друга, является устойчивая
пачка антских глин. Общая минерализация неокамских вод достигает 19,3 –
21,7 гл. Воды , содержат брома до 45 мг. л., алюминия 10 мг.л.,
сульфатов 5 – 10 мг.л. По типу они хлоркальциевые.
Пластовые воды альбсеноманского водоносного комплекса изучены лучше
неокамского. Общая минерализация пластовых вод составляет 11,32 –
14,71мг.л. Содержание сульфатов колеблется от 40до 50 мг. экв.л., причём
отмечено снижение концентрации их сверху – вниз по разрезу до 5 – 10 мг.
экв.л., йода не выше 1 – 3 мг.л., алюминия около 10 мг.л. Воды относятся
к типу гидрокарбонатно – натриевых, сульфата – натриевых и хлормагниевых.
5 Физико-химические свойства пластовых вод
По химическому составу пластовые воды месторождения Узень разделяются
на две группы: перая группа – воды меловых, вторая группа – юрских
отложений.
Воды меловых горизонтов относятся в основном к сульфато – натриевому
типу с минерализацией до 10 гл.
Пластовые воды продуктивных юрских горизонтов (XIII – XXIII),
представлены однообразными по составу хлоркальциевыми рассолами с
минерализацией 130–170 гл. Воды бессульфатные с промышленным содержанием
брома до 500 мгл., йода до 20 мгл., и других ценных компонентов Объёмный
газовый фактор вод не превышает 0,5–0,9 м³м³
и лишь в близи контуров нефтяных и газовых залежей, а также в водах
глубокозалегающих горизонтов он достигает 1,0–1,2 м³м³
Водо-растворённый газ представлен на 80 – 90 %, метаном на 4 – 8 %,
тяжёлыми углеводородами на 3,2 – 13 %, азотом на 0,5 – 7,3 %, углекислым
газом. Сероводород отсутствует.
Средние значения плотности пластовых вод изменяются от 1081 (XIII горизонт)
до 1105 кг.м³. (XXIV горизонт), составляет в среднем для всех горизонтов
1098 кг.м³ в нормальных условиях (20().
Физические свойства пластовых вод, определённые для воды с
минерализацией 140г.л., пластового давления 11,4 М Па и температуры 62(С
составляет: вязкость – 0,6 м Па(с, объёмный коэффициент – 1,015,
коэффициент сжимаемости – 3,2 М Паˉ¹.
2 Технико-технологическая часть
2.1 История разработки и проектирования месторождения
Месторождение Узень открыто в 1961 году и введено в промышленную
разработку в 1965 году согласно Генеральной схемы разработки месторождения.
Основные положения утвержденного варианта генсхемы следующие:
- выделение четырех объектов эксплуатации:
I объект – XIII-XIV горизонты;
II объект – XV-XVI горизонты;
III объект – XVII горизонт;
IV объект – XVIII горизонт;
- обязательность поддержания пластового давления и пластовой
температуры с начала разработки месторождения;
а) осуществление разработки I и II объектов путем разрезания их рядами
нагнетательных скважин на блоки шириной 4 км;
б) проведение разработки XVII горизонта в первое время с применением
законтурного заводнения через 8 нагнетательных скважин;
в) осуществление разработки XVIII горизонта без поддержания пластового
давления;
г) уточнение системы дальнейшей разработки XVII и XVIII горизонтов
после получения данных об эффективности их разработки при принятых
условиях и результатов внутриконтурной закачки горячей и холодной воды
в верхние объекты;
д) в пределах каждого блока в I объекте располагается 5, во II объекте
– 7 рядов добывающих; расстояние между нагнетательными скважинами для
I объекта – 500, для II – 250м.
е) уточнение технологических показателей и совершенствование системы
разработки месторождения на основе данных продолжительной пробной
эксплуатации всех горизонтов.
Для закачки воды в продуктивные горизонты месторождения предлагалось
использовать воду Каспийского моря, имеющую сходный с пластовой водой
состав солей, но в 10 раз меньшую минерализацию. В 1977 году был составлен
Комплексный проект разработки всех нефтяных горизонтов месторождения Узень
(XIII-XXIV), в котором, кроме технологических были освещены и технические
вопросы. В целях улучшения эксплуатации месторождения разработаны
организационно-технические мероприятия и программа исследований по решению
научно-технических проблем.
Комплексный проект разработки утвержден Миннефтепромом (протоколы №37
от 14.11.1977 года и №84 от 07.02.1978 года). В связи с уточнением
геологического строения продуктивных горизонтов нижнего этажа нефтеносности
(XIX - XXIV) и утверждением балансовых и извлекаемых запасов нефти, в 1982
году был составлен проет разработки нефтяных залежей Парсумурунского,
Северо-Западного и Хумурунского куполов месторождения Узень. В 1976-1978
годах была предложена новая система воздействия на многопластовые залежи
аномальных нефтей с целью повышения эффективности закачки горячей воды для
поддержания пластового давления и температуры, интенсификации процесса
разработки – ступенчатое термальное заводнение. В 1979 году была составлена
техническая схема разработки XIII – XIV горизонтов на опытном участке в
блоках III, IIIа, IV при ступенчатом термальном заводнении (СТЗ).
Динамика средних пластовых давлений по блокам XIII и XIV горизонта
представлена в Таблице 2.1.
Таблица 2.1 – Динамика средних пластовых давлений по блокам XIII горизонта
(МПа)
Годы
Блок
1995
1995
2001 2002 2006 2001 2002 2006
XIII 0,800 0,850 0,877 0,939 0,912 0,950
XIV 0,788 0,840 0,889 0,953 0,928 0,966
XV 0,811 0,850 0,902 0,947 0,926 0,968
XVI 0,817 0,860 0,889 0,957 0,948 0,959
XVII 0,749 0,800 0,866 0,923 0,888 0,946
XVIII 0,877 0,860 0,903 0,953 0,890 0,968
Хумурунский 0,656 0,770 0,840 0,868 0,922 0,962
Северо-Западный
Парсумурунский 0,774 0,870 0,925 0,878 0,937 0,966
Месторождение 0,695 0,780 0,880 0,885 0,879 0,941
0,790 0,880 0,912 0,933 0,955 0,960
Наблюдаемая тенденция роста вышеназванных коэффициентов в целом по
месторождению из года в год связана с улучшением работы фонда скважин в
результате проведения геолого-технических мероприятий по увеличению
нефтедобычи.
Значительное увеличение коэффициента использования и эксплуатации
фонда в 2006 году наблюдается в скважинах Северо-Западного купола, а также
в скважинах XVIII горизонта. Наименьшие значения коэффициентов
использования наблюдается в фонде Хумурунского купола (Кф – 0,840),
эксплуатации – в скважинах Парсумурунского купола (Кэ – 0,941).На дату
проведения анализа эксплуатационный нагнетательный фонд составил 1263, в
том числе действующих – 1124 скважины, бездействующих – 139 (таблица 2.4).
В целом по месторождению фактический эксплуатационный фонд нагнетательных
скважин отстает от проектного на 432 единицы: отставание действующего фонда
от проектного составляет 438 скважин, а бездействующий фонд опережает
проектный на 6 скважин.
Большая часть бездействующих скважин простаивает в ожидании
капитальных ремонтов по ликвидации аварий с подземным оборудованием и
устранению негерметичности эксплуатационной колонны. Основная причина
отставания нагнетательного фонда от проектного – отставание фактического
ввода скважин от проектного до 2000 года. В 2001 году фактическое бурение
новых скважин опережает проектное на 9 единиц, в 2006г – на 5 единиц.
На месторождении Узень в 2006 году пробурено 91 скважина, из них
добывающие нефть 60 скважин, временно добывающих – 19 и 31 нагнетательная
скважина. В результате анализа работ скважин, пробуренных в 2002 году,
выявлено:
- по XIII горизонту пробурено скважин – 25 добывающих, 8 временно
добывающих нефть, по которым добыто в 2006 году 67,9 тыс.тонн при
средней обводненности продукции 59,5%, 13 нагнетательных скважин;
- по XIV горизонту пробурено скважин – 17 добывающих, 8 временно
добывающих нефть, по которым добыто в 2006 году 31,1 тыс.тонн при
средней обводненности продукции 69,3%, 9 нагнетательных скважин;
- по XV горизонту пробурено скважин – 5 добывающих, 1 временно
добывающая нефть, по которым добыто в 2006 году 15,1 тыс.тонн при средней
обводненности продукции 56,5%, 4 нагнетательные скважины;
- по XVI горизонту пробурено скважин – 6 добывающих, по которым добыто
в 2006 году 8.5 тыс.тонн при средней обводненности продукции 79,3%, 9
нагнетательных скважин;
- по XVII горизонту пробурено скважин – 4 добывающих, 1 временно
добывающая нефть, по которым добыто в 2006 году 7,4 тыс.тонн при средней
обводненности продукции 73,9%, 1 нагнетательная скважина;
- по XVIII горизонту пробурено скважин – 2 добывающих, по которым
добыто в 2006 году 2,6 тыс.тонн при средней обводненности продукции 54,8%,
1 нагнетательная скважина;
- по Парсумурунскому куполу – 1 скважина добывающая нефть, по которой
добыто в 2006 году 1 тыс.тонн нефти при средней обводненности продукции
58,9%.
2.2.2 Характеристика отборов нефти, жидкости и газа
Из продуктивных горизонтов месторождения Узень с начала разработки
отобрано 285726,4 тыс. тонн нефти и 617397,7 тыс. тонн жидкости, в том
числе 110779,6 тыс. тонн добыто с XIV (39%) горизонта. Доля остальных
эксплуатационных объектов в накопленной добыче нефти составляет от 1,3%
(Северо-Западный купол) до 24% (XIII горизонт). Текущий коэффициент
нефтеизвлечения по месторождению составил 27,3%. По основным горизонтам КИН
изменяет от 33,8% (XIII горизонт) до 11,4% (Хумурунский купол).
Годовая добыча по состоянию на 01.01.2006 г. из нефтенасыщенных
пластов ... 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
