Нафтове родовище Жетибай

Вступ

Многопластовоекрупное нафтогазове родовище Жетибай було відкрито в 1961 році. У промислову експлуатацію родовищ вступило в 1969 році, відповідно до технологічної схеми розробки ВНДІ для IVоб'екта, включающегоXI, XII, XIII горизонти; базисний горизонт об'єкта - XIIі горізонтXIIIрекомендовалось разбурівать по рівномірної сітці 600х600 м при трьох рядном розміщення свердловин в блоках шириною 2,4 км.

В 1972 складена технологічна схема розробки IIIоб'екта (IXб, X горизонти), згідно з якою поклади разбуріваются по рівномірної сітці 600х600.

В 1974 ВНДІ складена технологічна схема розробки нафтогазових залежейV, VI, VIIIгорізонтов, що передбачає внутріконтурное нагнітання води, як і нафтові, так і в газонафтових зони покладів.

В зв'язку з тим, що всі проектні документи і рішення були затверджені ЦКР Міннефтепрома в різний час і стосуються окремих об'єктів експлуатації родовищ, 1976 р ВНДІ спільно з КазНІПІнефть за завданням Міннефтепрома складений комплексний проект розробки родовища Жетибай. Цей проект стверджують ЦКР Мін СРСР як проектразведкі трьох об'єктів (нижніх горізонтовXIII, XII, XIII) і як технологічна схема трьох об'єктів (V ст + VIа, Vа + Vбгорізонти) розвідки, а також виділені чотири зворотних об'єкта (IV, VIб, IX, XIгорізонти). У проекті передбачено буріння свердловин по самостійній сітці свердловин для виділених шести об'єктів.

За час, що минув після затвердження об'єкта, виявився ряд дефектів, що ускладнюють розвідку покладів та експлуатацію свердловин. Крім того, в результаті експлуатаційного розбурювання родовища ізменілосьпредставленіе про характер насичення пластів флюїдами окремих покладів. Все це спонукало постановку питання про пере складанні проектного документа. Проект був складений КазНІПІнефть в 1980 році.

Центральної комісією з розвідки нафтових родовищ СРСР (протокол 845 від 30.01.80) було відзначено, що проект розвідки ВНДІ (1976) не може бути використаний для проектування облаштування і було вирішено в 1980 році уточнити запаси нафти і газу, 1981 рік виконати роботу з обгрунтування коефіцієнтів нафтовіддачі покладів на базі нових уявлень про геологічну будову родовища і, грунтуючись на цих роботах скласти новий проект розвідки родовища. Згадані роботи були виконані і в 1982 році інститутом КазНІПІнефть складений "Уточнений проект розвідки родовища Жетибай", згідно з яким кожен продуктивний горізонтвиделен як об'єкт розвідки (IIоб'ектов). Всього для виділених об'єктів розглянуто п'ять варіантів розвідки родовища в цілому.

Нарада в Управлінні розвідки з розгляду цього об'єкта (протокол від 17.01.84г) відзначило, що в представленій роботі не наводиться порівняння базового варіанту сваріантамі, розглянутими в проекті. Розглянуті варіанти не забезпечують залучення в розвідку всіх видобутих запасовнефті прийнятих на баланс ЦКЗ, хоча забезпечують вилучення запасів, затверджених ДКЗ СРСР (варіанти 4 та 5); терміни розбурювання родовища розтягнуті (53 роки); не розглянуто також варіант прискореного розбурювання основних (до30 років) та випереджаючого розбурювання основних об'єктів (VIII, X, XII, XIIIгорізонтов) з тривалими стабільними рівнями відбору рідини; в роботі мають місце й інші недоліки, на які було зазначено у висновках експертизи ВНДІ і Управлінні нафтогазовидобування. Рішенням Управління розвідки Міннефтепрома інституту КазНІПІнефть доручено доопрацювати представлений проектв відповідно до зауваженнями.

Уточнений проект розвідки родовища Жетибай у відповідності з вищевказаними зауваженнями представлений трьома варіантами: 1 варіант базовий - продовження розбурювання за проектом ВНДІ (1976) з загальною кількістю свердловин 1643, у тому числі для буріння - 833; 2 і 3 варіанти отлічаютсяплотностьюсеткі свердловин для 2 варіанти всього 2279, у тому числі для буріння - 1519, а для 3 варіанти всього 2783, у тому числі для буріння - 2023 свердловин.

Основні положення та принципи такі як: геологічні характеристики покладів, виділення експлуатаційних об'єктів, загальна кількість свердловин для розвідки в рекомендованих варіантах, а також питання попередження ускладнень у видобутку нафти, викладені в цьому звіті, аналогічно відповідного матеріалу розглянутому 17.01.84 року в Управлінні розвідки.

До впровадження рекомендований 2 варіант, що забезпечує стабільну видобуток протягом 18 років і вилучення затверджених запасів.

I. Геологічна частина

I.1. Загальні відомості по родовищу

Родовище Жетибай розташоване в західній частині півострова Мангишлак і по адміністративного підпорядкування входить в частину Каракіякского району Мангістауської області Республіки Казахстан. Найближчі до родовища населенниміпунктамі являютсяпоселок Жетибай (1км), районний центр Курик (60 км), місто Новий Узень (70 км), місто Актау 80 км.

В орфографічному відношенні район є слабобезхолменное обширне плато, плато занурюється в південно-західному напрямку. Відмітки рельєфу змінюються від 145 до 170 метрів.

Клімат району різко континентальний. Атмосферних опадів випадає до 140 мм на рік. Абсолютна максимальна температура повітря 47 * С, абсолютно мінімальна -35 * С. Середньорічна температура повітря 10 * С, район характеризується сильними вітрами і пиловими бурями. Переважають вітри північно-східного напрямку. Глибина промерзання грунту досягає 1 метра.

Промислова нафтогазоносність родовища встановлена в 1961 році. Видобуток нафти з родовища ведеться НГВУ "Жетибайнефть" виробничого об'єднання "ММГ". Експлуатаційне буріння проводиться Жетибайскім управлінням бурових робіт.

I.2. Стратиграфія

Родовище Жетибай приурочено до крупнойантіклінальной складці субширотного простягання. За структурної поверхні 1 юрського горизонту розміри її 22х6 км при амплітуді підняття 65 метрів. Структура досить полога. Кути падіння збільшується з глибиною від 2 30 до 5.

Глибокими розвідувальними свердловинами на родовищі розкрита трикілометрова толіца осадових порід від верхнетріасовогодо четвертинного віку, з який відкладення юрської системи є промислово-нафтоносними.

Юрська система представлена нижнім, середнім і верхнім відділами. Відкладення юрихарактерізуются чергуванням прошарку пісковиків, алеврагітов, глин і аргілітів загальною товщиною 1300 м. Товщина відкладів нижньої юри 100-120 метрів. Среднеюрського відділ складається з відкладень Ааленський, байосского і батского ярусів.

В розділі Ааленський ярусу виділені ХIIIі XIIгорізонти. Загальна товщина відкладень 165-200 метрів.

В байосском ярусі виділені XI, X, IX, VIII, VII горизонти. Спілкуйся товщина відкладень 335-365 метрів.

В батском ярусі виділені VI, V, IV, III продуктивні горизонти. Загальна товщина ярусу 225 метрів.

Верхній відділ складається з келловейского, оксфордського і кемеріджского ярусів. У нижній частини келловійского ярусу виділяється I і II продуктивні горизонти. Загальна товщина верхнього відділу 450-460 метрів. У розрізі юрських відкладень виділено 13 продуктівнихгорізонтов.

Газові поклади в I горизонті, нафтові поклади в IV (пласти 1 і 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 ) і XII горизонтах, а нафтогазові поклади у 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) і XIII горизонтах.

Особливості залягання продуктивних горизонтів, характер поширення їх покладів по площі, обгрунтування ВНК і ГНК докладно висвітлені в звіті КазНІПІнефть за 1980 рік "Уточнення будови і ємнісних-фільтраційних властивостей покладів Н і Г родовища Жетибай "У цьому параграфі наводиться лише таблиця 1, характеризує будову продуктивних горизонтів по розрізу і площі, таблиця 2 регламенту про средніхабсолютних позначках ВНК і ГНК.

V ГОРИЗОНТ

V горизонт відділяється від IVгліністим розділом, потужність 5-10 метрів. Коефіцієнт злиття горизонтів дорівнює нулю. У цьому горизонті потужність якого становить 70-75 метрів простежуються 7 пластів, об'єднані в три пачки, Б, В, розділені витриманими за потужністю глинистими розділами. Ви пачці А виделенодін пласт "а", до якого приурочена нафтогазова поклад.

В пачці Б виділені два пласти "б1" і "б2", що мають коефіцієнти поширення 0,94-0,98 і злиття - 0,34. До цієї пачці приурочена самостійна нафтова поклад.

В У пачці виділено чотири шару, причому верхні два пласти "в1" і "В2" характеризуються відносно підвищеним коефіцієнтом злиття 0 0,34. До даних пластів приурочена поклад нафти "В1 + В2".

Сообщаемость пластів "В2" та "в3" вкрай низька КСЛ = 0,05. Пласт "в3" фактично ізольований і від нижележащего пласта "В4" (КСЛ = 0,05). До пласту "в3" приурочена самостійна поклад нафти. Нафтова поклад пласта "В4" виділена умовно і оцінка запасів за даного пласту не наводилася. Розміри покладів пластів "а", "б1 + б2", "В1 + В2", "в3" відповідно рівні : 15,5 х4, 8км (газової шапки - 8,4 х2, 2; Vпор = 0,25), 16,8 х5км, 14х3, 2км, 10,8 х1, 8км.

Горизонт V раніше підрозділяються на три подгорізонта Vа, Vб, V ст. У даній роботі виділено чотири подгорізонтаVа, Vб, V ст, Vг.Общая його потужність 65-75 метрів.

1.Подорізонт Vа розташований майже повсюдно в межах площі родовища за винятком незначною зони на північному крилі структури. Літологічних він представленпреімущественно монолітними пісковиками, рідше з включенням одного або двох глинистих прошарку потужністю 1,2 км залягають у вигляді лінз. У зв'язку з цим подгорізонт розчленовується на 2 або 3 піщаних пластаVа1, Vа2, Vа3, потужність яких змінюється від 0,5 до 16 метрів. Однак у більшості свердловин подгорізонт представляє собоймонолітний пласт. Загальна потужність горизонту коливається від 5м до 23 м, і складає в середньому 9,5 м.

До горизонту приурочена пластова, сводовая, нафтогазова поклад підпирає крайової водою.

Первісне положення ВНК було прийнято на абсолютній відмітці 1750 метрів, поверх газоносності нафтогазової покладу складає 23 м, а поверх нафтоносності 2,5 м. У межах зовнішнього контуру нафтоносності (1750м) поклад має довжину 17,7 км, а ширину до 4,7 км.

Площі газової, газонафтової, нафтової та водонефтяной зон становить відповідно 4,5%, 26%, 50,4%, 19,1% всієї площі поклади. Запаси нафти в газонафтової, нафтової, водонефтяной зонах становить 18,7%, 65,3%, 16%.

Обсяг зайнятої нафтою в 4,6 рази перевищує обсяг зайнятої газом. Подгорізонт Vаотделяется від нижче залягає подгорізонта Vбвидержанним по простиранню глинистим розділом потужністю 4,6-22м, середня потужність якого дорівнює 12,5 м.

2.ПодгорізонтVб. Загальна потужність змінюється від 5 до 26 м. Він характеризується дуже складним геологічною будовою. До подгорізонту приурочена пластова, сводовая, нафтова поклад підпирає крайової водою. За геофізичними даними свердловин ВНК відбивається на абсолютних позначках 1769-1780, засновані на випробуванні свердловин і даних геофізики були виявленитрі зони з різним положеніемВНК.

I зона розташована в західній частині структури з ВНК 1770-1772 м.

II зона знаходиться в центральній частині структури з ВНК 1777-1780 м. Таким чином з заходу на схід відзначається похиле положення ВНК, тобто це з 1770 до 1780 .

Поверх нефтеносностіс заходу на востокізменяется від 41 до 51 м, у межах зовнішнього контуру нафтоносності (1770-1780м) поклад подгорізонта Vб має довжину 16 км, а ширину 4,7 км.

Площі нафтоносної і водо-нафтоносній зон составляютсоответственно 77,4%, 22,6% від площі поклади. Нефтенасищенная мощностьв нафтової зоні змінюється від 1,4 м до 20,2 м, а у водо-нафтоносній зоні змінюється від 0 до 14,1 км. Запаси нафти в нафтоносної і водо-нефтеноснойзонах становлять 85,1% і 14,9%.

Подгорізонт Vб відокремлює від нижележащего подгорізонтаVв глинистим розділом, потужність 0-26,8 м при середній потужності 10,9 м.

3.Подгорізонт V ст, у ньому зазначаються три глинистих прошарку. Загальна потужність подгорізонта V ст при розчленовування на три пластасоставляет 12-13м, а при розчленовуванні на 4 пласта коливається від 18 до 20 м.

На підставі результатів випробування свердловин і геофізики первоначальноВНКбил прийнята абсолютній відмітці 1780 м. У зв'язку з цим поверх газоносностісоставляет 12 м, а поверх нафтоносності дорівнює 17 м у межах зовнішнього контуранефтеносності. Нафтогазова поклад подгорізонта V ст має довжину 15,6 км, а ширину 4 км. Площа нафтогазоносної, нафтової, газо-нафтоносній і водо-нафтоносній складають соответственно25, 8%, 12%, 5,5%, 56,7% від площі поклади подгорізонта.

Подгорізонт V ст відділений від нижележащего подгорізонта Vг глинистими разделамімощность від 0 до 18м, середня потужність якого = 4,1 м.

4.Подгорізонт Vг. Первісне положення АВНК був прийнятий на абсолютній отметке1780м. Поверх нефтеносностінефтяной поклади подгорізонта становить 10,9 м. У межах зовнішнього контуру нафтоносності поклад має довжину 6,5 км, а завширшки 1,2-1,5 км.

Нефтенасищенная мощностьізменяется від 0 до 10 м. Подгорізонт Vг відділений від нижележащего подгорізонта VIагліністим розділом потужність. 0-21,6 м, а середня потужність якого дорівнює 9,1 м.

I.3.Тектоніка

Родовище Жетибай розташоване в межах Південно-Мангишлакского прогину, характерною особливістю якого є роз'єднання його зонаміпоперечних поднятійна кілька глибоких западин. На північному борту прогібарасположена Жетибай-Узеньская і Кокулебайская тектонічні ступені, південним кордоном яких є глибинний розлом, що фіксується фазою по IIIг відбиває горизонту.

На Жетибай-Узеньскойтектоніческой ступенівсе виявлені структури є асімметрічнимібрахіантіклінальниміскладкамі з пологими північними і крутими південними крилами звуженими західними і ширшими східними перекліналямі. На всіх вивчених структурахотмечается ундуляція осей. Всі структури є успадкованими, так-так фіксується почтіполное збіг їхніх структурних планів по окремих горизонтів.

В тектонічному відношенні родовище Жетибай являє собою значну пологу асиметричну брахіантіклінальную структуру, витягнуту в субширотне напрямку.

В межах продуктивної товщі з глубінойувелічіваются кути падіння порід на крилах структури від 2 30 до 5 30 і зменшуються її розміри.

В західній та східній частинах структури внаслідок ундуляція довгої осі виділяються відповідно 1-3 і 2-4 невеликих куполка. Детальне вивчення будови продуктивних відкладів Жетибайского родовища, особливостей розподілу газу, нафти і води по площі і розрізу дозволяють припустити, що в межах Жетибайского підняття, мабуть є ряд тектонічних порушень, як поздовжнього так і поперечного напрямків.

Передбачуване тектонічна нарушеніешірокого простягання було виявлено в процесі вивчення причини зміни положення відміток ВНК по поклади подгорізонтаViб врайоне західній перекліналі підняття. Як випливає з геологічного профілю на тлі загального підйому сводовой частини Жетибайского підняття, особливо по верхніх горизонтів досить чітко виділяються дві поперечні флексури. Які як би ділять площа родовища на три ділянки: східний, основний за розмірами, західний і розділяє їх порівняно вузький, середній.

Нижче по розділу, в XI-XIII горизонтах ці флексури мабуть переходять в розривні тектонічні порушення.

За даними промислової геофізики, аналіз характеру насичення піщаних пластів і прослоевпесчано-глинистих пачок XI горизонту дозволив виявити наступну закономірність: піщані пласти навіть при відносно хорошою корелюється на різних ділянках площі родовища можна включати поклади нафти самостійними ВНК, тобто іноді ці пісковики насичені водою на більш гіпсометричні високих позначках, в порівнянні з нафтоносними

Т.О . вивчення, геолого-промислового матеріалу по Жетибайскому родовищу вказує на можливість налічіятрех малоаплітудних тектонічних порушень -- одного поздовжнього і двох поперечних.

Описані порушення є поки тільки передбачуваними. Для їх більш обгрунтованого підтвердження необхідні додаткові дані, які можуть бути отримані при подальшому розбурювання покладів і особливо при проведенні гідропрослушіванія між свердловин розташованими в сусідніх блоках.

I.4. Коллекторскіесвойства

Ємнісне-фільтраційні властивості пластів-коллекторовпродуктівних горизонтів докладно висвітлені в роботі , В якій обосновиваютсяметодіка визначення і прийняття величини нижніх значень шуканих параметрів із застосуванням методів математико-статистичного аналізу.

Пористість порід-колекторів закономірно зменшується від верхніх горізонтовк нижнім. Самое високоесреднее значення открютой порістостіопределенное за результатами аналізів кернів для колекторів I горизонту (0,218); найнижче (0,173-0,175) для XII і XIII горизонтів.

Проніцаемостьізменяется від 0,001 мкм2до кілька десятих часток мкм2. У среднемзначеніе параметра для большінствагорізонтов не перевищує 0,1 мкм2 змінюється без будь-якої закономірності. Нижня межа проникності для нафтоносних пластів-колекторів - 0,003 мкм2, для газових - 0,001 мкм2.

Остаточнаянефтенасищеность в газоносних пластах змінюється від 0,06 до 0,10. На цій підставі газонасиченості прийнята з поправкою на зазначену величину. Прийняті для підрахунку запасів початкові коефіцієнти нафто і газоносностіпріведени в таблиці 1.3.

I.4.1. Товщина горизонтів

В результаті комплекснойінтерпретацііданних промислово-геофізичних досліджень проведено детальне разчлененіепродуктівного розрізу на горизонти і пласти, визначено їх стратіграфіческаяпрівязка, виділені проникні пласти-колектори , Визначені величини газо і нефтенасищенних товщин пластов.Прінятие значення товщин по горізонтампріводітся в таблиці 1.4.

1.4.2. Показники неоднорідності пластів.

Дляхарактерістікі геолого-фізичних властивостей пласта і кількісної оценкігеологіческой неоднорідності поширені коефіцієнти песчанітості, розчленованості і распространеніяпластов. У таблиці 5 наведені середні величини коефіцієнтів варіації песчанітості для III, IV, V, VI, VIII, XII, XIII горізонтовсоставляет 30-36% і підтверджують, що за песчанітості зазначені горизонти є більш однорідними, ніж IX іXгорізонти, за якими коефіцієнти варіації складають 59 і 65%. Найбільш розчленованими є колектори IV, V, VIII, X, XI горизонти, а за ступенем мінливості розчленованості одноріднішими являютсяколлектори III іIVгорізонтов (W = 26-30%). За Ступені витриманості пласти-колектори експлуатаційних об'єктів характеризуються різними значеннями коефіцієнтів розповсюдження і змінюються різними від 0,35 до 1,0.

Найбільш однорідними за ступенем витриманості є III, IV, V, VI, VIII, XII, XIII горизонти. Найбільша мінливість властива пластів VII, IX, X, XI горизонтів.

1.5. Запаси нафти і газу

З часу останнього твердження в ДКЗ запасів нафти і газу в 1970 році на родовищі Жетибай пробурено понад 300 свердловин, отримані нові дані, уточнюючі будова покладів, їх межі, розподіл по німнефтенасищенной і газо-насиченою потужності.

В зв'язку з цим для складання проекту розробки розглянутих покладів необхідно було зробити переоцінку запасів з урахуванням даних по знову пробурених свердловин станом на 1 січня 1976 року.

Перш за все необхідно відзначити, що за час після затвердження запасів на родовищі була відкрита ще одна нафтова поклад, пов'язана з верхньою пачкою IV горизонту. Оцінка подсчетних параметрів цієї поклади для визначення що містяться в ній запасів нафти наведені вище, при викладі геологічного будови і характеристики покладів IV горизонту.

Збільшення запасів нафти поклади подгорізонта Vб пов'язано з увеліченіемплощаді нафтоносності в основному в районі східної прікліналі і південно-східного крила, де відмітка ВНК, замість раніше прийнятої - 1770м, взята за даними свердловини 703, яка дорівнює -- 1779м. Площа поклади збільшилася більш ніж на 407 км2 (8,5%), крім того в тому районі поруч свердловин (709, 737) розкрита нефтенасищенная потужність більш 20м. Так, що частково збільшення запасів здійснено і за рахунок деякого зростання нефтенасищенной середньої потужності.

За поклади подгорізонта V ст найбільше збільшення запасів нефтіпроізошло за рахунок зростання середньої нефтенасищенной потужності. Найбільші зміни є в запасах вільного газу.

В основі зростання запасів вільного газу по подгорізонту VIIIа + б лежить збільшення на 40% (6,7 км2) площі газоносності і середнього значення газонасиченої потужності на 0,6 м, що складає 22% від раніше затвердженої.

В цілому по родовищу в межах розглянутих горизонтів (IV-XIII), балансові запаси нафти збільшилися на 9,2% (30 млн.т) проти затверджених ДКЗ. Однак слід зазначити, що до цього числа входять запаси нафти поклади IV горизонту (19,3 млн.т), які в ДКЗ не розглядалися. Таким чином по суті різниця полягає 10,7 млн.т або 3,3%.

Порівняно найбільш сприятливими умовами мають поклади подгорізонтов VаіVб, за яким більша частина запасів нафти пов'язана з нафтовою зоною.

поклад подгорізонта V ст єдина, в якій запаси нафти зосереджені у всіх можливих для нафтогазових покладів зонах - газонафтової і водонефтяной, причому в останньому укладена майже половина всіх запасів.

За період минулої після затвердження запасів нафти і газу (1970-1980рр) отриманий великий позитивний матеріал, що уточнює уявлення про геологічну будову покладів і обсяги нафти і газу. Так за вказаний період на родовищі пробурено 700 свердловин, отримані нові дані з випробування свердловин. При розгляді в 1980 році проекту розробки даного родовища представленого інститутом КазНІПІнефть Центральна комісія з розробки зобов'язала інститут представити в 1981 році проект кондиції в ДКЗ СРСР і підрахунок балансових запасів нафти в родовищі Жетибай. У ЦКЗ Міннефтепрома інститутом КазНІПІнефть була виконана робота з переоцінки балансових запасів нафти і газу. На початку 1981 КазНІПІнефть спільно з ВНДІ склали проект кондиції. Балансові запаси нафти і газу з пластів і родовищу в цілому наведені в таблицях 6 і 7.

1.5.1. Фізико-хімічна характеристика нафт.

Вивчення фізичних властивостей пластових нафт було розпочато з 1968 року. Основний обсяг дослідження був виконаний в найбільш сприятливий для цього період дослідної експлуатації. Слід зазначити, чтобольшая частина досліджень припадає на 12 горизонт. На кожній з інших горизонтів знаходиться значно менше експериментального матеріалу, а найбільш потребує додаткового ізученііфізіко-хімічних властивостей насичує пластових рідин і газів V, VI, XI горизонтів.

1.5.2. Властивості пластової нафти.

В напрямі від верхніх горізонтовк нижнім відбувається збільшення тиску насичення, температури, газонасиченості (від 85 до 161 м3/т), об'ємного коефіцієнта (від 1,25 до 1,41) і зменшення таких параметрів, як щільність нафти (від 0,77 до 0,7 г/см3), в'язкості (від 3,04 до 1 СПЗ).

Однією з особливостей проявилися при зіставленні результатовісследованія, глибинних проб нафт різних горизонтів є відносно постійна величина перевищення тиску насичення на ГНК над його значенням в зоні ВНК. Для всіх горізонтовнезавісімо від поверху нафтоносності, а вона становить 50-60 км/см2.

1.5.3. Властивості дегазованої нафти.

Нафти рассматріваемогокомплекса продуктивних відкладів можна умовно подразделітьна 2 групи. До перших можна отнестіIV - VI горизонтів з відносно підвищеними значеннями в'язкості (динамічна в'язкість при 50 * С - 25-30 СПЗ), щільності (0,86-0,87 г/см3) і великим вмістом асфальто-смолистих компонентів (15-17 %).

Ко другої групи відносяться нафти VIII-XIII горізонтовс більш сприятливою фільтраційної характеристикою. Щільність визначається від 0,833 до 0,850 г/см3, вязкостьпрі 50 * С від 8 до 12 СПЗ, зміст асфальтно-смолистих речовин не перевищує 8-9%.

Особливості всіх розглянутих нефтейявляется великий вміст високомолекулярних парафінових вуглеводнів (18-25%), що обумовлюють застигання нафти при температурах 28, 34 * С. Початок випадіння парафіну зафіксовано при температурах в діапазоні 37-48 * С. Вміст сірки невелика, в середньому 0,2%.

За аналізів глибинних проб попутний газ нефтей V-XII горізонтовімеет питома вага 1,058-1,175 г/л, вміст метана62-67%, вуглекислий газ 0-1,2%, азоту 4,04-10,85%.

1.6. Висновок з геологічної частини.

Нафти всіх горизонтів родовища Жетибай близькі за своїми фізико-хімічними властивостями ставляться по всьому типу до легких, малосірчисту з високим змістом парафінів і смол.

Відрізняється закономірний характер зміни фізико-хімічних властивостей нефтінаправленний в сторонуутяжеленія нефтей вгору по розрізу з одночасним увеліченіеміх в'язкості і зменшення газосодержанія. У складі нафти вгору по разрезуувелічівается вміст смол, парафінів і коксу.

На підставі комплексного вивчення геолого-промисловий характерістікіексплуатаціонних об'єктів родовища та результатів проектування його розробки можна зробити наступні висновки:

* У розділі продуктивної товщі розкриті газові, нафтогазові і нефтяниезалежі. У верхньої частини розрізу в основному зосереджені нафтогазові поклади, а в нижній частини нафтові.

* На родовищі передбачається наявність одного поздовжнього і двох поперечних малоамплітудних діз'юнінктівних порушень, характеризується, мабуть в вертикальному положенні площині скидачі. З метою встановлення можливо тектонічних екранів слід провести гідропрослушіваніе свердловин расположеннихна сусідніх блоках.

* За ступенем вивченості найкращим чином охарактеризовані поклади X, XII, XIII горизонтів, що знаходяться вже тривалий час в експлуатації. Верхні продуктивні горизонти вивчені слабко, експлуатіруеются поодинокими свердловинами.

* Характерною особливістю всіх продуктівнихгорізонтов є їхня низька проникність.

* У нафтогазових покладах запаси нафти в основному зосереджені в двох зонах, газонафтової і водонефтяной - це ускладнює умови їх вилучення.

II. Техніко-технологічна частина

II.1. Поточне состояніеразработкі родовища.

В промислову експлуатацію родовище Жетибай вступило в 1969 році. Чинним проектним документом, згідно з яким в даний час здійснюється промислова розробка родовища, є "Уточнений проект разработкіместорожденія Жетибай ", складений КазНІПІнефть і затверджений ЦКР МНП в 1984 році. У 1989 році з огляду на такий стан розбурювання об'єктів КазНІПІнефть було проведено уточнення проектних показників розробки родовища на період 1989-2005рр, які були затверджені ЦКР МНП.

В 1992 року за результатами пробурених до цього часу 1250 свердловин інститутом КазНІПІнефть були виконані роботи з вивчення та уточнення геологічної характеристики продуктивних покладів. Згідно з цим дослідженням уточнені величини початкових балансових запасів нафти склали 333,15 млн.т, що на 33,4 млн.т (9%) менше прийнятих у проекті. В даний час поряд з прийнятими в проекті, при аналізі стану розробки і буріння нових свердловин були використані уточнені запаси нафти та інші геологічні параметри, наведені в зазначеній роботі. Основні геолого-фізичні параметри продуктивних горизонтів родовища представлені в таблиці II.1.

II.1.1. Аналіз показників розробки родовища.

З виділених на родовищі II об'єктів експлуатації в промисловій розробці по запроектованої технології знаходяться сім об'єктів - Vаб, V ст + VI, VIII, IX, X, XII, XIII горизонти.

За станом на 1.1.96 рік з родовища відібрано 55,146 млн.т. нафти і 93,937 млн.т. рідини. Поточна обводненість - 58,2%. Відібрано від утвержденнихізвлекаемих запасів нафти родовища 38,6%, досягнута НАФТОВІДДАЧІ -15,1%, розміщено в пласт води - 139,7 млн.м3.

Динаміка видобутку нафти та інших показників розробки нафти за весь період експлуатації родовища представлена в таблиці II.6. Як видно динаміка відборів по родовищу характеризується двома періодами росту і падіння видобутку. Перший період охоплює 1970-1984рр і другого 1984-1995рр. Первийперіодхарактерізуется досягнення максимального рівня річного видобутку нафти 3,8 млн.т., який поддержіваетсядва року (1972 і 1973) з подальшою стабілізацією на рівні 3,4-3,5 млн.т. протягом 3 років.

Аналіз показує, що характер зміни видобутку нафти з родовища в цілому за 1 період обумовлений розбурювання, активною експлуатацією та подальшим виснаженням, базової і найбільш продуктивного XII горизонту за яким в 1972-1977 рр. забезпечувався 50-90% річних відборів нафти родовища. Стабілізація видобутку в 1974-1976рр на месторожденіісвязана з введенням в розробку XIII і окремих, найбільш продуктивних ділянок покладів V, VIII, XI горизонтів, що однак не компенсувало подальше зниження видобутку по XII горизонту. Починаючи з 1977 року видобуток нафти на родовищі неухильно знижується з 3.09 до 1,207 млн. т. В 1984 році.

Аналогічні тенденції відзначаються і в динаміці видобутку рідини. Однак проявляються вони в значно меншою мірою, стабільний рівень "витримується" довше (6 років - 1973-1978 роки) та амплітуда зниження значно менше (43% від максимального), ніж з нафти (69 %).

Другий період розробки родовища пов'язаний среалізаціей проектних рішень (1984 рік) щодо подальшого разбуріваніюі облаштування родовища і характеризується зростанням видобутку нафти, досягненням у 1989 році максимального рівня 1,799 млн. т. та стабілізації відборів нафти на рівні 1,717-1,799 млн.т. протягом трьох років (1988-1990 роки) У цей період були введені в розробку Vаб, V ст + VI, IX горизонти і подальше разбуріваніеVIII, X, XII горизонтів, планомірне облаштування свердловин та інші заходи щодо активної експлуатації родовища. У результаті в перші п'ять років після проектного періоду (1985-1989рр) проектні показники родовища були виполненис деяким перевищенням.

В надалі, починаючи з 1991 року по родовищу спостерігається монотонне зниження видобутку нафти з щорічним темпом паденія13-21%. Знижується також і відбір рідини, причому настільки, наскільки і нафта - в 2,7 рази за 1991-1995 роки при практично незмінною обводнення 55-58%, дивіться таблицю II.6.

Зазначеним вище періодів відповідаєте динаміка буріння свердловин. Як зазначено вище, родовище характерізуетсядвумя періодами активного розбурювання. У початковий період 1970-1980 роки при темпах буріння 55-80 вкв/рік були введені в розробку XIII, XII, X, VIII горизонти. У другій половині - 1986-1990 роки темп буріння досягає 117 вкв/год, в 1988 і починаючи з 1990 року, знижується до38-8 скважінв 1994-1995 роки. Відзначимо, що однією з основних технологічних причин зниження видобутку нафти не родовищі є недобір необхідних об'ємів рідини.

В останні роки особливо посилюється негативний вплив технічної незабезпеченість НГДУ, що відбивається насамперед на стан фонду свердловин. Коефіцієнт використання видобувного фонду в 1995 годусоставіл 0,65 при коливаннях по об'єктах 0,58 (XII) - 0,79 (VI), нагнітального-0,71 (0.68-0.79). Коефіцієнт експлуатацііскважін видобувного фонду в 1995 році составіл0, 84 при колебаніях0, 76 (X) - 0,78 (V), нагнітального - 0,85 (0,84-0,95).

II.1.2. Характеристика фонду свердловин і ступеня розбурювання об'єктів.

Родовище характеризується двома періодами активного розбурювання. У початковий період 1970-1980рр при темпах буріння 55-80 вкв/г були введені в розробку XIII, XII, X, VIII горизонти. Другий період 1986-1990рр пов'язаний з впровадженням рішень проекту (1984) - введенням в розробки Vаб, V + VI, Ixг горизонтів і подальшим разбуріваніемXII, X горизонтів. Темп буріння досяг в 1988 році 117 свердловин. Починаючи з 1990 року темпи буріння знижуються до 38-8 свердловин у 1994-1995рр.

На родовищі по стані на 1.1.1996 рік пробурено всього 1492 свердловин, в тому зокрема як видобувних - 1281 і нагнітальних - 211. За час розробки родовища з видобувного і нагнітального фонду ліквідовано 183 свердловин. Визначено в контрольні та інші категорії 55 свердловин. З числа останніх ліквідовано 17 свердловин.

На 1.1.1996 рік експлуатаційний фонд родовища становить 1241 свердловин, в тому числі 923 видобувних і 318 нагнітальних. Фонд поєднав експлуатують два горизонту-39 видобувних і 4 нагнітальних свердловини. Діючий фонд видобувних свердловин - 654, нагнітальних - 230. Ефективність використання фонду цих свердловин в цілому за 1995 годніже нормативних і складають 65 і 70% відповідно. Також і коефіцієнт експлуатації - 0,84 і 0,85.

Характеристика структури фонду свердловин по горизонтах і в цілому по родовищу представлена в таблиці 2.2. Як видно найбільшу кількість свердловин припадає на розробляються тривалий час 5 об'єктів - XIII, XII, X, VIII, V горизонти, де пробурено 82% з усього фонду. Рух фонду в процесі експлуатації також відбувається в основі між цими горизонтами. До теперішнього час загальний експлуатаційний фонд по цих горизонтах становить 75% (928 скв = 675 доб 253 нагне) фонду родовища. Відпрацьованобота по ним 1824 свердловин-об'єктів (1440д 424 н) при загальній кількості по родовищу-2325. З урахуванням жеVI, IX горизонтів, введених в експлуатацію в останні роки, пробурених фонд на промислово розроблюваних горизонтах родовища становить 1457 (98%) свердловин. Відпрацьовано по них 2188 свердловин-об'єктів або 94% від загальної їх кількості.

Поворотний фонд свердловин. Рух фонду на родовищі характеризується досить великою кількістю свердловин, що використовуються як зворотні на вищерозміщених горизонтах. Так, при пробуреної видобувному фонді 1281 фізичних свердловин використано (відпрацьовано) 1827 свердловин-об'ектов.Отношеніе становить 1:1,42. Аналогічно, хоча в значно меншому ступені, і по нагнітальному фонду: пробурено (з урахуванням відпрацювання на нафту) 460, використано - 498 свердловин-об'єктів. Як видно многопластовий характер будови родовища благопріятствуетеффектівному використання істотного фонду.

Максимальне кількість свердловин, переведених з інших об'єктів, використано на V, VIII, X, XI горизонтах, за якими загальна кількість склала 382 одиниці або 71% всього "зворотного" фондадобивающіх свердловин. Частка зворотних свердловин у видобувному фонді по горизонтах коливається в пределах26 (VIII) - 82 (XI )%.

Половина нагнітального фонду родовища-249 свердловин переведені з видобувного фонду, тобто відпрацьовано в якості тимчасово видобувних. Найбільше їх кількість реалізовано на VIII (66), X (66), XII (67) горизонтах.

Вибуття свердловин. Аналіз динаміки вибуття свердловин по розроблюються горизонтів підтверджує характерну залежність накопиченого кількості вибулого фонду від ступеня вироблення запасів. Так, найбільший відсоток вибулого фонду за XIII (77%) і XII (76%) горизонтів являетсязакономерним і відображає ступінь вироблення цих об'єктів, яка досягла нафтовіддачі 41% або 90% видобутих запасів.

Треба відзначити, що аналізований фонд вибулих свердловин включає:

1.фонд свердловин, які вибули з технологічних причин внаслідок виработанностізапасов;

2.фонд свердловин, вибившіхвследствіе ліквідації.

Аналіз показує, що перші складаю основну частину свердловин виведених з видобувного фонду (80% або 610 свердловин-об'єктів). У нагнітальному ж фонді спостерігається протилежне: частка перших складає 30 а ліквідованих 70%.

Наведені дані свідчать про те, що термін служби свердловин, особливо нагнітальних, менше терміну вироблення запасів нафти, що припадають на ці свердловини.

Характеристика фонду ліквідованих свердловин. Кількість ліквідованих свердловин з початку вироблення родовища склало 200 свердловин, в тому числі їх видобувного фонда107, з нагнітального - 93. Всього з ліквідованого фонду (із195 = 105д +90 н) свердловин видобуто 9169,2 тис.т. нафти ілі47тис.т. нафти на одну свердловину. У тому числі по 90 свердловинах, ліквідовані як нагнітальні, видобуто 3090 тис.т. нафти і розміщено 58210 тис.м3 води. Розподіл свердловин по принципам ліквідації представлено в таблиці 5.1.Как видно, основними причинами ліквідації свердловин є корозія і аварія