ВСТУП
Многопластовое найбільших нафтогазових родовищ Жетибай буловідкрито в 1961 році. У промислову експлуатацію родовищ вступило в
1969 році, відповідно до технологічної схеми розробки ВНДІ дляIVоб'єкта, включающегоXI, XII, XIII горизонти; базисний горизонт об'єкта -
XII і горізонтXIII рекомендувалося разбурівать по рівномірної сітці
600х600 м при трьох рядном розміщення свердловин в блоках шириною 2,4 км.
У 1972 році складена технологічна схема розробки III об'єкта
(IXб, X горизонти), згідно з якою поклади разбуріваются по рівномірноїсітці 600х600.
У 1974 році ВНДІ складена технологічна схема розробкинафтогазових покладів V, VI, VIII горизонтів, що передбачаєвнутріконтурное нагнітання води, як і нафтові, так і в газонафтових зонипокладів.
У зв'язку з тим, що всі проектні документи і рішення були затверджені
ЦКР Міннефтепрома в різний час і стосуються окремих об'єктів експлуатаціїродовища, 1976 р. ВНДІ спільно з КазНІПІнефть за завданням
Міннефтепрома складений комплексний проект розробки родовища
Жетибай. Цей проект стверджують ЦКР мін СРСР як проект розвідки трьохоб'єктів (нижніх горизонтів XIII, XII, XIII) і як технологічна схематрьох об'єктів (V ст + VIа, Vа + Vб горизонти) розвідки, а також виділено чотириповоротних об'єкта (IV, VIб, IX, XI горизонти). У проекті передбаченобуріння свердловин по самостійній сітці свердловин для виділених шестиоб'єктів.
За час, що минув після затвердження об'єкта, виявився ряд дефектів,ускладнюють розвідку покладів та експлуатацію свердловин. Крім того, врезультаті експлуатаційного розбурювання родовища змінилосяуявлення про характер насичення пластів флюїдами окремих покладів. Всіце спонукало постановку питання про пере складанні проектного документа.
Проект був складений КазНІПІнефть в 1980 році.
Центральною 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 уточнити запаси нафти і газу, 1981 рік виконати роботу пообгрунтування коефіцієнтів нафтовіддачі покладів на базі нових уявлень прогеологічну будову родовища і, грунтуючись на цих роботахскласти новий проект розвідки родовища. Згадані роботи буливиконані і в 1982 році інститутом КазНІПІнефть складений "Уточненийпроект розвідки родовища Жетибай ", згідно з яким коженпродуктивний горизонт виділений як об'єкт розвідки (II об'єктів).
Всього для виділених об'єктів розглянуто п'ять варіантів розвідкиродовища в цілому.
Нарада в Управлінні розвідки з розгляду цього об'єкта
(протокол від 17.01.84г) відзначило, що в представленій роботі не наводитьсяпорівняння базового варіанту з варіантами, розглянутими в проекті.
Розглянуті варіанти не забезпечують залучення в розвідку всіхвидобутих запасів нафти прийнятих на баланс ЦКЗ, хоча забезпечуютьвитяг запасів, затверджених ДКЗ СРСР (варіанти 4 та 5); термінирозбурювання родовища розтягнуті (53 роки); не розглянуто також варіантприскореного розбурювання основних (до30 років) та випереджаючого розбурюванняосновних об'єктів (VIII, X, XII, XIII горизонтів) з тривалимистабільними рівнями відбору рідини; в роботі мають місце й іншінедоліки, на які було зазначено у висновках експертизи ВНДІ і
Управлінні нафтогазовидобування. Рішенням Управління розвідки Міннефтепромаінституту КазНІПІнефть доручено доопрацювати представлений проект вВідповідно до зауважень.
Уточнений проект розвідки родовища Жетибай відповідно довищевказаними зауваженнями представлений трьома варіантами: 1 варіант базовий
- Продовження розбурювання за проектом ВНДІ (1976) з загальною кількістюсвердловин 1643, у тому числі для буріння - 833; 2 і 3 варіанти відрізняютьсящільністю сітки свердловин для 2 варіанти всього 2279, у тому числі длябуріння - 1519, а для 3 варіанти всього 2783, у тому числі для буріння - 2023свердловин.
Основні положення та принципи такі як: геологічніхарактеристики покладів, виділення експлуатаційних об'єктів, загальнакількість свердловин для розвідки у рекомендованих варіантах, а також питанняпопередження 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 видобутокпротягом 18 років і вилучення затверджених запасів.
I. ГЕОЛОГІЧНА ЧАСТИНА
I.1. Загальні відомості по родовищу
Жетибай Родовище розташоване в західній частині півострова
Мангишлак і за адміністративним підпорядкуванням входить в частину Каракіякскогорайону Мангістауської області Республіки Казахстан. Найближчі дородовищу населеними пунктами є селище Жетибай (1км),районний центр Курик (60 км), місто Новий Узень (70 км), місто Актау 80 км.
У орфографічному відношенні район являє собоюслабобезхолменное велике плато, плато занурюється в південно-західномунапрямі. 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, абсолютномінімальна -35 * С. Середньорічна температура повітря 10 * С, районхарактеризується сильними вітрами та курними бурями. Переважають вітрипівнічно-східного напрямку. Глибина промерзання грунту досягає 1метра.
Промислова нафтогазоносність родовища встановлена в 1961 році.
Видобуток нафти з родовища ведеться НГВУ "Жетибайнефть" виробничогооб'єднання "ММГ". Експлуатаційне буріння проводиться Жетибайскімуправлінням бурових робіт.
I.2. Стратиграфія
Родовище Жетибай приурочено до великої антиклінальними складцісубширотного простягання. За структурної поверхні 1 юрського горизонтурозміри її 22х6 км при амплітуді підняття 65 метрів. Структура доситьполога. Кути падіння збільшується з глибиною від 2 30 до 5.
Глибокими розвідувальними свердловинами на родовищі розкритатрикілометрова толіца осадових порід від верхнетріасового дочетвертинного віку, з який відкладення юрської системи єпромислово-нафтоносними.
Юрська система представлена нижнім, середнім і верхнім відділами.
Відкладення юри характеризуються чергуванням прошарку пісковиків,алеврагітов, глин і аргілітів загальною товщиною 1300 м. Товщина відкладеньнижньої юри 100-120 метрів. Среднеюрського відділ складається з відкладеньАаленський, байосского і батского ярусів.
У розділі Ааленський ярусу виділені ХIII і XII горизонти. Загальнатовщина відкладень 165-200 метрів.
У байосском ярусі виділені XI, X, IX, VIII, VII горизонти. Спілкуйся товщинавідкладень 335-365 метрів.
У батском ярусі виділені VI, V, IV, III продуктивні горизонти. Загальнатовщина ярусу 225 метрів.
Верхній відділ складається з келловейского, оксфордського і кемеріджскогоярусів. У нижній частині келловійского ярусу виділяється I і II продуктивнігоризонти. Загальна товщина верхнього відділу 450-460 метрів. У розрізі юрськихвідкладень виділено 13 продуктивних горизонтів.
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 поширенняїх покладів за площею, обгрунтування ВНК і ГНК докладно висвітлені в звіті
КазНІПІнефть за 1980 рік "Уточнення будови і ємнісних-фільтраційнихвластивостей покладів Н і Г родовища Жетибай "У цьому параграфі наводитьсялише таблиця 1, що характеризує будову продуктивних горизонтів по розрізуі площі, таблиця 2 регламенту про середні абсолютних позначках ВНК і ГНК.
V ГОРИЗОНТ
V горизонт відділяється від IV глинистим розділом, потужність 5-10 метрів.
Коефіцієнт злиття горизонтів дорівнює нулю. У цьому горизонті потужністьякого становить 70-75 метрів простежуються 7 пластів, об'єднані втри пачки А, Б, В, розділені витриманими за потужністю глинистимирозділами. Ви пачці А виділений один пласт "а", до якого приуроченанафтогазова поклад.
У пачці Б виділені два пласти "б1" і "б2", що мають коефіцієнтирозповсюдження 0,94-0,98 і злиття - 0,34. До цієї пачці приуроченасамостійна нафтова поклад.
У пачці В 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 по даному пласту не наводилася. Розмірипокладів 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. Усправжній роботі виділено чотири подгорізонта Vа, Vб, V ст, Vг. Загальна йогопотужність 65-75 метрів.
1.Подорізонт Vа розташований майже повсюдно в межах площіродовища за винятком незначної зони на північному криліструктури. Літологічних він представлений переважно монолітнимипісковиками, рідше з включенням одного або двох глинистих прошарку потужністю
1,2 км залягають у вигляді лінз. У зв'язку з цим подгорізонт розчленовується на 2або 3 піщаних пласта Vа1, Vа2, Vа3, потужність яких змінюється від 0,5 до
16 метрів. Однак у більшості свердловин подгорізонт являє собоюмонолітний пласт. Загальна потужність горизонту коливається від 5м до 23 м, іскладає в середньому 9,5 м.
До горизонту приурочена пластова, сводовая, нафтогазова покладпідпирає крайової водою.
Первісне положення ВНК було прийнято на абсолютній відмітці 1750метрів, поверх газоносності нафтогазової покладу складає 23 м, а поверхнафтоносності 2,5 м. У межах зовнішнього контуру нафтоносності (1750м)поклад має довжину 17,7 км, а завширшки до 4,7 км.
Площі газової, газонафтової, нафтової та водонефтяной зон становитьвідповідно 4,5%, 26%, 50,4%, 19,1% всієї площі поклади. Запаси нафти вгазонафтової, нафтової, водонефтяной зонах становить 18,7%, 65,3%, 16%.
Обсяг зайнятої нафтою в 4,6 рази перевищує обсяг зайнятої газом.
Подгорізонт Vа відділяється від нижче залягає подгорізонта Vб витриманимпо простиранню глинистим розділом потужністю 4,6-22м, середня потужністьякого дорівнює 12,5 м.
2.ПодгорізонтVб. Загальна потужність змінюється від 5 до 26 м. Вінхарактеризується дуже складною геологічною будовою. До подгорізонтуприурочена 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 виявлені тризони з різним становищем ВНК.
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 із заходу на схід відзначається похиле положення ВНК, тоТобто це з 1770 до 1780.
Поверх нафтоносності із заходу на схід змінюється від 41 до 51 м, вмежах зовнішнього контуру нафтоносності (1770-1780м) поклад подгорізонта Vбмає довжину 16 км, а ширину 4,7 км.
Площі нафтоносної і водо-нафтоносній зон становлять відповідно
77,4%, 22,6% від площі поклади. Нефтенасищенная потужність в нафтовій зонізмінюється 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-нафтоносній зонах складають
85,1% і 14,9%.
Подгорізонт Vб відокремлює від нижележащего подгорізонта V ст глинистимрозділом, потужність 0-26,8 м при середній потужності 10,9 м.
3.Подгорізонт V ст, у ньому зазначаються три глинистих прошарку. Загальнапотужність подгорізонта V ст при розчленовування на три пласта становить 12-13м,а при розчленовуванні на 4 пласта коливається від 18 до 20 м.
На підставі результатів випробування свердловин і геофізики спочатку
ВНК був прийнятий на абсолютній відмітці 1780 м. У зв'язку з цим поверхгазоносності складає 12 м, а поверх нафтоносності дорівнює 17 м у межахзовнішнього контуру нафтоносності. Нафтогазова поклад подгорізонта V ст маєдовжину 15,6 км, а ширину 4 км. Площа нафтогазоносної, нафтової, газо -нафтоносної і водо-нафтоносній становлять відповідно 25,8%, 12%, 5,5%,
56,7% від площі поклади подгорізонта.
Подгорізонт V ст відділений від нижележащего подгорізонта Vг глинистимирозділами потужність від 0 до 18м, середня потужність якого = 4,1 м.
4.Подгорізонт Vг. Первісне положення АВНК був прийнятий наабсолютної позначці 1780м. Поверх нафтоносності нафтової поклади подгорізонтастановить 10,9 м. У межах зовнішнього контуру нафтоносності поклад маєдовжину 6,5 км, а завширшки 1,2-1,5 км.
Нефтенасищенная потужність змінюється від 0 до 10 м. Подгорізонт Vгвідділений від нижележащего подгорізонта VIа глинистим розділом потужність. 0 -
21,6 м, а середня потужність якого дорівнює 9,1 м.
I.3. Тектоніка
Жетибай Родовище розташоване в межах Південно-Мангишлакскогопрогину, характерною особливістю якого є роз'єднання його зонамипоперечних піднять на кілька глибоких западин. На північному бортупрогину розташована Жетибай-Узеньская і Кокулебайская тектонічніступені, південним кордоном яких є глибинний розлом, що фіксуєтьсяфазою по IIIг відбиває горизонту.
На Жетибай-Узеньской тектонічної ступені всі виявлені структуриє асиметричними брахіантіклінальнимі складками з пологимипівнічними і крутими південними крилами звуженими західними і ширшимисхідними перекліналямі. На всіх вивчених структурах відзначаєтьсяундуляція осей. Всі структури є успадкованими, так-такфіксується майже повний збіг їх структурних планів за окремимиобріїв.
У тектонічному відношенні родовище Жетибай являє собоювелику пологу асиметричну брахіантіклінальную структуру, витягнуту всубширотне напрямку.
В межах продуктивної товщі з глибиною збільшуються кути падінняпорід на крилах структури від 2 30 до 5 30 і зменшуються її розміри.
У західній та східній частинах структури внаслідок ундуляція довгоюосі виділяються відповідно 1-3 і 2-4 невеликих куполка. Детальневивчення будови продуктивних відкладів Жетибайского родовища,особливостей розподілу газу, нафти і води по площі і розрізудозволяють припустити, що в межах Жетибайского підняття, мабутьє ряд тектонічних порушень, як поздовжнього так і поперечногонапрямів.
Передбачуване тектонічна порушення широкого простягання буловиявлено в процесі вивчення причини зміни положення відміток ВНК попоклади подгорізонта Viб в районі західної перекліналі підняття. Яквипливає з геологічного профілю на тлі загального підйому сводовой частини
Жетибайского підняття, особливо по верхніх горизонтів досить чітковиділяються два поперечні флексури. Які ніби ділять площародовища на три ділянки: східний, основний за розмірами, західний ірозділяє їх порівняно вузький, середній.
Нижче по розділу, в XI-XIII горизонтах ці флексури мабуть переходять врозривні тектонічні порушення.
За даними промислової геофізики, аналіз характеру насичення піщанихпластів і прошарку піщано-глинистих пачок XI горизонту дозволив виявититаку закономірність: піщані пласти навіть при відносно хорошоюкорелюється на різних ділянках площі родовища можна включатипоклади нафти самостійними ВНК, тобто іноді ці пісковики насиченіводою на більш високих гіпсометричні позначках, в порівнянні знафтоносними
Т.О. вивчення, геолого-промислового матеріалу по Жетибайскомуродовищу вказує на можливість наявності трьох малоаплітуднихтектонічних порушень - одного поздовжнього і двох поперечних.
Описані порушення є поки тільки передбачуваними. Для їх більшобгрунтованого підтвердження необхідні додаткові дані, які можутьбути отримані при подальшому розбурювання покладів і особливо при проведеннігідропрослушіванія між свердловин розташованими в сусідніх блоках.
I.4. Колекторські властивості
Ємнісне-фільтраційні властивості пластів-колекторів продуктивнихгоризонтів докладно висвітлені в роботі, в якій обгрунтовуються методикавизначення і прийняття величини нижніх значень шуканих параметрів ззастосуванням методів математико-статистичного аналізу.
Пористість порід-колекторів закономірно зменшується від верхніхгоризонтів до нижніх. Найвище середнє значення открютой пористостівизначене за результатами аналізів кернів для колекторів I горизонту
(0,218); найнижче (0,173-0,175) для XII і XIII горизонтів.
Проникність змінюється від 0,001 мкм2 до декілька десятих частокмкм2. У середньому значення параметра для більшості рубежів неперевищує 0,1 мкм2 змінюється без будь-якої закономірності. Нижня межапроникності для нафтоносних пластів-колекторів - 0,003 мкм2, для газових
- 0,001 мкм2.
Залишкова нефтенасищеность в газоносних пластах змінюється від 0,06 до
0,10. На цій підставі газонасиченості прийнята з поправкою на зазначенувеличину. Прийняті для підрахунку запасів початкові коефіцієнти нафто ігазоносності наведені в таблиці 1.3.
I.4.1. Товщина горизонтів
У результаті комплексної інтерпретації даних промислово -геофізичних досліджень проведено детальне разчлененіе продуктивногорозрізу на горизонти і пласти, визначено їх стратиграфічна прив'язка,виділені проникні пласти-колектори, визначені величини газо інефтенасищенних товщини пластів. Прийняті значення товщин по горизонтахнаводиться в таблиці 1.4.
1.4.2. Показники неоднорідності пластів.
Для характеристики геолого-фізичних властивостей пласта і кількісноїоцінки геологічної неоднорідності поширені коефіцієнтипесчанітості, розчленованості і розповсюдження пластів. У таблиці 5наведені середні величини коефіцієнтів варіації песчанітості для III, IV,
V, VI, VIII, XII, XIII горизонтів складає 30-36% і підтверджують, що запесчанітості зазначені горизонти є більш однорідними, ніж IX і Xгоризонти, за якими коефіцієнти варіації складають 59 і 65%. Найбільшрозчленованими є колектори IV, V, VIII, X, XI горизонти, а поступеня мінливості розчленованості одноріднішими є колектори
III і IV горизонтів (W = 26-30%). За Ступені витриманості пласти -колектори експлуатаційних об'єктів характеризуються різними значеннямикоефіцієнтів 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.
5. Запаси нафти і газу
З часу останнього твердження в ДКЗ запасів нафти і газу в 1970році на родовищі Жетибай пробурено понад 300 свердловин, отримані новідані, що уточнюють будова покладів, їх межі, розподіл за нимнефтенасищенной і газо-насиченою потужності.
У зв'язку з цим для складання проекту розробки розглянутихпокладів необхідно було зробити переоцінку запасів з урахуванням даних познову пробурених свердловин станом на 1 січня 1976 року.
Перш за все необхідно відзначити, що за час після затвердженнязапасів на родовищі була відкрита ще одна нафтова поклад, пов'язана зверхній пачкою IV горизонту. Оцінка подсчетних параметрів цієї поклади длявизначення містяться в ній запасів нафти наведені вище, при викладігеологічної будови і характеристики покладів IV горизонту.
Збільшення запасів нафти поклади подгорізонта Vб пов'язано зі збільшеннямплощі нафтоносності в основному в районі східної прікліналі і південно -східного крила, де відмітка ВНК, замість раніше прийнятої - 1770м, взята заданими свердловини 703, яка дорівнює - 1779м. Площа поклади збільшилася більш ніжна 407 км2 (8,5%), крім того в тому районі поруч свердловин (709, 737) розкританефтенасищенная потужність більш 20м. Так, що частково збільшення запасівздійснено і за рахунок деякого зростання середньої нефтенасищенной потужності.
За поклади подгорізонта V ст найбільше збільшення запасів нафтивідбулося за рахунок зростання середньої нефтенасищенной потужності. Найбільшізміни є в запасах вільного газу.
В основі зростання запасів вільного газу по подгорізонту VIIIа + б лежитьзбільшення на 40% (6,7 км2) площі газоносності і середнього значеннягазонасиченої 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) протизатверджених ДКЗ. Однак слід зазначити, що до цього числа входять запасипоклади нафти 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 покладиподгорізонтов Vа і Vб, з яких більша частина запасів нафти пов'язана знафтової зоною.
Поклади подгорізонта V ст єдина, в якій запаси нафтизосереджені в усіх можливих для нафтогазових покладів зонах --газонафтової і водонефтяной, причому в останньому укладена майже половинавсіх запасів.
За період минулої після затвердження запасів нафти і газу (1970 -
1980рр) отриманий великий позитивний матеріал, що уточнює уявлення прогеологічну будову покладів і обсяги нафти і газу. Так за вказанийперіод на родовищі пробурено 700 свердловин, отримані нові дані повипробування свердловин. При розгляді в 1980 році проекту розробкиданого родовища представленого інститутом КазНІПІнефть Центральнакомісія з розробки зобов'язала інститут представити в 1981 році проекткондиції в ДКЗ СРСР і підрахунок балансових запасів нафти в родовищі
Жетибай. У ЦКЗ Міннефтепрома інститутом КазНІПІнефть була виконана роботаз переоцінки балансових запасів нафти і газу. На початку 1981
КазНІПІнефть спільно з ВНДІ склали проект кондиції. Балансові запасинафти 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 цьогоперіод дослідної експлуатації. Слід зазначити, що більша частинадосліджень припадає на 12 горизонт. На кожній з інших горизонтівзнаходиться значно менше експериментального матеріалу, а найбільшщо потребує додаткового вивчення фізико-хімічних властивостей насичуєпластових рідин і газів V, VI, XI горизонтів.
2. Властивості пластової нафти.
В напрямку від верхніх горизонтів до нижніх відбувається збільшеннятиску 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 результатівдослідження, глибинних проб нафт різних горизонтів єщодо постійна величина перевищення тиску насичення на ГНК надйого значенням в зоні ВНК. Для всіх горизонтів незалежно від поверхунафтоносності, а вона становить 50-60 км/см2.
3. Властивості дегазованої нафти.
Нафти даного комплексу продуктивних відкладів можна умовнопідрозділити на 2 групи. До перших можна віднести IV - VI горизонтів зщодо підвищеними значеннями в'язкості (динамічна в'язкість при
50 * С - 25-30 СПЗ), щільності (0,86-0,87 г/см3) і великим вмістомасфальто-смолистих компонентів (15-17 %).
До другої групи належать нафти VIII-XIII горизонтів з більшсприятливою фільтраційної характеристикою. Щільність визначається від
0,833 до 0,850 г/см3, в'язкість при 50 * С від 8 до 12 СПЗ, змістасфальтно-смолистих речовин не перевищує 8-9%.
Особливості всіх розглянутих нефтей є великий вміствисокомолекулярних парафінових вуглеводнів (18-25%), що обумовлюютьзастигання нафти при температурах 28, 34 * С. Початок випадіння парафінузафіксовано при температурах в діапазоні 37-48 * С. Вміст сіркиневелика, в середньому 0,2%.
За аналізів глибинних проб попутний газ нефтей V-XII горизонтів маєпитома вага 1,058-1,175 г/л, вміст метану 62-67%, вуглекислий газ 0 -
1,2%, азоту 4,04-10,85%.
6. Висновок з геологічної частини.
Нафти всіх горизонтів родовища Жетибай близькі за своїми фізико -хімічними властивостями і ставляться по всьому типу до легких, малосірчисту звисоким вмістом парафінів і смол.
Відрізняється закономірний характер зміни фізико-хімічних властивостейнафти спрямований у бік обважнення нефтей вгору по розрізу зодночасним збільшенням їх в'язкості і зменшення газосодержанія. Ускладі нафти вгору по розрізу збільшується вміст смол, парафінів ікоксу.
На підставі комплексного вивчення геолого-промисловий характеристикиексплуатаційних об'єктів родовища та результатів проектування йогорозробки можна зробити наступні висновки:
. У розділі продуктивної товщі розкриті газові, нафтогазові і нафтові поклади. У верхній частині розрізу в основному зосереджені нафтогазові поклади, а в нижній частині нафтові.
. На родовищі передбачається наявність одного поздовжнього і двох поперечних малоамплітудних діз'юнінктівних порушень, характеризується, мабуть у вертикальному положенні площині скидачі. З метою встановлення можливо тектонічних екранів слід провести гідропрослушіваніе свердловин розташованих на 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 продуктивних горизонтів є їх 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. Поточний стан розробки родовища.
У промислову експлуатацію родовище Жетибай вступило в 1969 році.
Чинним проектним документом, згідно з яким в даний часздійснюється промислова розробка родовища, є
"Уточнений проект розробки родовища Жетибай", складений
КазНІПІнефть і затверджений ЦКР МНП в 1984 році. У 1989 році з урахуваннямсформованого стану розбурювання об'єктів КазНІПІнефть було проведеноуточнення проектних показників розробки родовища на період 1989 -
2005рр, які були затверджені ЦКР МНП.
У 1992 році за результатами пробурених до цього часу 1250 свердловинінститутом КазНІПІнефть були виконані роботи з вивчення та уточненнягеологічної характеристики продуктивних покладів. Згідно з цимидосліджень уточнені величини початкових балансових запасів нафтисклали 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 станурозробки і буріння нових свердловин були використані уточнені запасинафти та інші геологічні параметри, наведені у зазначеній роботі.
Основні геолого-фізичні параметри продуктивних горизонтів родовищапредставлені в таблиці II.1.
II.1.1. Аналіз показників розробки родовища.
З виділених на родовищі II об'єктів експлуатації в промисловійрозробці 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 відзатверджених видобутих запасів нафти родовища 38,6%, досягнутаНАФТОВІДДАЧІ -15,1%, розміщено в пласт води - 139,7 млн.м3.
Динаміка видобутку нафти та інших показників розробки нафти за весьперіод експлуатації родовища представлена в таблиці II.6. Як виднодинаміка відборів по родовищу характеризується двома періодами росту іпадіння видобутку. Перший період охоплює 1970-1984рр і другий 1984-1995рр.
Перший період характеризується досягнення максимального рівня річноївидобутку нафти 3,8 млн.т., який підтримується два роки (1972 і 1973) зподальшою стабілізацією на рівні 3,4-3,5 млн. т. протягом 3 років.
Аналіз показує, що характер зміни видобутку нафти з родовищав цілому за 1 період обумовлений розбурювання, активною експлуатацією таподальшим виснаженням, базової і найбільш продуктивного XII горизонту поякому в 1972-1977 рр. забезпечувався 50-90% річних відборів нафтиродовища. Стабілізація видобутку в 1974-1976рр на родовищі пов'язаназ введенням в розробку XIII і окремих, найбільш продуктивних ділянокпокладів V, VIII, XI горизонтів, що однак не компенсувало подальшезниження видобутку по XII горизонту. Починаючи з 1977 року видобуток нафти народовищі неухильно знижується з 3.09 до 1,207 млн. т. в 1984 році.
Аналогічні тенденції відзначаються і в динаміці видобутку рідини. Однакпроявляються вони в значно меншій мірі, стабільний рівень
"витримується" довше (6 років - 1973-1978 роки) та амплітуда зниженнязначно менше (43% від максимального), ніж з нафти (69 %).
Другий період розробки родовища пов'язаний з реалізацією проектнихрішень (1984 рік) щодо подальшого розбурювання та облаштуванняродовища і характеризується зростанням видобутку нафти, досягненням у 1989році максимального рівня 1,799 млн. т. та стабілізації відборів нафти нарівні 1,717-1,799 млн.т. протягом трьох років (1988-1990 роки) У цей періодбули введені в розробку Vаб, V ст + VI, IX горизонти і подальшерозбурювання VIII, X, XII горизонтів, планомірне облаштування свердловинта інші заходи щодо активної експлуатації родовища. У результатів перші п'ять років після проектного періоду (1985-1989рр) проектніпоказники родовища були виконані з деяким перевищенням.
Надалі починаючи з 1991 року по родовищу спостерігаєтьсямонотонне зниження видобутку нафти з щорічним темпом падіння 13-21%.
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 відповідає і динаміка буріння свердловин. Якзазначено вище, родовище характеризується двома періодами активногорозбурювання. У початковий період 1970-1980 роки при темпах буріння 55-80вкв/рік були введені в розробку XIII, XII, X, VIII горизонти. У другійполовині - 1986-1990 роки темп буріння досягає 117 вкв/год, в 1988 іпочинаючи з 1990 року, знижується до38-8 свердловин у 1994-1995 роки. Відзначимо,що однією з основних технологічних причин зниження видобутку нафти неродовищі є недобір необхідних обсягів рідини.
В останні роки особливо посилюється негативний вплив технічноїнезабезпеченість НГДУ, що відбивається насамперед на становище фонду;свердловин. Коефіцієнт використання видобувного фонду в 1995 році склав
0,65 при коливаннях по об'єктах 0,58 (XII) - 0,79 (VI), нагнітального -
0,71 (0.68-0.79). Коефіцієнт експлуатації свердловин видобувного фонду в
1995 склав 0,84 при коливаннях 0,76 (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 введенів розробку XIII, XII, X, VIII горизонти. Другий період 1986-1990рр пов'язанийз впровадженням рішень проекту (1984) - введенням в розробки Vаб, V + VI, Ixггоризонтів і подальшим розбурювання XII, X горизонтів. Темп буріннядосяг в 1988 році 117 свердловин. Починаючи з 1990 року темпи буріння знижуютьсядо 38-8 свердловин у 1994-1995рр.
На родовищі по стані на 1.1.1996 рік пробурено всього 1492свердловин, в тому числі як видобувних - 1281 і нагнітальних - 211.
За час розробки родовища з видобувного і нагнітального фондуліквідовано 183 свердловин. Визначено в контрольні та інші категорії 55свердловин. З числа останніх ліквідовано 17 свердловин.
На 1.1.1996 рік експлуатаційний фонд родовища становить 1241свердловин, в тому числі 923 видобувних і 318 нагнітальних. Фонд поєднавексплуатують два горизонти - 39 видобувних і 4 нагнітальних свердловини.
Діючий фонд видобувних свердловин - 654, нагнітальних - 230.
Ефективність використання фонду цих свердловин в цілому за 1995 рік нижченормативних і складають 65 і 70% відповідно. Також і коефіцієнтексплуатації - 0,84 і 0,85.
Характеристика структури фонду свердловин по горизонтах і в цілому породовищу представлена в таблиці 2.2. Як видно найбільшу кількістьсвердловин припадає на розробляються тривалий час 5 об'єктів -
XIII, XII, X, VIII, V горизонти, де пробурено 82% з усього фонду. Рухфонду в процесі експлуатації також відбувається в основі між цимигоризонтами. До теперішнього часу загальний експлуатаційний фонд за цимигоризонтів складає 75% (928 скв = 675 доб 253 нагне) фонду родовища.
Відпрацьовано по них 1824 свердловин-об'єктів (1440д 424 н) при загальній кількостіпо родовищу - 2325. З урахуванням жеVI, IX горизонтів, введе?? них вексплуатацію в останні роки, пробурених фонд на промисловорозробляються 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 родовищіхарактеризується досить великою кількістю свердловин, що використовуються якповоротні на верхніх горизонтах. Так, при пробуреної видобувному фонді
1281 фізичних свердловин використано (відпрацьовано) 1827 свердловин-об'єктів.
Відношення становить 1:1,42. Аналогічно, хоча в значно меншіймірою, і по нагнітальному фонду: пробурено (з урахуванням відпрацювання нанафту) 460, використано - 498 свердловин-об'єктів. Як видно многопластовийхарактер будови родовища сприяє ефективномувикористанню істотного фонду.
Максимальна кількість свердловин, переведених з інших об'єктів,використано на V, VIII, X, XI горизонтах, за якими загальна кількістьстановило 382 одиниці або 71% усього "зворотного" фонду видобувнихсвердловин. Частка зворотних свердловин у видобувному фонді по горизонтахколивається в межах 26 (VIII) - 82 (XI )%.
Половина нагнітального фонду родовища - 249 свердловин переведеніз видобувного фонду, тобто відпрацьовано в якості тимчасово видобувних.
Найбільша їх кількість реалізовано на VIII (66), X (66), XII (67)горизонтах.
Вибуття свердловин. Аналіз динаміки вибуття свердловин по розроблюютьсягоризонтів підтверджує характерну залежність накопиченого кількостівибулого фонду від ступеня вироблення запасів. Так, найбільший відсотоквибулого фонду по XIII (77%) і XII (76%) горизонтів є закономірним івідображає 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 внаслідоквиработанності запасів;
2.фонд свердловин, які вибули внаслідок ліквідації.
Аналіз показує, що перший складаю основну частину свердловинвиведених з видобувного фонду (80% або 610 свердловин-об'єктів). Унагнітальному ж фонді спостерігається зворотне: частка перших складає 30 аліквідованих 70%.
Наведені дані свідчать про те, що термін служби свердловин,особливо нагнітальних, менше терміну вироблення запасів нафти, що припадаютьна ці свердловини.
Характеристика фонду ліквідованих свердловин. Кількістьліквідованих свердловин з початку вироблення родовища склало 200свердловин, в тому числі їх видобувного фонду 107, з нагнітального - 93
. Усього з ліквідованого фонду (із195 = 105д +90 н) свердловин видобуто 9169,2тис.т. нафти або 47тис.т. нафти на одну свердловину. У тому числі по 90свердловинах, ліквідовані як нагнітальні, видобуто 3090 тис.т. нафти ірозміщено 58210 тис.м3 води. Розподіл свердловин за принципами ліквідаціїпредставлено в таблиці 5.1. Як видно, основними причинами ліквідаціїсвердловин є корозія і аварія підземного устаткування. На частку цихпричин припадає 84% ліквідованого фонду.
Характерно, що ліквідація свердловин в нагне
