Месторожденье Жетыбай

Тип работы: Материал
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 30 страниц
В избранное:

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

КАЗАХСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
им. К.И.САТПАЕВА

Кафедра Разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений

РЕФЕРАТ

Тема: Месторожденье Жетыбай

Выполнила:
студентка группы 6
Егизбаева Ж.

Проверил:
Танирбергенов А.Г.

Алматы 2005

ВВЕДЕНИЕ

Многопластовое крупное нефтегазовое месторожденье Жетыбай было
открыто в 1961 году. В промышленную эксплуатацию месторожденье вступило в
1969 году, в соответствии с технологической схемой разработки ВНИИ дляIV
объекта, включающегоXI, XII, XIII горизонты; базисный горизонт объекта -
XII и горизонтXIII рекомендовалось разбуривать по равномерной сетке
600х600 м при трех рядном размещении скважин в блоках шириной 2,4 км.
В 1972 году составлена технологическая схема разработки III объекта
(IXб, X горизонты), согласно которой залежи разбуриваются по равномерной
сетке 600х600.
В 1974 году ВНИИ составлена технологическая схема разработки
нефтегазовых залежей V, VI, VIII горизонтов, предусматривающая
внутриконтурное нагнетание воды, как и нефтяные, так и в газонефтяные зоны
залежей.
В связи с тем, что все проектные документы и решения были утверждены
ЦКР Миннефтепрома в разное время и касаются отдельных объектов эксплуатации
месторожденья, 1976 г ВНИИ совместно с КазНИПИнефть по заданию
Миннефтепрома составлен комплексный проект разработки месторожденья
Жетыбай. Этот проект утверждают ЦКР Мин СССР как проект разведки трех
объектов (нижних горизонтов XIII, XII,XIII ) и как технологическая схема
трех объектов ( Vв+VIа, Vа+Vб горизонты) разведки, а также выделены четыре
возвратных объекта ( IV, VIб, IX, XI горизонты). В проекте предусмотрено
бурение скважин по самостоятельной сетке скважин для выделенных шести
объектов.
За время, прошедшее после утверждения объекта, выявился ряд дефектов,
осложняющих разведку залежей и эксплуатацию скважин. Кроме того, в
результате эксплуатационного разбуривания месторождения изменилось
представление о характере насыщения пластов флюидами отдельных залежей. Все
это побудило постановку вопроса о пере составлении проектного документа.
Проект был составлен КазНИПИнефть в 1980 году.
Центральной комиссией по разведке нефтяных месторождений СССР
(протокол 845 от 30.01.80) было отмечено, что проект разведки ВНИИ (1976г)
не может быть использован для проектирования обустройства и было решено в
1980 году уточнить запасы нефти и газа, 1981 год выполнить работу по
обоснованию коэффициентов нефтеотдачи залежей на базе новых представлений о
геологическом строении месторождения и, основываясь на этих работах
составить новый проект разведки месторождения. Упомянутые работы были
выполнены и в 1982 году институтом КазНИПИнефть составлен "Уточненный
проект разведки месторождения Жетыбай", согласно которому каждый
продуктивный горизонт выделен в качестве объекта разведки (II объектов).
Всего для выделенных объектов рассмотрено пять вариантов разведки
месторождения в целом.
Совещание в Управлении разведки по рассмотрению этого объекта
(протокол от 17.01.84г) отметило, что в представленной работе не приводится
сравнение базового варианта с вариантами, рассмотренными в проекте.
Рассмотренные варианты не обеспечивают вовлечение в разведку всех
извлекаемых запасов нефти принятых на баланс ЦКЗ, хотя обеспечивают
извлечение запасов, утвержденных ГКЗ СССР(варианты 4 и 5); сроки
разбуривания месторождения растянуты (53 года); не рассмотрен также вариант
ускоренного разбуривания основных (до30 лет) и опережающего разбуривания
основных объектов ( VIII, X, XII, XIII горизонтов) с продолжительными
стабильными уровнями отбора жидкости ; в работе имеют место и другие
недостатки, на которые было указано в заключениях экспертизы ВНИИ и
Управлении нефтегазодобычи. Решением Управления разведки Миннефтепрома
институту КазНИПИнефть поручено доработать представленный проект в
соответствии с замечаниями.
Уточненный проект разведки месторождения Жетыбай в соответствии с
вышеуказанными замечаниями представлен тремя вариантами: 1 вариант базовый
- продолжение разбуривания по проекту ВНИИ (1976г) с общим количеством
скважин 1643, в том числе для бурения - 833; 2 и 3 варианты отличаются
плотностью сетки скважин для 2 варианта всего 2279, в том числе для
бурения - 1519, а для 3 варианта всего 2783, в том числе для бурения - 2023
скважин.
Основные положения и принципы такие как: геологические
характеристики залежей, выделение эксплуатационных объектов, общее
количество скважин для разведки в рекомендуемых вариантах, а также вопросы
предупреждения осложнений в добыче нефти, изложенные в настоящем отчете,
аналогично соответствующему материалу рассмотренному 17.01.84 года в
Управлении разведки.
К внедрению рекомендован 2 вариант, обеспечивающий стабильную добычу
в течение 18 лет и извлечение утвержденных запасов.

I. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

I.1. Общие сведения по месторождению
Месторождение Жетыбай расположено в западной части полуострова
Мангышлак и по административному подчинению входит в часть Каракиякского
района Мангистауской области Республики Казахстан. Ближайшие к
месторождению населенными пунктами являются поселок Жетыбай (1км),
районный центр Курык (60 км), город Новый Узень (70 км), город Актау 80 км.
В орфографическом отношении район представляет собой
слабобезхолменное обширное плато, плато погружается в юго-западном
направлении. Отметки рельефа изменяются от 145 до 170 метров.
Климат района резко континентальный. Атмосферных осадков выпадает до
140 мм в год. Абсолютная максимальная температура воздуха +47*С, абсолютно
минимальная -35*С. Среднегодовая температура воздуха +10*С, район
характеризуется сильными ветрами и пыльными бурями. Преобладают ветры
северо-восточного направления. Глубина промерзания грунта достигает 1
метра.
Промышленная нефтегазоносность месторождения установлена в 1961 году.
Добыча нефти из месторождения ведется НГДУ "Жетыбайнефть" производственного
объединения "ММГ". Эксплуатационное бурение проводится Жетыбайским
управлением буровых работ.
I.2. Стратиграфия

Месторождение Жетыбай приурочено к крупной антиклинальной складке
субширотного простирания. По структурной поверхности 1 юрского горизонта
размеры ее 22х6 км при амплитуде поднятия 65 метров. Структура довольно
пологая. Углы падения увеличивается с глубиной от 2 30 до 5 .
Глубокими разведочными скважинами на месторождении вскрыта
трехкилометровая толица осадочных пород от верхнетриасового до
четвертичного возраста, из который отложения юрской системы являются
промышленно-нефтеносными.
Юрская система представлена нижним, средним и верхним отделами.
Отложения юры характеризуются чередованием прослоев песчаников,
алеврагитов, глин и аргиллитов общей толщиной 1300 м. Толщина отложений
нижней юры 100-120 метров. Среднеюрский отдел состоит из отложений
ааленского , байосского и батского ярусов.
В разделе ааленского яруса выделены ХIII и XII горизонты. Общая
толщина отложений 165-200 метров.
В байосском ярусе выделены XI, X, IX, VIII, VII горизонты. Обща толщина
отложений 335-365 метров.
В батском ярусе выделены VI, V, IV, III продуктивные горизонты. Общая
толщина яруса 225 метров.
Верхний отдел состоит из келловейского, оксфордского и кемериджского
ярусов. В нижней части келловийского яруса выделяется I и II продуктивные
горизонты. Общая толщина верхнего отдела 450-460 метров. В разрезе юрских
отложений выделено 13 продуктивных горизонтов.
Газовые залежи в I горизонте , нефтяные залежи в IV (пласты 1 и 2), V
(б1+б2, в1+в2+в3),VI(б2+б3), VII(1-6,8+9), VIII(а4) , IX(3,4), X, XI(5,
6+7,8,9) и XII горизонтах, а нефтегазовые залежи в II(б1+б2), III(1+2, 3,
4+5,6),V(а),VI(а1+а2,б1), VIII(а1,а2+а3,б1,б2+б3), IX(1+2), XI(1+2+3+4,5) и
XIII горизонтах.
Особенности залегания продуктивных горизонтов, характер распространения
их залежей по площади, обоснование ВНК и ГНК подробно освещены в отчете
КазНИПИнефть за 1980 год "Уточнение строения и емкостно-фильтрационных
свойств залежей Н и Г месторождения Жетыбай" В этом параграфе приводится
лишь таблица 1, характеризующая строение продуктивных горизонтов по разрезу
и площади, таблица 2 регламента о средних абсолютных отметках ВНК и ГНК.

V ГОРИЗОНТ

V горизонт отделяется от IV глинистым разделом, мощность 5-10 метров.
Коэффициент слияния горизонтов равен нулю. В этом горизонте мощность
которого составляет 70-75 метров прослеживаются 7 пластов ,объединенные в
три пачки А,Б,В, разделенные выдержанными по мощности глинистыми
разделами. ВЫ пачке А выделен один пласт "а", к которому приурочена
нефтегазовая залежь.
В пачке Б выделены два пласта "б1" и "б2", имеющие коэффициенты
распространения 0,94-0,98 и слияния - 0,34. К этой пачке приурочена
самостоятельная нефтяная залежь.
В пачке В выделено четыре пласта , причем верхние два пласта "в1" и
"в2" характеризуются относительно повышенным коэффициентом слияния 0 0,34.
К данным пластам приурочена залежь нефти "в1+в2".
Сообщаемость пластов "в2" и "в3" крайне низкая Ксл=0,05. Пласт "в3"
фактически изолирован и от нижележащего пласта "в4" (Ксл=0,05). К пласту
"в3" приурочена самостоятельная залежь нефти. Нефтяная залежь пласта "в4"
выделена условно и оценка запасов по данному пласту не приводилась. Размеры
залежей пластов "а", "б1+б2", "в1+в2", "в3" соответственно равны
:15,5х4,8км (газовой шапки - 8,4х2,2; Vпор=0,25), 16,8х5км, 14х3,2км,
10,8х1,8км.
Горизонт V раньше подразделялся на три подгоризонта Vа, Vб, Vв. В
настоящей работе выделено четыре подгоризонта Vа, Vб, Vв, Vг. Общая его
мощность 65-75 метров.
1.Подоризонт Vа расположен почти повсеместно в пределах площади
месторождения за исключением незначительной зоны на северном крыле
структуры. Литологически он представлен преимущественно монолитными
песчаниками, реже с включением одного или двух глинистых прослоев мощностью
1,2 км залегающих в виде линз. В связи с этим подгоризонт расчленяется на 2
или 3 песчаных пласта Vа1, Vа2, Vа3, мощность которых изменяется от 0,5 до
16 метров. Однако в большинстве скважин подгоризонт представляет собой
монолитный пласт. Общая мощность горизонта колеблется от 5м до 23 м, и
составляет в среднем 9,5 м.
К горизонту приурочена пластовая, сводовая ,нефтегазовая залежь
подпираемая краевой водой.
Первоначальное положение ВНК было принято на абсолютной отметке 1750
метров, этаж газоносности нефтегазовой залежи составляет 23 м, а этаж
нефтеносности 2,5 м. В пределах внешнего контура нефтеносности (1750м)
залежь имеет длину 17,7 км, а ширину до 4,7 км.
Площади газовой, газонефтяной, нефтяной и водонефтяной зон составляет
соответственно 4,5%, 26%,50,4%, 19,1% всей площади залежи. Запасы нефти в
газонефтяной, нефтяной, водонефтяной зонах составляет 18,7 %, 65,3%, 16%.
Объем занятой нефтью в 4,6 раза превышает объем занятой газом.
Подгоризонт Vа отделяется от ниже залегающего подгоризонта Vб выдержанным
по простиранию глинистым разделом мощностью 4,6-22м, средняя мощность
которого равна 12,5м.
2.ПодгоризонтVб. Общая мощность изменяется от 5 до 26 м. Он
характеризуется очень сложным геологическим строением. К подгоризонту
приурочена пластовая, сводовая, нефтяная залежь подпираемая краевой водой.
По геофизическим данным скважин ВНК отбивается на абсолютных отметках 1769-
1780, на основаны опробовании скважин и данных геофизики были выявлены три
зоны с различным положением ВНК.
I зона расположена в западной части структуры с ВНК 1770-1772 м.
II зона находится в центральной части структуры с ВНК 1777-1780 м.
Таким образом с запада на восток отмечается наклонное положение ВНК, то
есть это с 1770 до 1780 .
Этаж нефтеносности с запада на восток изменяется от 41 до 51 м, в
пределах внешнего контура нефтеносности (1770-1780м) залежь подгоризонта Vб
имеет длину 16 км, а ширину 4,7 км.
Площади нефтеносной и водо-нефтеносной зон составляют соответственно
77,4%, 22,6% от площади залежи. Нефтенасыщенная мощность в нефтяной зоне
изменяется от 1,4 м до 20,2 м, а в водо-нефтеносной зоне изменяется от 0 до
14,1 км. Запасы нефти в нефтеносной и водо-нефтеносной зонах составляют
85,1% и 14,9% .
Подгоризонт Vб отделяет от нижележащего подгоризонта Vв глинистым
разделом , мощность 0-26,8м при средней мощности 10,9м.
3.Подгоризонт Vв , в нем отмечаются три глинистых прослоя . Общая
мощность подгоризонта Vв при расчленении на три пласта составляет 12-13м,
а при расчленении на 4 пласта колеблется от 18 до 20 м.
На основании результатов опробования скважин и геофизики первоначально
ВНК был принят на абсолютной отметке 1780 м. В связи с этим этаж
газоносности составляет 12 м, а этаж нефтеносности равен 17 м в пределах
внешнего контура нефтеносности. Нефтегазовая залежь подгоризонта Vв имеет
длинну 15,6 км, а ширину 4 км. Площадь нефтегазоносной , нефтяной, газо-
нефтеносной и водо-нефтеносной составляют соответственно 25,8%, 12%, 5,5%,
56,7% от площади залежи подгоризонта.
Подгоризонт Vв отделен от нижележащего подгоризонта Vг глинистыми
разделами мощность от 0 до 18м, средняя мощность которого = 4,1м.
4.Подгоризонт Vг. Первоначальное положение АВНК был принят на
абсолютной отметке 1780м. Этаж нефтеносности нефтяной залежи подгоризонта
составляет 10,9м. В пределах внешнего контура нефтеносности залежь имеет
длинну 6,5 км, а ширину 1,2-1,5 км.
Нефтенасыщенная мощность изменяется от 0 до 10 м. Подгоризонт Vг
отделен от нижележащего подгоризонта VIа глинистым разделом мощность. 0-
21,6м, а средняя мощность которого равна 9,1 м.

I.3. Тектоника

Месторождение Жетыбай расположено в пределах Южно-Мангышлакского
прогиба, характерной особенностью которого является разобщение его зонами
поперечных поднятий на несколько глубоких впадин. На северном борту
прогиба расположена Жетыбай-Узеньская и Кокулебайская тектонические
ступени, южной границей которых является глубинный разлом , фиксируемый
фазой по IIIг отражающему горизонту.
На Жетыбай-Узеньской тектонической ступени все выявленные структуры
являются асимметричными брахиантиклинальными складками с пологими
северными и крутыми южными крыльями зауженными западными и более широкими
восточными переклиналями. На всех изученных структурах отмечается
ундуляция осей. Все структуры являются унаследованными , так- как
фиксируется почти полное совпадение их структурных планов по отдельным
горизонтам.
В тектоническом отношении месторождение Жетыбай представляет собой
крупную пологую асимметричную брахиантиклинальную структуру, вытянутую в
субширотном направлении.
В пределах продуктивной толщи с глубиной увеличиваются углы падения
пород на крыльях структуры от 2 30 до 5 30 и уменьшаются ее размеры.
В западной и восточной частях структуры вследствие ундуляция длинной
оси выделяются соответственно 1-3 и 2-4 небольших куполка. Детальное
изучение строения продуктивных отложений Жетыбайского месторождения,
особенностей распределения газа, нефти и воды по площади и разрезу
позволяют предположить, что в пределах Жетыбайского поднятия, видимо
имеется ряд тектонических нарушений, как продольного так и поперечного
направлений.
Предполагаемое тектоническое нарушение широкого простирания было
выявлено в процессе изучения причины изменения положения отметок ВНК по
залежи подгоризонта Viб в районе западной переклинали поднятия. Как
следует из геологического профиля на фоне общего подъема сводовой части
Жетыбайского поднятия, особенно по верхним горизонтам довольно четко
выделяются две поперечные флексуры. Которые как бы делят площадь
месторождения на три участка: восточный, основной по размерам, западный и
разделяющий их сравнительно узкий , средний.
Ниже по разделу, в XI-XIII горизонтах эти флексуры видимо переходят в
разрывные тектонические нарушения.
По данным промысловой геофизики, анализ характера насыщения песчаных
пластов и прослоев песчано-глинистых пачек XI горизонта позволил выявить
следующую закономерность: песчаные пласты даже при относительно хорошей
коррелируемости на различных участках площади месторождения можно включать
залежи нефти самостоятельными ВНК , то есть иногда эти песчаники насыщены
водой на более высоких гипсометрических отметках, по сравнению с
нефтеносными
Т.О .изучение, геолого-промыслового материала по Жетыбайскому
месторождению указывает на возможность наличия трех малоаплитудных
тектонических нарушений - одного продольного и двух поперечных.
Описанные нарушения являются пока только предполагаемыми. Для их более
обоснованного подтверждения необходимы дополнительные данные, которые могут
быть получены при дальнейшем разбуривании залежей и особенно при проведении
гидропрослушивания между скважин расположенными в соседних блоках.

I.4. Коллекторские свойства

Емкостно-фильтрационные свойства пластов-коллекторов продуктивных
горизонтов подробно освещены в работе , в которой обосновываются методика
определения и принятия величины нижних значений искомых параметров с
применением методов математико-статистического анализа.
Пористость пород-коллекторов закономерно убывает от верхних горизонтов
к нижним . Самое высокое среднее значение открютой пористости
определенное по результатам анализов кернов для коллекторов I горизонта
(0,218); самое низкое (0,173-0,175) для XII и XIII горизонтов.
Проницаемость изменяется от 0,001 мкм2 до несколько десятых долей
мкм2. В среднем значение параметра для большинства горизонтов не
превышает 0,1 мкм2 изменяется без какой-либо закономерности. Нижний предел
проницаемости для нефтеносных пластов-коллекторов - 0,003 мкм2, для газовых
- 0,001 мкм2.
Остаточная нефтенасыщеность в газоносных пластах изменяется от 0,06 до
0,10. На этом основании газонасыщенность принята с поправкой на указанную
величину. Принятые для подсчета запасов начальные коэффициенты нефте и
газоносности приведены в таблице 1.3.

I.4.1. Толщина горизонтов

В результате комплексной интерпретации данных промыслово-
геофизических исследований проведено детальное разчленение продуктивного
разреза на горизонты и пласты, определена их стратиграфическая привязка,
выделены проницаемые пласты-коллекторы , определены величины газо и
нефтенасыщенных толщин пластов. Принятые значения толщин по горизонтам
приводится в таблице 1.4.

1.4.2. Показатели неоднородности пластов.

Для характеристики геолого-физических свойств пласта и количественной
оценки геологической неоднородности распространены коэффициенты
песчанитости, расчлененности и распространения пластов. В таблице 5
приведены средние величины коэффициентов вариации песчанитости для III, IV,
V, VI, VIII, XII, XIII горизонтов составляет 30-36% и подтверждают, что по
песчанитости указанные горизонты являются более однородными, чем IX и X
горизонты , по которым коэффициенты вариации составляют 59 и 65 %. Наиболее
расчлененными являются коллекторы IV, V, VIII, X, XI горизонты, а по
степени изменчивости расчлененности более однородными являются коллекторы
III и IV горизонтов (W=26-30%). По Степени выдержанности пласты-
коллекторы эксплуатационных объектов характеризуются различными значениями
коэффициентов распространения и изменяются различными от 0,35 до 1,0.
Наиболее однородными по степени выдержанности являются III, IV, V, VI,
VIII, XII, XIII горизонты. Наибольшая изменчивость свойственна пластам VII,
IX, X, XI горизонтов.

5. Запасы нефти и газа

Со времени последнего утверждения в ГКЗ запасов нефти и газа в 1970
году на месторождении Жетыбай пробурено более 300 скважин, получены новые
данные, уточняющие строение залежей, их границы, распределение по ним
нефтенасыщенной и газо-насыщенной мощности.
В связи с этим для составления проекта разработки рассматриваемых
залежей необходимо было произвести переоценку запасов с учетом данных по
вновь пробуренных скважинам по состоянию на 1 января 1976 года.
Прежде всего необходимо отметить, что за время после утверждения
запасов на месторождении была открыта еще одна нефтяная залежь, связанная с
верхней пачкой IV горизонта. Оценка подсчетных параметров этой залежи для
определения содержащихся в ней запасов нефти приведены выше, при изложении
геологического строения и характеристики залежей IV горизонта.
Увеличение запасов нефти залежи подгоризонта Vб связано с увеличением
площади нефтеносности в основном в районе восточной приклинали и юго-
восточного крыла, где отметка ВНК , вместо ранее принятой - 1770м, взята по
данным скважины 703, равной - 1779м. Площадь залежи увеличилась более чем
на 407 км2 (8,5%), кроме того в том районе рядом скважин (709, 737) вскрыта
нефтенасыщенная мощность более 20м. Так, что частично увеличение запасов
осуществлено и за счет некоторого роста средней нефтенасыщенной мощности.
По залежи подгоризонта Vв наибольшее увеличение запасов нефти
произошло за счет роста средней нефтенасыщенной мощности. Наибольшие
изменения имеются в запасах свободного газа.
В основе роста запасов свободного газа по подгоризонту VIIIа+б лежит
увеличение на 40% (6,7км2) площади газоносности и среднего значения
газонасыщенной мощности на 0,6м, что составляет 22% от ранее утвержденной.
В целом по месторождению в пределах рассматриваемых горизонтов (IV-
XIII), балансовые запасы нефти увеличились на 9,2% (30 млн.т) против
утвержденных ГКЗ. Однако следует отметить, что в это число входят запасы
нефти залежи IV горизонта (19,3 млн.т), которые в ГКЗ не рассматривались.
Таким образом по существу разница состоит 10,7 млн.т или 3,3 %.
Сравнительно наиболее благоприятными условиями обладают залежи
подгоризонтов Vа и Vб, по которым большая часть запасов нефти связана с
нефтяной зоной.
Залежь подгоризонта Vв единственная, в которой запасы нефти
сосредоточены во всех возможных для нефтегазовых залежей зонах -
газонефтяной и водонефтяной, причем в последнем заключена почти половина
всех запасов.
За период прошедшей после утверждения запасов нефти и газа (1970-
1980гг) получен обширный положительный материал, уточняющий представление о
геологическом строении залежей и объемах нефти и газа. Так за указанный
период на месторождении пробурено 700 скважин, получены новые данные по
опробованию скважин. При рассмотрении в 1980 году проекта разработки
данного месторождения представленного институтом КазНИПИнефть Центральная
комиссия по разработке обязала институт представить в 1981 году проект
кондиции в ГКЗ СССР и подсчет балансовых запасов нефти в месторождении
Жетыбай. В ЦКЗ Миннефтепрома институтом КазНИПИнефть была выполнена работа
по переоценке балансовых запасов нефти и газа. В начале 1981 года
КазНИПИнефть совместно с ВНИИ составили проект кондиции. Балансовые запасы
нефти и газа по пластам и месторождению в целом приведены в таблицах 6 и 7.

1.5.1. Физико-химическая характеристика нефтей.

Изучение физических свойств пластовых нефтей было начато с 1968 года.
Основной объем исследования был выполнен в наиболее благоприятный для этого
период опытной эксплуатации. Следует отметить, что большая часть
исследований приходится на 12 горизонт. На каждой из других горизонтов
находится значительно меньше экспериментального материала, а наиболее
нуждающийся в дополнительном изучении физико-химических свойств насыщающих
пластовых жидкостей и газов V, VI, XI горизонтов.

2. Свойства пластовой нефти.

В направлении от верхних горизонтов к нижним происходит увеличение
давления насыщения, температуры, газонасыщенности (от 85 до 161 м3т),
объемного коэффициента (от 1,25 до 1,41) и уменьшение таких параметров ,
как плотность нефти ( от 0,77 до 0,7 гсм3), вязкости (от 3,04 до 1 спз).
Одной из особенностей проявившиеся при сопоставлении результатов
исследования, глубинных проб нефтей различных горизонтов является
относительно постоянная величина превышения давления насыщения на ГНК над
его значением в зоне ВНК. Для всех горизонтов независимо от этажа
нефтеносности, а она составляет 50-60 кмсм2.

3. Свойства дегазированной нефти.

Нефти рассматриваемого комплекса продуктивных отложений можно условно
подразделить на 2 группы. К первой можно отнести IV - VI горизонтов с
относительно повышенными значениями вязкости( динамическая вязкость при
50*С - 25-30 спз), плотности (0,86-0,87 гсм3) и большим содержанием
асфальтено-смолистых компонентов (15-17%).
Ко второй группе относятся нефти VIII-XIII горизонтов с более
благоприятной фильтрационной характеристикой. Плотность определяется от
0,833 до 0,850 гсм3, вязкость при 50*С от 8 до 12 СПЗ, содержание
асфальтно-смолистых веществ не превышает 8-9 %.
Особенности всех рассмотренных нефтей является большое содержание
высокомолекулярных парафиновых углеводородов (18-25%) , обуславливающих
застывание нефти при температурах +28, +34*С. Начало выпадения парафина
зафиксировано при температурах в диапазоне 37-48*С. Содержание серы
невелико, в среднем 0,2%.
По анализам глубинных проб попутный газ нефтей V-XII горизонтов имеет
удельный вес 1,058-1,175 гл, содержание метана 62-67%, углекислый газ 0-
1,2%, азота 4,04-10,85%.

6. Вывод по геологической части.

Нефти всех горизонтов месторождения Жетыбай близки по своим физико-
химическим свойствам и относятся по всему типу к легким, малосернистым с
высоким содержанием парафинов и смол.
Отличается закономерный характер изменения физико-химических свойств
нефти направленный в сторону утяжеления нефтей вверх по разрезу с
одновременным увеличением их вязкости и уменьшения газосодержания. В
составе нефти вверх по разрезу увеличивается содержание смол, парафинов и
кокса.
На основании комплексного изучения геолого-промысловой характеристики
эксплуатационных объектов месторождения и результатов проектирования его
разработки можно сделать следующие выводы:
• В разделе продуктивной толщи вскрыты газовые, нефтегазовые и нефтяные
залежи. В верхней части разреза в основном сосредоточены нефтегазовые
залежи, а в нижней части нефтяные.
• На месторождении предполагается наличие одного продольного и двух
поперечных малоамплитудных дизъюнинктивных нарушений, характеризуется,
видимо в вертикальном положении плоскости сбрасывателя. В целях
установления возможно тектонических экранов следует провести
гидропрослушивание скважин расположенных на соседних блоках.
• По степени изученности наилучшим образом охарактеризованы залежи X, XII,
XIII горизонтов, находящиеся уже длительное время в эксплуатации. Верхние
продуктивные горизонты изучены слабо, эксплуатируеются единичными
скважинами.
• Характерной особенностью всех продуктивных горизонтов является их низкая
проницаемость.
• В нефтегазовых залежах запасы нефти в основном сосредоточены в двух
зонах, газонефтяной и водонефтяной - это осложняет условия их извлечения.

II. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

II.1. Текущее состояние разработки месторождения.

В промышленную эксплуатацию месторождение Жетыбай вступило в 1969 году.
Действующим проектным документом, согласно которому в настоящее время
осуществляется промышленная разработка месторождения, является
"Уточненный проект разработки месторождения Жетыбай", составленный
КазНИПИнефть и утвержденный ЦКР МНП в 1984 году. В 1989 году с учетом
сложившегося состояния разбуривания объектов КазНИПИнефть было проведено
уточнение проектных показателей разработки месторождения на период 1989-
2005гг, которые были утверждены ЦКР МНП.
В 1992 году по результатам пробуренных к этому времени 1250 скважин
институтом КазНИПИнефть были выполнены работы по изучению и уточнению
геологической характеристики продуктивных залежей. Согласно этим
исследованиям уточненные величины начальных балансовых запасов нефти
составили 333,15 млн.т, что на 33,4 млн.т (9%) меньше принятых в проекте.
В настоящее время наряду с принятыми в проекте, при анализе состояния
разработки и бурения новых скважин были использованы уточненные запасы
нефти и другие геологические параметры, приведенные в указанной работе.
Основные геолого-физические параметры продуктивных горизонтов месторождения
представлены в таблице II.1.

II.1.1. Анализ показателей разработки месторождения .

Из выделенных на месторождении II объектов эксплуатации в промышленной
разработке по запроектированной технологии находятся семь объектов - Vаб,
Vв+VI, VIII, IX, X, XII, XIII горизонты.
По состоянию на 1.1.96 год из месторождения отобрано 55,146 млн.т.
нефти и 93,937 млн.т. жидкости. Текущая обводненность - 58,2%. Отобрано от
утвержденных извлекаемых запасов нефти месторождения 38,6%, достигнутая
нефтеотдача -15,1% , закачано в пласт воды - 139,7 млн.м3.
Динамика добычи нефти и других показателей разработки нефти за весь
период эксплуатации месторождения представлена в таблице II.6. Как видно
динамика отборов по месторождению характеризуется двумя периодами роста и
падения добычи. Первый период охватывает 1970-1984гг и второй 1984-1995гг.
Первый период характеризуется достижение максимального уровня годовой
добычи нефти 3,8 млн.т., который поддерживается два года (1972 и 1973) с
последующей стабилизацией на уровне 3,4-3,5 млн.т. в течение 3 лет.
Анализ показывает, что характер изменения добычи нефти по месторождению
в целом за 1 период обусловлен разбуриванием, активной эксплуатацией и
последующим истощением, базового и наиболее продуктивного XII горизонта по
которому в 1972-1977 гг обеспечивался 50-90% годовых отборов нефти
месторождения. Стабилизация добычи в 1974-1976гг на месторождении связана
с вводом в разработку XIII и отдельных, наиболее продуктивных участков
залежей V, VIII, XI горизонтов, что однако не компенсировало дальнейшее
снижение добычи по XII горизонту. Начиная с 1977 года добыча нефти на
месторождении неуклонно снижается с 3.09 до 1,207 млн.т. в 1984 году.
Аналогичные тенденции отмечаются и в динамике добычи жидкости. Однако
проявляются они в значительно меньшей степени, стабильный уровень
"выдерживается" дольше (6 лет - 1973-1978 года) и амплитуда снижения
значительно меньше (43% от максимального), чем по нефти (69%).
Второй период разработки месторождения связан с реализацией проектных
решений (1984 год) по дальнейшему разбуриванию и обустройству
месторождения и характеризуется ростом добычи нефти, достижением в 1989
году максимального уровня 1,799 млн.т. и стабилизации отборов нефти на
уровне 1,717-1,799 млн.т. в течении трех лет (1988-1990 годы) В этот период
были введены в разработку Vаб, Vв+VI, IX горизонты и дальнейшее
разбуривание VIII, X , XII горизонтов , планомерное обустройство скважин
и другие мероприятия по активной эксплуатации месторождения . В результате
в первые пять лет после проектного периода (1985-1989гг) проектные
показатели месторождения были выполнены с некоторым превышением.
В дальнейшем начиная с 1991 года по месторождению наблюдается
монотонное снижение добычи нефти с ежегодным темпом падения 13-21%.
Снижается также и отбор жидкости, причем настолько, насколько и нефть - в
2,7 раза за 1991-1995 годы при практически неизменной обводненности 55-58%,
смотрите таблицу II.6.
Указанным выше периодам соответствует и динамика бурения скважин. Как
отмечено выше, месторождение характеризуется двумя периодами активного
разбуривания. В начальный период 1970-1980 годы при темпах бурения 55-80
сквгод были введены в разработку XIII, XII, X, VIII горизонты. Во второй
половине - 1986-1990 годы темп бурения достигает 117 сквгод, в 1988 и
начиная с 1990 года, снижается до38-8 скважин в 1994-1995 годы. Отметим,
что одной из основных технологических причин снижения добычи нефти не
месторождении является недобор необходимых объемов жидкости.
В последние годы особенно усиливается отрицательное влияние технической
необеспеченности НГДУ , что отражается прежде всего на состоянии фонда
скважин. Коэффициент использования добывающего фонда в 1995 году составил
0,65 при колебаниях по объектам 0,58(XII) - 0,79 (VI), нагнетательного -
0,71 (0.68-0.79). Коэффициент эксплуатации скважин добывающего фонда в
1995 году составил 0,84 при колебаниях 0,76 (X) - 0,78 (V),
нагнетательного - 0,85 (0,84-0,95).

II.1.2. Характеристика фонда скважин и степени разбуривания объектов.

Месторождение характеризуется двумя периодами активного разбуривания.
В начальный период 1970-1980гг при темпах бурения 55-80 сквг были введены
в разработку XIII, XII, X, VIII горизонты. Второй период 1986-1990гг связан
с внедрением решений проекта (1984г) - вводом в разработки Vаб, V+VI, Ixг
горизонтов и дальнейшим разбуриванием XII, X горизонтов. Темп бурения
достиг в 1988 году 117 скважин. Начиная с 1990 года темпы бурения снижаются
до 38-8 скважин в 1994-1995гг.
На месторождении по состоянии на 1.1.1996 год пробурено всего 1492
скважин, в том числе в качестве добывающих - 1281 и нагнетательных - 211.
За время разработки месторождения из добывающего и нагнетательного фонда
ликвидировано 183 скважин. Определено в контрольные и другие категории 55
скважин. Из числа последних ликвидировано 17 скважин.
На 1.1.1996 год эксплуатационный фонд месторождения составляет 1241
скважин, в том числе 923 добывающих и 318 нагнетательных. Фонд совместил
эксплуатирующих два горизонта - 39 добывающих и 4 нагнетательных скважины.
Действующий фонд добывающих скважин - 654, нагнетательных - 230.
Эффективность использования фонда этих скважин в целом за 1995 год ниже
нормативных и составляют 65 и 70% соответственно. Также и коэффициент
эксплуатации - 0,84 и 0,85.
Характеристика структуры фонда скважин по горизонтам и в целом по
месторождению представлена в таблице 2.2. Как видно наибольшее количество
скважин приходится на разрабатываемые продолжительное время 5 объектов -
XIII, XII, X, VIII, V горизонты, где пробурено 82% из всего фонда. Движение
фонда в процессе эксплуатации также происходит в основе между этими
горизонтами. К настоящему времени общий эксплуатационный фонд по этим
горизонтам составляет 75% (928 скв=675 доб+253 нагн) фонда месторождения.
Отработано по ним 1824 скважино-объектов (1440д+424н) при общем количестве
по месторождению - 2325. С учетом жеVI, IX горизонтов, введенных в
эксплуатацию в последние годы, пробуренный фонд на промышленно
разрабатываемых горизонтах месторождения составляет 1457 (98%) скважин.
Отработано по ним 2188 скважино-объектов или 94% от общего их количества.
Возвратный фонд скважин. Движение фонда на месторождении
характеризуется достаточно большим количеством скважин , используемых как
возвратные на вышележащих горизонтах. Так, при пробуренном добывающем фонде
1281 физических скважин использовано (отработано) 1827 скважино-объектов.
Отношение составляет 1:1,42. Аналогично, хотя в значительно меньшей
степени, и по нагнетательному фонду: пробурено ( с учетом отработки на
нефть ) 460, использовано - 498 скважино-объектов. Как видно многопластовый
характер строения месторождения благоприятствует эффективному
использованию существенного фонда.
Максимальное количество скважин, переведенных из других объектов,
использовано на V, VIII, X, XI горизонтах, по которым общее количество
составило 382 единицы или 71% всего "возвратного" фонда добывающих
скважин. Доля возвратных скважин в добывающем фонде по горизонтам
колеблется в пределах 26(VIII) - 82(XI)%.
Половина нагнетательного фонда месторождения - 249 скважин переведены
из добывающего фонда, то есть отработано в качестве временно добывающих.
Наибольшее их количество реализовано на VIII(66), X(66), XII(67)
горизонтах.
Выбытие скважин. Анализ динамики выбытия скважин по разрабатываемым
горизонтам подтверждает характерную зависимость накопленного количества
выбывшего фонда от степени выработки запасов . Так, наибольший процент
выбывшего фонда по XIII(77%) и XII(76%) горизонтам является закономерным и
отражает степень выработки этих объектов, которая достигла нефтеотдачи 41%
или 90% извлекаемых запасов.
Надо отметить, что анализируемый фонд выбывших скважин включает:
1.фонд скважин, выбывших по технологическим причинам вследствие
выработанности запасов;
2.фонд скважин, выбывших вследствие ликвидации.
Анализ показывает, что первые составляю основную часть скважин
выведенных из добывающего фонда (80% или 610 скважино-объектов). В
нагнетательном же фонде наблюдается обратное : доля первых составляет 30 а
ликвидированных 70%.
Приведенные данные свидетельствуют о том, что срок службы скважин,
особенно нагнетательных, меньше срока выработки запасов нефти, приходящихся
на эти скважины.
Характеристика фонда ликвидированных скважин. Количество
ликвидированных скважин с начала выработки месторождения составило 200
скважин, в том числе их добывающего фонда 107, из нагнетательного - 93
.Всего из ликвидированного фонда (из195=105д+90н) скважин добыто 9169,2
тыс.т. нефти или 47тыс.т. нефти на одну скважину. В том числе по 90
скважинам , ликвидированные как нагнетательные, добыто 3090 тыс.т. нефти и
закачано 58210 тыс.м3 воды. Распределение скважин по принципам ликвидации
представлено в таблице 5.1. Как видно, основными причинами ликвидации
скважин является коррозия и авария подземного оборудования. На долю этих
причин приходится 84% ликвидированного фонда.
Характерно, что ликвидация скважин в нагнетательном фонде приходит
значительно большей интенсивностью по сравнению с добывающим. Так,
например, доля ликвидированных по этим категориям соответственно составили
23 и 9%. В силу специфики работы (закачка морской и сточной вод) указанные
выше причины обуславливают сокращение срока службы прежде всего
нагнетательных скважин.
Анализ показал также, что активная интенсивность выбытия скважин
характерно также и малодебитному добывающему фонду, что связано со
сложными условиями эксплуатации и технического обслуживания низко дебитных
скважин (большие глубины, способ ШГН, отложение солей и парафина,
замерзание выкидных линий, частые аварии и проведение подземных и
капитальных ремонтов).
Характеристика продуктивности скважин. Распределение фонда скважин по
дебитам в динамике за 1990-1996гг в целом по месторождению представлено в
таблице 2.3., где приводятся также средние величины дебитов по действующему
фонду скважин. Кроме того в таблице 2.4 и 2.5 приводятся распределения
фонда по дебитам и приемистости для основных горизонтов месторождения на
1.1.96 год.
Надо отметить, что реализуемые на месторождении уровни отбора жидкости
из скважин - довольно низкие. Так по таблице 2.3 около 90% фонда
характеризуется дебитами жидкости до 10 тсутки. По состоянию на 1.1.96 год
среднее значение текущих дебитов скважин составило 3тсутки по нефти и 7,5
тсутки по жидкости.
Количество скважин с дебитами нефти до 5 тсутки, которых принято
называть малодебитным фондом (МДФ), составляет 609 ед. или 93% всего
фонда. Из низ 13 часть фонда составляют скважины с дебитами нефти менее 1
тсутки. По основным горизонтам месторождения доля малодебитного фонда
изменяется от 80 (Vв+VI) до93% (VIII). Более высокие дебиты скважин ... продолжение

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