Нефтяное месторождение Жетыбай

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 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.

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 т/сутки. По состоянию на 1.1.96 год

среднее значение текущих дебитов скважин составило 3т/сутки по нефти и 7,5

т/сутки по жидкости.

Количество скважин с дебитами нефти до 5 т/сутки, которых принято

называть малодебитным фондом (МДФ), составляет 609 ед. или 93% всего

фонда. Из низ 1/3 часть фонда составляют скважины с дебитами нефти менее 1

т/сутки. По основным горизонтам месторождения доля малодебитного фонда

изменяется от 80 (Vв+VI) до93% (VIII). Более высокие дебиты скважин по

нефти 4,2-4,7 т/сутки наблюдаются по Vаб и Vв+VI горизонтам. По остальным

горизонтам средние значения текущих дебитов не превышают 3,4 т/сутки.

Анализ динамики дебитов и изменения структуры фонда в процессе

разработки месторождения за 1990-1995 годы показывает (таблица 2.3), что

характерным в изменениях фонда является неуклонное увеличение количества

скважин с дебитами нефти до 5 т/сутки. Так начиная с 1990 года происходит

уменьшение фонда скважин с дебитами нефти выше 20 т/сутки, то есть

высокодебитной части фонда , связанное прежде всего с процессом обводнения,

который сопровождается рядом осложнений, снижающих начальную

продуктивность. В результате чего происходит смещение средних дебитов в

сторону уменьшения. Таким образом, на уменьшение средних дебитов

доминирующее влияние оказывает рост малодебитного фонда ( его доли в общем

фонде). Это явление, наблюдаемое в течение многих лет стало типичным для

месторождения.

II.1.3. Изменение свойств нефти и состава газа в процессе разработки.

По месторождению Жетыбай обобщение накопленного материала по

исследованию нефтей выполнено в 1991 году и были получены по состоянию на

01,01,91 год свойства нефти и свойств газа по горизонтам, рассчитаны

компонентные составы пластовой нефти и газовые факторы по ступеням

операции. Сравнение их с первоначальной характеристикой нефти

свидетельствовало об изменении свойств нефти по основным нарабатываемым

горизонтам, которое появилось в снижении давления, насыщения и

газосодержания, увеличении плотности и вязкости. Это объясняется

несколькими причинами . Во-первых, частичным загазированием нефти в

периоде разработки месторождения на естественном режиме с запаздыванием

ввода системы ППД. После активизации закачки воды и прогрессирующего

обводнения начали проявлять себя другие процессы, обусловившие изменение

свойств пластовых флюидов. Так, при контакте нефти с закачиваемой водой

происходит процесс растворения легких компонентов нефти в воде и окисление

нефти внесенным в пласт с закачиваемой водой кислородом. Все это приводит к

утяжелению нефти и снижению газонасыщенности.

Для контроля за свойствами пластовых нефтей предполагался отбор и

исследование глубинных проб нефти 8-10 скважин ежегодно, но за последние

три года ЦНИПРа отбор глубинных проб нефти не производится по ряду причин.

Первая причина обусловлена прогрессирующим обводнением скважин, а для

отбора кондиционных глубинных проб обводнение не должно превышать 20%.

Вторая причина связана с интенсивным отложением асфальто-смолистых веществ

и парафинов в стволе скважины и отсутствием прохода для глубинных

пробоотборников. На таких скважинах требуется большая работа по подготовке

их к исследованию, а она не проводится чаще всего из-за отсутствия

технических и людских резервов.

Известно, что исследования дегазированных проб дают представления о

происходящих изменениях свойств нефти. В частности, по ним можно судить о

процессе окисления нефти , проявляющемся в увеличении содержания асфальтно-

смолистых веществ и ухудшения вязкостно-плотностной характеристики, что в

свою очередь окажет влияние на фильтрационные свойства нефти. Поэтому

недостаток информации о свойствах пластовых нефтей старались компенсировать

значительным объемом исследовании проб дегазированных нефтей, для чего были

Страницы: 1, 2, 3