Характеристика месторождения Акшабулак Восточный. Необходимость обеспечения заданного отбора нефти при максимальном использовании естественной пластовой энергии и минимально возможной себестоимости нефти. Выбор способа механизированной добычи нефти.
Аннотация к работе
Факторы, обуславливающие оптимальные технологические режимы работы скважин зависят от рационального способа эксплуатации скважин. Заданное количество нефти можно добыть из скважины различными способами. Рациональный способ эксплуатации должен обеспечивать заданный отбор нефти при максимальном использовании естественной пластовой энергии и минимально возможной себестоимости нефти. Необходимо также, чтобы выбранный метод соответствовал техническому обустройству месторождения, геолого-физическим условиям залежи и климатическим условиям района проведения работ. В этом случае фонтанную по своим условиям скважину эксплуатируют с помощь УЭЦН, ШГНУ или газлифтным способом. Эффективность использования электроцентробежных насосов (ЭЦН), как показала практика, в значительной степени зависит от правильности подбора установок погружных центробежных насосов (УЭЦН) к каждой скважине, что связано с необходимостью расчета рабочих параметров основных элементов системы пласт-УЭЦН-лифт и прежде всего насосного узла установки. Особую важность этот вопрос приобретает, когда скважины эксплуатируют залежь с высоким газовым фактором и давлением насыщения пластовой нефти. 1. Геологическая часть 1.1 Характеристика геологического строения месторождения 1.1.1 Общие сведения Месторождение Акшабулак Восточный в административном отношении находится в Теренозекском районе Кызылординской области Республики Казахстан. Месторождение находится в непосредственной близости от разрабатываемого месторождения Акшабулак Центральный. Климат района резко континентальный, с большими колебаниями сезонных и суточных температур воздуха, малым количеством осадков (около 100-150 мм за год). Для технических и бытовых целей используется пластовая вода из специальных гидрогеологических скважин, с высокими дебитами воды и минерализацией 0,6-0,9 г/л из отложений сенон-турона с глубины 50-80 метров. Обзорная карта района работ представлена на рисунке 1.1 Рисунок 1.1. Обзорная карта 1.1.2 Стратиграфия В пределах месторождения Акшабулак Восточный пробурено три поисковых скважины: № 2, 5, 8 и две оценочно-эксплуатационных скважины: № 33 и 34. В 2009-2010 гг. за территорией лицензионного участка, но в пределах структуры, компанией Саутс Ойл пробурено три скважины: № 1К, 2К, 4К. Скважины 2, 5, 33, 34, 1К, 2К, 4К вскрыли отложения среднекумкольской подсвиты верхней юры, к которым приурочен нефтеносный горизонт Ю-III. В пределах продуктивных горизонтов по скважинам проведена попластовая корреляция разреза, выделенные пласты проиндексированы. В разрезе верхнеюрских отложений выделяется продуктивный горизонт Ю-III, приуроченный к нижнему горизонту среднекумкольской подсвиты и продуктивный горизонт Ю-II, приуроченный к подошве верхнекумкольской подсвиты. Ю-III горизонт. Общая толщина горизонта равна 23 м, эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине №34 составила 4.6 м. Отложения Ю-III горизонта освещены 40.7 м керна (вынос керна от проходки составил 72.3%) из скважин №№ 2, 5, 34. Объемы отбора, выносы керна, совмещенность интервалов отбора керна и выделенных пластов-коллекторов, а так же освещенность пород емкостно-фильтрационными свойствами, не позволяют однозначно определить литологическую характеристику пород-коллекторов, особенно карбонатного пласта. На месторождении Акшабулак Центральный [1] отложения Ю-III горизонта представлены (сверху вниз) известняками с подчиненными прослоями песчаников, реже гравелитов (карбонатный пласт), глинистым разделом, и песчаниками, в некоторых скважинах с прослоями гравелитов (песчаный пласт). Карбонатность и содержание частиц размерами меньше 0.01 мм - низкие. В 2001-2002 гг на месторождении Акшабулак была проведена сейсмосъемка 3Д. В 2010 г. в скважине № 34 (Акшабулак Восточный) было проведено вертикальное сейсмопрофилирование, материалы которого были учтены при переинтерпретации данных сейсмики 3Д и обновлении геологической модели месторождения, созданной в программе PETREL специалистами Казгермунай в Берлине. Структура осложнена двумя разрывными нарушениями F1 и F2, простирающимися, соответственно, с севера на юг и с северо-запада на юго-восток. Скважина № 5, ранее относимая к структуре Акшабулак Восточный, по данным сейсмики 3Д относится к краевой части поднятия Акшабулак Центральный. В подсчете запасов нефти и газа по состоянию на 01.01.2011 г. [1] обоснование параметров нефти и состава газа было выполнено по скважинам 2 и 33, исследованными лабораториями ОМП п. В таблице 2.3.1 приведены результаты исследований глубинной пробы пластовой нефти, полученные компанией PENCOR International LTD. Параметры нефти полученные по скважине №34, хорошо согласуются между собой и, в связи с отсутствием другой информации, принимаются как представительные. Недонасыщенность нефти достигает 15 МПа. Учитывая, что компания PENCOR выполнила исследования на более совершенном оборудовании и полученные по скважинам №№ 2 и 33 параметры физически хорошо согласуются между собой, для характеристики свойств пластовой нефти рекомендуется использовать усредне