Геологическое строение, стратиграфия, тектоника, нефтегазоносность месторождения. Состояние фонда скважин. Состояние фонда скважин, способы их эксплуатации. Ликвидация песчаных пробок промывкой водой. Определение глубины установки промывочного устройства.
Аннотация к работе
Инфляционная ставка на изменение капитальных вложений, эксплуатационных затрат составляет 3% в год, а на цену нефти, затрат на транспорт нефти и газа - 2% в год. В расчете отражены доходная часть и прямые затраты на операционные и текущие расходы; налоги и отчисления в специальные и другие фонды, а также капитальные вложения необходимые для реализации данного проекта. Инфляция для расчета стоимости капитальных вложений, и эксплуатационных затрат принята в средних пределах - 0,5-1% в год, а цен на нефть и газ и транспорт нефти в размере - 2% в год. Затраты на операционные и текущие расходы определялись в соответствии с основными эксплуатационными показателями рассчитанными в соответствующих разделах настоящего проекта исходя из технологии и техники добычи, подготовки и транспорта нефти и газа. Эксплуатационные затраты включают в себя затраты на: обслуживание скважин; электроэнергию, внутри промысловый сбор и транспорт нефти и газа, технологическую подготовку нефти и газа и воды, обслуживание, текущий и капитальный ремонт основных фондов, оплату труда персонала, услуги сторонних организаций производственного и непроизводственного характера, затраты на грузоперевозки и снабжение, выбытие скважин (ликвидация), страхование основных фондов; затраты на реализацию продукции; налоги, отчисления и сборы в бюджет, входящие в себестоимость продукции; амортизационные отчисления.
План
План мероприятий должен предусматривать:
Введение
Основными факторами, осложняющими условия эксплуатации скважин на месторождении Акинген являются: -отложения механических примесей в насосе;
-отложения парафина в насосе и НКТ;
-повышенное содержание свободного газа на приеме насоса для скважин с высоким газовым фактором и давлением насыщения.
Существующие методы борьбы с отложениями механических примесей в насосе можно разделить на две группы: -предотвращение поступления песка в скважину;
-вынос песка с забоя на поверхность и приспособление оборудования к работе в пескопроявляющих скважинах.
Избежать разрушения пород можно уменьшением дебита до определенного допускаемого уровня, при этом уменьшается скорость фильтрации, депрессии давления и, как следствие, напряжения в породе. Однако в условиях слабосцементированных пород эксплуатация скважин при таких режимах нередко оказывается экономически нерентабельной. Поэтому в основном применяют различные забойные фильтры или осуществляют крепление пород в призабойной зоне.
По конструкции и технологии изготовления различают трубные и гравийные фильтры. Трубные фильтры спускают в скважину на обсадной трубе или с помощью НКТ внутрь обсадной колонны. Гравийные фильтры могут быть созданы на поверхности (слой гравия фракций 4-6 мм в зазоре 20-25 мм между двумя концентричными перфорированными трубами) и в скважине (намыв слоя частиц за стенки перфорированной трубы).
Крепление пород призабойной зоны означает связывание частиц между собой различными веществами- цементным раствором, раствором цементно- песчаной смеси, фенолформальдегидной смолой и др. Сущность метода заключается в закачке крепящих веществ через НКТ в призабойную зону. В зависимости от поглотительной способности скважины и толщины пласта проводят одну или несколько подряд закачек. Раствор заполняет пустоты в породе и, затвердевая, связывает частицы песка в прочную, проницаемую, устойчивую к размыву массу при фильтрации как нефти, так и воды. Однако проницаемость при этом снижается.
1. Геологическая часть
1.1 Общие сведения о месторождении
Месторождение Акинген расположено в юго-восточной части Прикаспийской впадины.
Административно относится к Жылыойскому району Атырауской области и расположено в 40 км к юго-востоку от города Кульсары.
Ближайшими населенными пунктами являются нефтепромыслы Косчагыл, Кульсары и Каратон расположенные соответственно на расстоянии 35 км, 50 км к северу и 45 км к юго-западу.
Областной центр город Атырау, находится на расстоянии 315 км к северо-западу от месторождения.
Связь с населенными пунктами и нефтепромыслами осуществляется по грунтовым и асфальтированным дорогам.
В орографическом отношении площадь исследования представляет собой слабо всхолмленную равнину полупустынного типа со сглаженными формами рельефа.
Почва территории состоит, в основном, из солонцов и соров и барханных песков. Соры иногда довольно больших размеров, часто сообщаются между собой, образуя соровые впадины.
Район характеризуются резко континентальным климатом с колебаниям температуры воздуха от 400С (летом) до -300С (зимой). Среднегодовое количество осадков не превышает 200 мм.
1.2 Геологическое строение месторождения
За отчетный период с 01.01.2004г по 01.07.2008г на месторождении пробурено 8 новых эксплуатационных скважин (№№201, 202, 203, 204, 205, 206, 207, 208) и зарезки вторых стволов в 8 скважинах (№№6, 17, 101, 102, 103, 105, 106, 110) и углубление в скважине №106.
Рисунок 1.1
Были пробурены две разведочные скважины 1А, 500 с целью уточнения строения и выявления новых залежей. Скважина 500 была забурена на куполе Северный Акинген с проведением в скважине полного комплекса ГИС и ВСП. Однако, при достигнутой глубине 2100м ввиду отсутствия во вскрытом разрезе продуктивных пластов была ликвидирована по геологическим причинам. Скважина 1А была забурена для определения перспективности юрского и триасового комплексов отложений. При фактической глубине 2100м ввиду отсутствия продуктивных пластов была переведена в эксплуатационной фонд на III неокомский продуктивный горизонт.
Результаты проведенных геологоразведочных работ позволили уточнить геологическое строение продуктивных горизонтов, площадь распространения пород коллекторов, их характеристику, добывные возможности скважин.
Из общего фонда в 32 скважины эксплуатационный фонд составляет 25 скважин, из них действующий - 23 ед., в бездействии 2 ед., ликвидированный фонд составляет 7 единиц.
В разрезе региона выделяются два крупных поднятия по структурному этажу: надсолевой и подсолевой. Для надсолевого комплекса, сложенного породами мезозоя и пермотриаса присуще интенсивное проявление соленокупольности местности. Степень его изученности высока, с ним связаны все выявленные и находящиеся в разработке месторождения нефти. Подсолевой комплекс сложен породами нижней перми, карбона и девона. Изученного бурением слабее надсолевого комплекса.
Выявлены крупные поднятия в юго-восточной части Прикаспийской впадины, а также Приморское, Северо-Культукское, Южное, Чапаевского и ряд других мелких поднятий, глубина залегания подсолевых отложений 4000 - 5000 м. Необходимо отметить, что подсолевые отложения на перечисленных поднятиях сложены карбонными породами нижней перми и карбона. Пластовые давления имеют аномально-высокое значение.
1.3
Стратиграфия
Пробуренными скважинами на месторождении Акинген вскрытый разрез представлен отложениями от кунгурского яруса нижней перми до четвертичных.
Кунгурский ярус. Вскрыт только одной разведочной скважиной №1. Породы представлены ангидритами и каменной солью. Толщина отложений 694м.
Пермотриас. Нерасчлененные отложения РТ вскрыты только разведочными скважинами 2, 3, 4, 5 и представлены переслаиванием песчаников, алевролитов, глин, реже песков. Толщина отложений от 139 до 159м.
Юрская система представлена всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним.
Нижняя юра (J1). Отложения нижней юры представлены песками и песчаниками серыми и мелкозернистыми с небольшими прослоями песчанистых глин и гравеллитов. Вскрытая толщина от 41м (скв. 3) до 57м (скв. 5).
Средняя юра (J2). Отложения среднеюрского возраста представлены переслаиванием песчано-глинистых отложений. Пески и песчаники преобладают над глинами. Толщина среднеюрских отложений колеблется от 175м (скв. 1) до 538м (скв. 5).
Верхняя юра (J3). Литологически верхняя юра представлена в нижней части мергелем серым, очень крепким, с пропластками известняка светло-серого, а в верхней части - глинами темно-серыми и светло-зелеными. Глины слабо-алевритистые, карбонатные, плотные. Толщина верхнеюрских пород колеблется от 79м (скв. 3) до 91м (скв. 1А).
Меловая система - К
Нижнемеловой отдел- К1.
Готеривский ярус - К1g. Представлен глинами серыми и зеленовато-серыми, слабоуплотненными, с прослоями песка и песчаника светло-серого, крепкого. Толщина отложений 116-145м.
Барремский ярус - К1br. Литологически представлен пестроцветными глинами с прослоями песков и песчаников. В пределах яруса выделяются три продуктивных горизонта: I, II и III неокомский. Общая толщина отложений меняется в диапазоне 287-319м.
Аптский ярус - К1а. Представлен глинами темно-серыми, плотными, жирными, встречаются прослои песчаников и песков. Здесь выявлен апт-неокомский продуктивный горизонт. Толщина отложений 60-96м.
Альбский ярус - К1al. Сложен глинами серыми и темно-серыми, плотными, с прослоями песков, песчаников, алевролитов. В разрезе выявлено два продуктивных горизонта (промежуточный, II альбский). Толщина отложений 176-212м.
Альб-сеноман (нерасчлененные) - К1 2al s. Верхний альб и сеноман представлены чередованием глин с песчаниками и прослоями песка. В подошве отложений выявлен I альбский нефтеносный горизонт. Толщина отложений 195-243м.
Верхнемеловой отдел - К2
Турон-коньякский ярус - К2 t k. Представлен глинистыми мергелями зеленовато-серого цвета с прослоями зеленых глин, с включениями белого мела, иногда с включением пирита. Толщина 28-41м.
Сантонский ярус - К2st. В верхней и нижней части разрез сложен темными и зеленовато-серыми мергелями, переходящими в глину. В средней части залегает пласт белого писчего мела. Толщина яруса 28-43м.
Кампанский ярус - К2см. Представлен глинами светло зеленовато-серыми, плотными, мергелеподобными, местами песчанистыми. Мергели серовато-белые, средней крепости с примесью песчанистого материала и включениями кристалликов пирита. Толщина 73-95м.
Маастрихтский ярус - К2m. Сложен, в основном, белым писчим мелом и глинами светло-серыми, мелоподобными с обломками фауны. Толщина 103-118м.
Палеогеновая система - Р. Представлена темно-зеленовато-серыми, кирпично-красными, с зеленоватым оттенком, плотными мергелями, переходящими местами в известковистые глины. Толщина до 97м.
Неоген - четвертичные отложения N Q (нерасчлененные). Отложения представлены песками серовато-желтыми, разнозернистыми, загипсованными, глинами буровато-серыми, желтовато-серыми, с песчано-алевритовой примесью, сильно известковистыми с галькой и обломками фауны. Толщина до 37м.
1.4 Тектоника
Поднятие Акинген было выявлено в 1960-61гг. сейсморазведочными работами МОГТ в юго-восточной части Прикаспийской впадины. По результатам проведенной сейсмики и поисково-разведочного бурения структура Акинген ранее представлялась в виде антиклинальной складки, разделенной тектоническим нарушением F1 на два крыла: северо-западное (приподнятое) и юго-восточное (опущенное). При этом северо-западное крыло по данным пробуренных скважин 3 и 5 оказалось непродуктивным, а в пределах юго-восточного крыла выявлены еще три сброса F2, F3, f4, которые разбивают ее на пять блоков, к которым приурочены продуктивные горизонты в отложениях нижнего мела.
Были построены структурные карты по 15-ти отражающим горизонтам перми, триаса, юры и мела, в том числе и по продуктивным горизонтам. (Рисунок 1.2)
Из подсчета запасов 2001 года по результатам сейсмики 3Д
Рисунок 1.2 Структурные карты по кровле коллектора альбского горизонта по состоянию на 2001г и 2008г.
1.5
Нефтегазоносность
На месторождении Акинген пробуренными поисково-разведочными и эксплуатационными скважинами вскрыты отложения от неоген-четвертичных до галогенных осадков кунгурского яруса.
В тектоническом отношении структура Акинген представляет собой солянокупольную структуру, свод которой четко вырисовывается по VI отражающему горизонту. Сводовая часть купола осложнена уступом амплитудой в 400м. Соляное ядро в плане имеет форму антиклинали, вытянутой с юго-запада на северо-восток, и имеет два склона: северо-западный и юго-восточный. Наивысшая отметка кровли соли в сводовой части по данным сейсморазведки составляет - 1900м, по данным бурения в скважине №1 - 1715м.По надсолевым отложениям структура Акинген сбросом амплитудой 300м разбита на два крыла: северо-западное - приподнятое и юго-восточное - опущенное, соответствующие одноименным склонам соли. В пределах северо-западного крыла были пробурены глубокие поисковые скважины №3 и №5, однако они продуктивные горизонты не вскрыли. Юго-восточное крыло осложнено тектоническим нарушением F2 субширотного простирания, которое протягивается субпараллельно сбросу F1, разбито на северное и южное поля, что обусловило образование в пределах этого крыла двух тектонически-экранированных ловушек по меловым отложениям.
В результате комплексной интерпретации данных бурения и сейсмики, выделен радиальный мало амплитудный сброс с падением на юго-запад, который делит южное поле по II и III отражающим горизонтам на два блока: западный и восточный.
В пределах юго-восточного крыла пробурены поисково-разведочные скважины, которые вскрыли продуктивные горизонты в альбских, аптских и неокомских отложениях. В периферийной части юго-восточного крыла выделяется погребенное малоамплитудное тектоническое нарушение, которое экранирует антиклинальное поднятие по V горизонту.
Этот объект может представлять поисковый интерес в юрских отложениях.
Разведанные залежи нефти и газа на куполе Акинген связаны с нижнемеловыми отложениями, слагающими антиклинальную структуру на его восточном крыле.
По данным поисково-разведочного и эксплуатационного бурения на юго-восточном крыле структуры установлены 7 продуктивных горизонтов: I альб-нефтяной; промежуточный - нефтяной; II альб - нефтяной; апт-неоком - газонефтяной; I неоком - нефтяной, II неоком (I пласт - газонефтяной; II пласт - газовый, III пласт - газонефтяной); III неоком - газонефтяной.
Залежи пластовые, сводовые, с упруговодонапорным режимом, приурочены к сводовым частям мало амплитудных антиклинальных складок.
Ниже приводится строение каждого из перечисленных горизонтов.
I альбский горизонт
Горизонт вскрыт 21 скважиной, продуктивен во всех четырех блоках. К горизонту приурочены нефтяные залежи, продуктивность которых доказана опробованием в 12 скважинах, где были получены притоки нефти дебитами от 1 до 33 т/с.
В I блоке горизонт вскрыт в 7 скважинах. Нефтенасыщенными по ГИС оказались скважины №№ 2, 109, 110, 112. Продуктивность блока доказана опробованием скважин №№ 2, 110. Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 671,6м. Водонефтяной контакт для нефтяной залежи I блока принят на абсолютной глубине минус 680,9м по скважине № 112 по подошве нефтяного пласта по материалам ГИС. Высота залежи 9,3м, площадь нефтеносности 219 тыс.м2.
Продуктивность II блока подтвердилась опробованием 7 скважин. Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 669м. ВНК принят на глубине минус 678,4м по скважине № 17, 103, 108 по подошве продуктивного по ГИС и опробованного пласта-коллектора. Высота залежи 9,4 м, площадь нефтеносности 752 тыс.м2.
III блок продуктивен по каротажу и доказан опробованием в скважине №105.
Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 674,8м.
ВНК принят на отметке минус 680,8м по подошве нефтяного пласта с учетом опробования. Высота залежи 5,8 м, площадь нефтеносности 53 тыс.м2.
IV блок продуктивен в скважине № 9, 101. Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 669м. Водонефтяной контакт принят по подошве опробованного нефтяного пласта в скважине №101 на абсолютной глубине минус 675,5 м. Площадь нефтеносности 81 тыс. м2.
Промежуточный альбский горизонт
Горизонт прослеживается по всей площади, представлен 1-3 пластами, и вскрыт 21 скважинами. К горизонту приурочена нефтяная залежь, приуроченная ко II блоку. I, III, IV блоки оказались водоносными пластами.
Промышленная продуктивность горизонта доказана опробованием 5 скважин. Дебиты нефти колебались от 1,2 т/сут (скв.108) до 20 т/сут( скв.107).
Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 764,7м. ВНК принят на глубине минус 772,7м, по подошве опробованного нефтяного пласта в скв.106, 108 и с учетом верхней отметки воды в скв.№8. Площадь нефтеносности 542тыс.м2.
II альбский горизонт
К горизонту приурочена нефтяная залежь во II блоке. Горизонт нефтенасыщен в скважинах №№ 6, 10, а в остальных замещен глинами. Опробован в двух скважинах (№№6, 10), в которых получен фонтанный приток нефти.
Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 872м. Водонефтяной контакт принят по подошве нефтяного пласта в скважине №6 на глубине минус 881,2 м. При принятом положении ВНК высота залежи составляет 9,2 м. Площадь нефтеносности 187 м2.
Апт-неокомский горизонт
Прослеживается по всей площади. К горизонту приурочены газонефтяные и нефтяные залежи, которые относятся к I, II, III, IV блокам.
К I блоку приурочена газонефтяная залежь. Опробован в скважине №2, в которой получен приток нефти дебитом 12 т/сут и газа дебитом 14 тыс.м3/сут при 5 мм штуцере.
Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 936м. Газонефтяной контакт принят по подошве нефтяного пласта в скважинах №№ 2, 109, 112. ВНК принят по подошве нефтяного пласта в скважинах №№109,112 на абсолютной отметке минус 947м. Высота залежи 11м. Площадь газоносности 117 тыс.м2. Площадь нефтеносности 303 тыс. м2.
Ко II блоку приурочена газонефтяная залежь. Опробован в скважинах №№ 6,10, где получен газ с дебитами 53,4тыс.м3/сут и 55,6 тыс.м3/сут соответственно.
Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 934,3м.
Газонефтяной контакт принят по подошве продуктивного пласта в скважине №102 на глубине минус 942,9м. Водонефтяной контакт принят по подошве нефтяного пласта в скважинах №№106,104,10,102 на глубине минус 950м по материалам ГИС. Высота залежи 15,7м. Площадь газоносности 450тыс.м2, площадь нефтеносности 705тыс.м2.
К III и IV блокам приурочены нефтяные залежи.
III блок нефтенасыщен в скважине №105, ВНК принят по подошве нефтяного пласта на глубине 955,2м по материалам ГИС. Высота залежи при принятом положении ВНК 5,2м, площадь нефтеносности 37 тыс.м2.
IV блок нефтенасыщен в скважине №101. ВНК принят на глубине 945,3м по подошве нефтяного пласта по материалам ГИС. Высота залежи при принятом положении ВНК равна 10,3м, площадь нефтеносности 152 тыс.м2.
I неокомский горизонт
Горизонт вскрыт 12 пробуренными скважинами. К горизонту приурочена нефтяная залежь, получившая развитие во II блоке. Продуктивность доказана опробованием в скважинах №№ 6, 10.
Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 973,6м. ВНК принят по ГИС и по опробованию в скважине №6 на глубине минус 983,6м. Высота залежи при принятом положении ВНК равна 10м, площадь нефтеносности 556 тыс.м2.
II неокомский горизонт, I пласт
К пласту приурочены нефтяная и газовая залежи, получившие развитие в I и во II блоках вскрытых 12 скважинами.
К I блоку приурочена нефтяная залежь, вскрыта 7 скважинами. Продуктивность блока доказана опробованием в скважинах №№ 2, 110. При опробовании скважин №№ 2,110 был получен фонтанный приток нефти с дебитами 47,4т/с и 8т/с при 5 мм штуцере соответственно.
Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 1045,6м. Водонефтяной контакт принят на абсолютной глубине минус 1059,1м, что соответствует подошве нефтяного пласта по материалам ГИС и опробования. Высота залежи при принятом положении ВНК 13,7м, площадь нефтеносности 385тыс.м2.
В I блоке к пласту приурочена газовая залежь, вскрытая 4-мя скважинами. Продуктивность доказана опробованием скважин №№ 6, 10, где были получены дебиты газа соответственно 69 тыс.м3/с и 60,5 тыс.м3/с при 6 мм штуцере.
Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 1041м. Газоводяной контакт принят на отметке 1057,2 по подошве газоносного пласта по данным ГИС в скважине №6. Высота залежи 16,2м, площадь газоносности 380тыс.м2.
II неокомский горизонт, II пласт
К пласту приурочены газовые залежи. Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке: на I блоке минус 1064м; на II блоке минус 1060м. ГВК для I блока принят на глубине - 1082,5м; для II блока-1079,2м по подошве продуктивного по ГИС и опробованного пласта.
Высота залежи с учетом принятых ГВК для I блока 18,5м; для II блока - 19,2м. Площадь газоносности 292 тыс.м2 и 448 тыс.м2 соответственно.
II неокомский горизонт, III пласт
К пласту приурочены нефтяная и газонефтяная залежи, получившие развитие в I и II блоках. К I блоку приурочена нефтяная залежь. Нефтяную часть залежи вскрыли скважины №№ 2,109,112. Продуктивность доказана опробованием скважине №109, где была получена нефть дебитом 30,6 т/с.
Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 1078 м. Водонефтяной контакт принят на глубине минус 1088,5м по материалам ГИС по скважине №2. Высота залежи 10,5 м, площадь нефтеносности 227 тыс.м2.
Ко II блоку приурочена газонефтяная залежь. Наличие газовой шапки доказано опробованием скважин № 10, где был получен газ дебитом 68 тыс.м3/с.
Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 1070м. Газонефтяной контакт принят на глубине минус 1082,5м по материалам ГИС и опробованием скважин №10. Высота газовой шапки 12м. Площадь газоносности 206тыс.м2.
Водонефтяной контакт принят на глубине минус 1086,6м по материалам ГИС скв.6. Высота нефтяной оторочки с учетом принятого ВНК - 4,6м. Площадь нефтеносности 438 тыс.м2.
III неокомский горизонт
К горизонту приурочены газонефтяные залежи, получившие развитие в I и II блоках.
Продуктивность I блока доказана опробованием скважин № 112, где был получен приток нефти дебитом 56,9 т/с при 5 мм штуцере.
Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 1126м. Газонефтяной контакт принят на отметке минус 1128м по подошве газового пласта по промыслово-геофизическим данным. Водонефтяной контакт принят на глубине минус 1137,7м по подошве нефтяного пласта в скважине №110 по материалам ГИС. Высота газовой шапки 2 м. Высота нефтяной оторочки с учетом принятого ВНК - 9,6 м. Площадь газоносности 41тыс.м2, нефтеносности 251тыс.м2.
Ко II блоку приурочена газонефтяная залежь. Наличие газовой шапки доказано опробованием скв.10, где был получен газ дебитом 70,2 тыс.м3/сут.
Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 1121м. Газонефтяной контакт принят на глубине - 1131,6м по материалам ГИС и опробования.
В скважине №6 при опробовании получен дебит нефти 25,4 т/сут при 5 мм штуцере, газа дебитом 18,2 тыс.м3/сут.
ВНК принят на глубине минус 1136,2 м по подошве нефтяного пласта по материалам ГИС с учетом опробования.
Высота газовой шапки 10,6 м. Высота нефтяной оторочки 4,6 м с учетом принятых контуров. Площадь газоносности 380 тыс.м2, нефтеносности 483 тыс.м2.
1.5.1 Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных горизонтов и их неоднородности.
На месторождении Акинген пласты коллекторы литологически представлены высокопористыми песчаниками, алевролитами, песками и алевритами.
Песчаники серые, мелкозернистые, слабокарбонатные, слабоглинистые. Характеризуется открытой пористостью в пределах 20,9-33,8%, плотностью 2,6-2,67 г/см3, глинистостью 6,04-39,65%, карбонатностью 3,26-21,63%.
Пески и алевриты серые, мелко и крупнозернистые, слабокарбонатные, слабоглинистые. Характеризуется общей пористостью в пределах 29,5-37,4%, плотностью 2,65-2,78 г/см3, глинистостью 8,7-20,77%, карбонатностью 2,8-4,74%. Покрышками служат глины темно-серого цвета, с включением слюды, ОРО, часто беспорядочно переслаиваются с алевролитом, песчаником, в неокомских горизонтах местами карбонатные. Пористость глин изменяется в пределах 6,4-30,2%, плотность 2,6-2,69г/см3, карбонатность 3,4-13,38%.
I альбский горизонт представлен 1-4 пластами коллекторами. Эффективная толщина колеблется от 1,8 до 15,0 м, нефтенасыщенная толщина от 2,2 до 5,0 м. Коэффициент песчанистости составляет - 0,58, коэффициент расчлененности -2,9. Проницаемость коллектора определенная по керну в среднем составляет 1,19 мкм2. Пористость по керну составляет 0,28 д.ед, по ГИС - 0,272 д.ед.
Промежуточный альбский горизонт прослеживается во всей площади. Продуктивный горизонт представлен 1-3 песчаными пластами. Общая эффективная толщина изменяется от 1,6 до 10,5м, нефтенасыщенная толщина от 1 до 5,6м. Коэффициент песчанистости 0,83, расчлененности - 1,86. Проницаемость коллектора определенная по керну в среднем составляет 0,421 мкм2. Пористость по керну составляет 0,35 д.ед, по ГИС - 0,28 д.ед.
Эффективная толщина II альбского горизонта колеблется от 1,2 до 6,6 м, нефтенасыщенная толщина от 4,2 до 6,6 м. Коэффициент песчанистости составляет - 0,6, коэффициент расчлененности -0,52. Проницаемость коллектора определенная по керну в среднем составляет 0,171 мкм2. Пористость по керну составляет 0,27 д.ед, по ГИС - 0,29 д.ед.
Общая эффективная толщина апт-неокомского горизонта изменяется в пределах от 3,2 до 24,2 м. Нефтенасыщенная от 1,8 до 7 м, газонасыщенная 1,4-7,2 м. Коэффициент песчанистости составляет - 0,61, расчлененность - 3. Проницаемость коллектора определенная по керну в среднем составляет 0,471 мкм2, по данным исследования скважин - 0,589мкм2. Пористость по керну и по ГИС составляет 0,27 д.ед.
Общая эффективная толщина I неокомского горизонта изменяется в пределах от 1 до 20м, нефтенасыщенная от 8 до 10м. Коэффициент песчанистости составляет - 0,8, расчлененность - 1,67. Проницаемость коллектора определенная по керну в среднем составляет 1,1013 мкм2, по данным исследования скважин - 0,907 мкм2. Пористость по керну составляет 0,13 д.ед, по ГИС - 0,28 д.ед.
Эффективная толщина I пласта II неокомского горизонта изменяется от 2,2м до 14м. Нефтенасыщенная толщина от 2,8 до 7,2м, газонасыщенная 38-14м. Коэффициент песчанистости составляет от 0,65, расчлененности - 1,9. Проницаемость коллектора определенная по керну в среднем составляет 0,036 мкм2, по данным исследования скважин - 0,053 мкм2. Пористость по керну составляет 0,15 д.ед, по ГИС - 0,28 д.ед.
Ко II пласту II неокомского горизонта приурочены газовые залежи. Продуктивный горизонт представлен 1-2 песчаными пластами. Эффективная газонасыщенная толщина колеблется в пределах 1,4-8,8м. Коэффициент песчанистости составляет 0,75, расчлененность 1,6. Проницаемость коллектора определенная по керну в среднем составляет 0,066 мкм2, по данным исследования скважин - 0,061 мкм2. Пористость по керну и по ГИС составляет 0,28 д.ед.
Общая эффективная толщина III пласта II неокомского горизонта изменяется в пределах от 0.8 до 6,6м. Нефтенасыщенная от 1 до 5м, газонасыщенная 1,4м. Коэффициент песчанистости составляет - 0,73, расчлененность - 1,64. Пористость по ГИС составляет 0,26 д.ед., нефтенасыщенность 0,68 д.ед.
III неокомский горизонт представлен 1-5 песчаными пластами. Общая эффективная толщина горизонта колеблется от 6 до 12м, нефтенасыщенная толщина - от 1 до 4,6м, газонасыщенная толщина - от 1 до 10м. Коэффициент песчанистости составляет 0,51, расчлененности 2,82. Проницаемость коллектора определенная по керну в среднем составляет 0,519 мкм2, по данным исследования скважин - 0,756 мкм2. Пористость по керну составляет 0,34 д.ед., по ГИС - 0,29 д.ед.
1.5.2 Обоснование выделения эксплуатационных объектов по геолого-физическим характеристикам пластов
В разрезе месторождения выделено семь продуктивных горизонта в отложениях нижнемелового периода в ярусах alb, apt и ne.
Альбский продуктивный горизонт вскрыт на глубине 671,5 м с общей высотой залежи 205,5 м, который подразделяется на три самостоятельных нефтенасыщенных пласта с промышленными начальными запасами нефти: I-альбский - 169,8 тыс.т; промежуточный - 63,2 тыс.т; II-альбский - 35,2 тыс.т.
Аптский продуктивный горизонт вскрыт на глубине 937,2 м с общей высотой залежи 12,3 м с промышленными начальными запасами нефти - 38,7 тыс.т.
Неокомский продуктивный горизонт вскрыт на глубине 973 м с общей высотой залежи 199,3 м, который подразделяется на три самостоятельных нефтенасыщенных пласта с промышленными начальными запасами нефти: I - неокомский - 153,7 тыс.т
II - неокомский - 80,1 тыс.т
III - неокомский - 56,5 тыс.т
Краткая (сводная) таблица основных коллекторских свойств продуктивных горизонтов и основных параметров насыщающего их флюида
Таблица № 1.1
Параметры Горизонты
I-alb пром. II-alb апт Неокомский
I II III
Нефтенасыщенная толщина, м 4 3,3 5,4 3,8 9 4,4 3,2
Плотность в пластовых условиях, г/см3 нефти 0,774 0,649 0,659 воды 1,061 1,083 1,092 1,006 1,109 1,079
Вязкость в пластовых условиях, СПЗ нефти 38,0* - - 1,91 2,0 2,0 1,91 воды - - - 1,0 1,15 0,80 -
* - данные определенные расчетным путом
Также кроме геолого-физических параметров продуктивных горизонтов при выделение объектов разработки для дальнейшей эксплуатации месторождения учитывали текущее состояние разрабатываемых горизонтов месторождения.
На текущую дату в разработке находится I-альбский горизонт, а также согласно данных опробования и анализа промежуточный горизонт, в 2003г в разработку подключен II альбский горизонт через скважину .№10, который в предыдущем проектном документе выделен как самостоятельный объект эксплуатации. За время эксплуатации из этих горизонтов на 01.01.2004 г отобрано 144,362 тыс. т нефти и эти горизонты уже разрабатываются как один самостоятельный объект.
Учитывая текущее состояние разработки и геолого-физические характеристики продуктивных горизонтов, при выделении новых эксплуатационных объектов, целесообразно выделить нефтяные залежи альбских продуктивных пластов в один объект разработки, а продуктивные пласты апт - неокомских горизонтов в единый объект с самостоятельной сеткой скважин.
Таким образом, для дальнейшей разработки месторождения выделяем два объекта эксплуатации: I - объект - I-альбский и промежуточный горизонты, находящиеся в разработке и II-альбский продуктивный горизонт ранее не вступавший в разработку.
II-альбский продуктивный горизонт отнесем к I объекту по следующим причинам: несовместимости флюидодинамических свойств с нижележащими горизонтами; незначительности запасов нефти; разбуренность залежи эксплуатационными действующими скважинами; идентичность коллекторских свойств с продуктивными вышезалегающими горизонтами; идентичность физико-химических свойств насыщающих коллектора флюидов с флюидами продуктивных вышезалегающих горизонтов.
II-объект - апт-неокомский, I, II (I и III пласты), III неокомские продуктивные горизонты. При этом II (I и III пласты) и III неокомские горизонты находятся в разработке.
В таблице №1.2 приведены исходные геолого-физические характеристики по горизонтам.
Таблица № 1.2
№ п/п Параметры I объект II объект
1 Глубина залегания в своде,м 769,3 1035,3
2 Тип залежи Пластовые, сводовые с упруговодонапорным режимом
3 Тип коллектора Терригенный
4 Площадь нефтеносности, тыс.м2 1876 2643
5 Общая толщина, м 14,8 19,2
6 Эффективная толщина, м 6,2 7,4
7 Нефтенасыщенная толщина, м 4,23 5,0
8 Пористость , доли ед. 0,28 0,3
9 Средняя нефтенасыщенность, доли ед. 0,69 0,7
10 Проницаемость, мкм2 0,59 0,5
11 Коэффициент песчанистости, доли ед. 0,67 0,7
12 Коэффициент расчлененности, доли ед. 1,76 2,1
13 Пластовая температура, 0С 42 42,1
14 Начальное пластовое давление, МПА 8,13 11,1
15 Плотность нефти в пластовых усл-х, г/см3 0,7
16 Вязкость нефти в пластовых усл., МПА*с 83 2,0
17 Объемный коэффициент нефти, доли ед. 1,3
18 Содержание серы в нефти, % 0,19 0,1
19 Давление насыщения нефти газом, МПА 5,9
20 Газосодержание нефти, м3/т 50,9
21 Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3 0,8750 0,8605
22 Абсолютная отметка ВНК, м 777,6 1043,3
23 Вязкость нефти в поверхн. усл., мм2/с
200 190,2 41,4
500 40,9 12,4
24 Плотность воды в пластовых усл.,г/см3 1,0788 1,1
25 Вязкость воды в пластовых усл., МПА*с 1,02 1,0
26 Начальные балансовые запасы нефти, тыс.т. в том числе по категориям: В С1 1099,3 1015,4
С2 - 460,9
27 Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс.т. в том числе по категориям: В С1 268,2 329,0
В процессе бурения и опробования на данном месторождении отобрано и изучено 27 проб нефти в поверхностных условиях. Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти по горизонтам приведены в таблице П.2.7.
Нефть I альбского горизонта изучена по 14 пробам, характеризуется плотностью 0,8544 г/см3, содержание смол в ней 28,7%, парафина 0,82%, серы 0,21%.
Кинематическая вязкость нефти при 200С составляет 303,37 мм2/с, а при 500С 55,31 мм2/с. Начало кипения 2250С. До 3000С выкипает 16,7% светлых фракций. Нефть горизонта тяжелая, высокосмолистая, малосернистая.
Нефть промежуточного горизонта изучена по четырем пробам, характеризуется средней плотностью 0,9029 г/см3, содержание смол 26%, серы - 0,22%. Кинематическая вязкость при 200С составляет 230,5 мм2/с, а при 50ОС - 56,45 мм2/с. Начало кипения- 226ОС, до 300ОС выкипает 17% светлых фракций. Нефть горизонта тяжелая, смолистая, малосернистая.
Нефть II альбского горизонта изучена по двум пробам, характеризуется плотностью 0,8677 г/см3. Содержание в нефти смол составляет 7%, серы 0,14%. Кинематическая вязкость нефти при 20ОС 36,74 мм2/с, а при 50ОС 11,04 мм2/с. До 200ОС выкипает 8,8% бензиновых фракций. До 300ОС выкипает 34% светлых фракций. Нефть горизонта сравнительно легкая, масляная и относится к средним, малосмолистым, малосернистым.
Нефть апт-неокомского горизонта изучена по двум пробам нефти и имеет плотность 0,8940 г/см3. Содержание смол сернокислых составляет 18,5%, серы 0,21%. Кинематическая вязкость нефти при 20ОС 116,98 мм2/с, при 50ОС - 27,46мм2/с. Начало кипения углеводородов 205ОС. До 300ОС выкипает 18% светлых фракций. Нефть горизонта тяжелая, смолистая, малосернистая. Содержание парафина в нефти не определялось.
Нефть I пласта II неокомского горизонта характеризуется двумя пробами и имеет плотность 0,8547 г/см3. Содержание в нефти смол составляет 12%, серы 0,11%. Кинематическая вязкость нефти при 20ОС 18,92 мм2/с, при 50ОС 6,95 мм2/с. До 200ОС выкипает 13% бензиновых фракций. До 300ОС выкипает 39% светлых фракций. Нефть горизонта маловязкая, масляная, малосмолистая, малосернистая.
Нефть II пласта II неокомского горизонта изучена одной пробой, имеет плотность 0,8536 г/см3. Содержание в нефти серы составляет 0,04%. Кинематическая вязкость нефти при 20ОС 18,23 мм2/с, при 50ОС 7,19 мм2/с. До 200ОС выкипает 15% бензиновых фракций. До 300ОС выкипает 43% светлых фракций.
Нефть III неокомского горизонта изучена по двум пробам, имеет плотность 0,8397 г/см3, содержание смол составляет 6%, серы - 0,05%. Кинематическая вязкость при 20ОС - 11,27 мм2/с, при 500С - 7,87мм2/с. До 200ОС выкипает 21% бензиновых фракций. До 300ОС выкипает 48% светлых фракций. Нефть горизонта легкая, малосмолистая, малосернистая, маловязкая.
Сверху вниз по разрезу уменьшается плотность нефти, их смолистость, вязкость и содержание серны, и увеличивается содержание светлых фракций.
Изучение физико-химических свойств пластовой нефти месторождения Акинген проводилось по 3 глубинным пробам нефти, отобранным из I неокомского, II неокомского (I пласт), III неокомского горизонтов. Анализы нефти проводились в лаборатории ЦНИЛ ОАО “Казахойл-Эмба”
В I неокомском горизонте при пластовом давлении 10,7 МПА и температуре 40о С, давление насыщения составило 6,85 МПА. Газосодержание равно 49,04 м3/т. Плотность пластовой нефти 0,7736, усадка 14,31%.
Во II неокомском горизонте (I пласт.)при пластовом давлении 11,66 МПА и температуре 420 С, давление насыщения составило 7,2 МПА. Газосодержание равно 80,08 м3/т. Плотность пластовой нефти 0,6489, усадка 28,35%.
Во III неокомском горизонте при пластовом давлении 11,78 МПА и температуре 43ОС, давление насыщения составило 3,6 МПА. Газосодержание равно 23,44 м3/т. Плотность пластовой нефти 0,659, усадка 23,52 %. (таблица П.2.5.).
В процессе опробования скважин было отобрано 8 проб свободного газа из апт-неокомского, I неокомского, II неокомского и III неокомского горизонтов, 23 пробы попутного газа из альбских горизонтов, апт-неокомского, I, II, III неокомских горизонтов и две пробы газа после однократного разгазирования из I неокомского и II неокомского горизонтов.
В целом, по месторождению газы однотипны по компонентному составу. Согласно анализам эти газы жирные, сухие, содержание метана варьирует в пределах 87,5-96,13%; этана 1,61-4,85; пропана 0,164-1,413%; азота 0,875-3,206%.
Плотность газа изменяется в пределах 0,680-0,829г/л, а удельный вес от 0,5075г/см3 до 0,7054г/см3.
На площади имеется 17 проб воды. Данные о химическом составе и физических свойствах приведены в таблицах П.2.5, П 2.8.
Наиболее изученными являются воды альбсеноманских, апт-неокомских, неокомских и среднеюрских отложений.
Воды альбсеноманских отложений изучены по 2 пробам, отобранным в скважинах №№ 1,2. Минерализация вод составляет 8,3-29,8 г/л, удельный вес изменяется от 1,0044 до 1,0197 т/см3.
В водах обнаружены микрокомпоненты: йод - 0,97-6,34 мг/л, бром - 9,83- 14,31 мг/л и единичные определения аммония - 5 мг/л, бария - 1 мг/л и окиси бора 12,67-26,48 мг/л. Вязкость вод 0,9 МПА/с.
Воды альбских горизонтов изучены по 3 пробам. Минерализация вод изменяется от 119,3-230,9 г/л. Удельный вес от 1,0812 до 1,1584 г/см3. Вязкость - 1-1,4 МПА/с. Содержание микрокомпонентов составило: йода - 3,81-10,37 мг/л, брома - 119,7- 234,7 мг/л.
Воды апт-неокомских отложений изучены по четырем пробам, отобранным в скважинах №№ 6,7. Общая минерализация изменялась от 135,3 до 160,9 г/л. Содержание микрокомпонентов составило: йода - 2,9-5,9 мг/л; брома - 92,5-165,7 мг/л, аммония - 10-30 мг/л.
В неокомских отложениях изучены 2 пробы воды (I,II-ne). Общая минерализация вод изменяется от 115,06 до 162,5 г/л; вязкость - 0,8-1 МПА/с. Микрокомпоненты содержатся в количестве: йода - 2,49-12,45 мг/л, брома - 75,2-137,4; окиси бора - 9,75-23,93 мг/л.
Воды среднеюрских отложений изучены по двум пробам, отобранным в скважинах №№ 4,5. Общая минерализация изменяется от 188,9 до 217,5 г/л.
Список литературы
1. Выходцев С.В. Статистика нефтяной промышленности. - М.: Госстатиздат, 1997
2. Геология нефти и газа: Учебное пособие / Э.А. Бакиров, В.И. Ермолкин, В.И. Ларин и др. - М., Недра, 1980
3. Донцов К.М. Теоретические основы проектирования разработки нефтяных месторождений. - М., Недра, 1995
4. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов. - М.: Недра, 1986
5. Джиембаева К.И., Лалазарян Н.В. Сбор и подготовка скважинной продукции на нефтяных месторождениях/Учебное пособие для ВУЗОВ. Алматы: ЗАО Дзутр, 2005.
6. Гиматудинов Ш.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Москва: Недра, 1983.
7. «Отчет по подсчету запасов нефти и газа по месторождению Акинген», 1977
8. Технологическая схема разработки месторождения Акинген, АО «НИПИНЕФТЕГАЗ», 2004
9. Авторский надзор за реализацией технологической схемы разработки м. Акинген , АО «НИПИНЕФТЕГАЗ», 2005
10. Авторский надзор за реализацией технологической схемы разработки м. Акинген (по состоянию на 01.01.06). АО «НИПИНЕФТЕГАЗ», 2006
11. РД 39-0147035-207-86 «Регламент составления проектов и технологических схем разработки нефтяных и газонефтяных месторождений»
12. В.Д. Лысенко. Проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений. Москва, «Недра», 1993
13. Калыбеков Т., Касенов Б.С. Охрана труда в нефтегазовой отрасли - Алматы: КБТУ,2006.
14. Иванова М.М. и другие Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. М., Недра, 1985г.;
15.Проект опытно-промышленной эксплуатации месторождения Акинген. СП «ТШО», 1996г.;
15. Отчет о работе СП «ТШО» за 2013 год;
16. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. М., Недра, 1983г.;
17. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. М., Недра 1989г.;
18. Середа Н.Г. Спутник нефтяника и газовика. М., Недра, 1986г.
19. Тайкулакова Г.С. Экономическая эффективность внедрения новой техники и технологических процессов. КАЗНТУ им. К.И. Сатпаева, 2000г.;
20. Бренц А.Д. Организация, планирование и управление предприятиями нефтяной и газовой промышленности. М., Недра, 1984г.;
21. Сулейманов М.М. Охрана труда в нефтяной промышленности. М., Недра, 1980г.;
22. Брылов С.А. и другие Охрана окружающей среды. Высшая школа 1986г.