Нефтяное месторождение Жетыбай

Поможем в ✍️ написании учебной работы

Имя

Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Нажимая кнопку "Продолжить", я принимаю политику конфиденциальности

Нефтяное месторождение Жетыбай

Введение

Многопластовоекрупное нефтегазовое месторожденье Жетыбай было открыто в 1961 году. В промышленную эксплуатацию месторожденье вступило в 1969 году, в соответствии с технологической схемой разработки ВНИИ для IVобъекта, включающегоXI, XII, XIII горизонты; базисный горизонт объекта - XIIи горизонтXIIIрекомендовалось разбуривать по равномерной сетке 600х600 м при трех рядном размещении скважин в блоках шириной 2,4 км.

В 1972 году составлена технологическая схема разработки IIIобъекта (IXб, X горизонты), согласно которой залежи разбуриваются по равномерной сетке 600х600.

В 1974 году ВНИИ составлена технологическая схема разработки нефтегазовых залежейV, VI, VIIIгоризонтов, 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 проектразведки трех объектов(нижних горизонтовXIII, XII,XIII ) и как технологическая схема трех объектов ( Vв+VIа, Vа+Vбгоризонты) разведки, а также выделены четыре возвратных объекта (IV, VIб, IX, XIгоризонты). 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 изменилосьпредставление 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 горизонтвыделен в качестве объекта разведки (IIобъектов). 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 свариантами, рассмотренными в проекте. Рассмотренные варианты не обеспечивают вовлечение в разведку всех извлекаемых запасовнефти 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, XIIIгоризонтов) 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 проектв 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 отличаютсяплотностьюсетки 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.2. Стратиграфия

Месторождение Жетыбай приурочено к крупнойантиклинальной 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 верхнетриасовогодо четвертичного возраста, из который отложения юрской системы являются промышленно-нефтеносными.

Юрская система представлена нижним, средним и верхним отделами. Отложения юрыхарактеризуются 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 ХIIIи XIIгоризонты. 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 продуктивныхгоризонтов.

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 среднихабсолютных отметках ВНК и ГНК.

V ГОРИЗОНТ

V горизонт отделяется от IVглинистым 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 пачкиА,Б,В, разделенные выдержанными по мощности глинистыми разделами. ВЫ пачке А выделенодин 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 подгоризонтаVа, 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 представленпреимущественно 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 пластаVа1, Vа2, Vа3, мощность которых изменяется от 0,5 до 16 метров. Однако в большинстве скважин подгоризонт представляет собоймонолитный 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 Vаотделяется от ниже залегающего подгоризонта Vбвыдержанным 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 выявленытри зоны с различным положениемВНК.

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 нефтеносностис запада на востокизменяется 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 составляютсоответственно 77,4%, 22,6% от площади залежи. Нефтенасыщенная мощностьв 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-нефтеноснойзонах составляют 85,1% и 14,9% .

Подгоризонт Vб отделяет от нижележащего подгоризонтаVв 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 пластасоставляет 12-13м, а при расчленении на 4 пласта колеблется от 18 до 20 м.

На основании результатов опробования скважин и геофизики первоначальноВНКбыл принятна абсолютной отметке 1780 м. В связи с этим этаж газоносностисоставляет 12 м, а этаж нефтеносности равен 17 м в пределах внешнего контуранефтеносности. Нефтегазовая залежь подгоризонта Vв имеет длинну 15,6 км, а ширину 4 км. Площадь нефтегазоносной , нефтяной, газо-нефтеносной и водо-нефтеносной составляют соответственно25,8%, 12%, 5,5%, 56,7% от площади залежи подгоризонта.

Подгоризонт Vв отделен от нижележащего подгоризонта Vг глинистыми разделамимощность от 0 до 18м, средняя мощность которого = 4,1м.

4.Подгоризонт Vг. Первоначальное положение АВНК был принят на абсолютной отметке1780м. Этаж нефтеносностинефтяной залежи подгоризонта составляет 10,9м. В пределах внешнего контура нефтеносности залежь имеет длинну 6,5 км, а ширину 1,2-1,5 км.

Нефтенасыщенная мощностьизменяется от 0 до 10 м. Подгоризонт Vг отделен от нижележащего подгоризонта VIаглинистым 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 зонамипоперечных поднятийна несколько глубоких впадин. На северном борту прогибарасположена Жетыбай-Узеньская и Кокулебайская тектонические ступени, южной границей которых является глубинный разлом , фиксируемый фазой по IIIг отражающему горизонту.

На Жетыбай-Узеньскойтектонической ступенивсе выявленные структуры являются асимметричнымибрахиантиклинальнымискладками с пологими северными и крутыми южными крыльями зауженными западными и более широкими восточными переклиналями. На всех изученных структурахотмечается ундуляция осей. Все структуры являются унаследованными , так- как фиксируется почтиполное 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 глубинойувеличиваются 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 нарушениеширокого простирания было выявлено в процессе изучения причины изменения положения отметок ВНК по залежи подгоризонтаViб врайоне 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 прослоевпесчано-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 наличиятрех 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. Коллекторскиесвойства

Емкостно-фильтрационные свойства пластов-коллекторовпродуктивных горизонтов подробно освещены в работе , в которой обосновываютсяметодика определения и принятия величины нижних значений искомых параметров с применением методов математико-статистического анализа.

Пористость пород-коллекторов закономерно убывает от верхних горизонтовк нижним . Самое высокоесреднее значение открютой пористостиопределенное по результатам анализов кернов для коллекторов I горизонта (0,218); самое низкое (0,173-0,175) для XII и XIII горизонтов.

Проницаемостьизменяется от 0,001 мкм2до несколько десятых долей мкм2. В среднемзначение параметра для большинствагоризонтов 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.

Остаточнаянефтенасыщеность 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 газоносностиприведены в таблице 1.3.

I.4.1. Толщина горизонтов

В результате комплекснойинтерпретацииданных промыслово-геофизических исследований проведено детальное разчленениепродуктивного разреза на горизонты и пласты, определена их стратиграфическаяпривязка, выделены проницаемые пласты-коллекторы , определены величины газо и нефтенасыщенных толщин пластов.Принятые значения толщин по горизонтамприводится в таблице 1.4.

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 нимнефтенасыщенной 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 увеличениемплощади 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 нефтипроизошло 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 VаиVб, 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.

Свойства пластовой нефти.

В направлении от верхних горизонтовк нижним происходит увеличение давления насыщения, температуры,газонасыщенности (от 85 до 161 м3/т), объемного коэффициента (от 1,25 до 1,41) и уменьшение таких параметров , как плотность нефти ( от 0,77 до 0,7 г/см3), вязкости (от 3,04 до 1 спз).

Одной из особенностей проявившиеся при сопоставлении результатовисследования, глубинных проб нефтей различных горизонтов является относительно постоянная величина превышения давления насыщения на ГНК над его значением в зоне ВНК. Для всех горизонтовнезависимо от этажа нефтеносности, а она составляет 50-60 км/см2.

Выводы.

1. Выполнена оценка степени реализации запроектированной технологии разработки. Показано, что по объектам эксплуатации, по схеме размещения и плотности сетки скважин, виду воздействия, осуществляемая схема разработки соответствует проекту. Однако технология заводнения на месторождении осуществляется в недостаточной степени - не реализована еще согласно проектустабильно воздействующая и равномерная по площади ( по различным зонам ) система заводнения. Требования проекта разработки по давлению нагнетания не выполняются, фактическое давление нагнетания 9-11 МПа, что недостаточно для эффективного воздействия и вовлечения запасовв разработку зон с НПК. Недостаточно проводятся ремонтно - профилактические работы по поддержанию и стабилизации технологических приемов работы нагнетательных скважин и работоспособности фонда в целом.

2. Проведено сравнение проектныхи фактических показателей разработки по объектам и в целом по месторождению. Выявлены основные причины их расхождения. Текущие показатели разработки месторождения в целом значительно отличаются от проектных, что обусловлено влиянием комплекса взаимосвязанных факторов, главным образом технического иорганизационно - технического характера. Причины снижения добычи нефти по объектам аналогичны и имеют общую характеристику. Как показано выше, основными из них являются: неуклонное уменьшение количества действующих скважин против проекта, недобор проектных объемов жидкости. Ухудшение состояния фонда и системы ППД, обводнение скважин, сопровождающееся рядом осложнений иснижением продуктивности пластов, неуклонное снижение объемов и качества реализаций ГТМ против осложнений в добыче, отсутствие профилактических мер и, как следствие, увеличение фонда малодебитных скважин и уменьшение действующегофонда, материально - техническая необеспеченность НГДУ, что непосредственно отражается на состоянии фонда скважин.

Надо отметить особенно интенсивноеувеличение бездействующего фонда в последние два года, для сокращения которого требуются дополнительные мощности служб КРС и ПРС. Уменьшение фонда скважин против проекта связано также и недостаточным количеством бурения новых скважин. За период 1989-1995 годов недобурено по проекту 145 скважин, в том числе 67 добывающих и 78 нагнетательных из 583 запроектированных (426 добывающих + 162 нагнетательные).

Нефтяное месторождение Жетыбай

Введение

I. Геологическая часть

Дата: 2019-12-10, просмотров: 255.

12 3 4 5 6 7 8 Следующая ⇒