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 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 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 км/см2.
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 г/см3) 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 г/см3, 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 г/л, 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 скв/год были введены в разработку XIII, XII, X, VIII горизонты. Во второй половине - 1986-1990 годы темп бурения достигает 117 скв/год, 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 скв/г 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.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6
