ВВЕДЕНИЕ
Многопластовое крупное нефтегазовое месторожденье Жетыбай было
открыто в 1961 году. В промышленную эксплуатацию месторожденье вступило в
1969 году, в соответствии с технологической схемой разработки ВНИИ дляIV
объекта, включающегоXI, XII, XIII горизонты; базисный горизонт объекта -
XII и горизонтXIII рекомендовалось разбуривать по равномерной сетке
600х600 м при трех рядном размещении скважин в блоках шириной 2,4 км.
В 1972 году составлена технологическая схема разработки III объекта
(IXб, X горизонты), согласно которой залежи разбуриваются по равномерной
сетке 600х600.
В 1974 году ВНИИ составлена технологическая схема разработки
нефтегазовых залежей V, VI, VIII горизонтов, предусматривающая
внутриконтурное нагнетание воды, как и нефтяные, так и в газонефтяные зоны
залежей.
В связи с тем, что все проектные документы и решения были утверждены
ЦКР Миннефтепрома в разное время и касаются отдельных объектов эксплуатации
месторожденья, 1976 г ВНИИ совместно с КазНИПИнефть по заданию
Миннефтепрома составлен комплексный проект разработки месторожденья
Жетыбай. Этот проект утверждают ЦКР Мин СССР как проект разведки трех
объектов (нижних горизонтов XIII, XII,XIII ) и как технологическая схема
трех объектов ( Vв+VIа, Vа+Vб горизонты) разведки, а также выделены четыре
возвратных объекта ( IV, VIб, IX, XI горизонты). В проекте предусмотрено
бурение скважин по самостоятельной сетке скважин для выделенных шести
объектов.
За время, прошедшее после утверждения объекта, выявился ряд дефектов,
осложняющих разведку залежей и эксплуатацию скважин. Кроме того, в
результате эксплуатационного разбуривания месторождения изменилось
представление о характере насыщения пластов флюидами отдельных залежей. Все
это побудило постановку вопроса о пере составлении проектного документа.
Проект был составлен КазНИПИнефть в 1980 году.
Центральной комиссией по разведке нефтяных месторождений СССР
(протокол 845 от 30.01.80) было отмечено, что проект разведки ВНИИ (1976г)
не может быть использован для проектирования обустройства и было решено в
1980 году уточнить запасы нефти и газа, 1981 год выполнить работу по
обоснованию коэффициентов нефтеотдачи залежей на базе новых представлений о
геологическом строении месторождения и, основываясь на этих работах
составить новый проект разведки месторождения. Упомянутые работы были
выполнены и в 1982 году институтом КазНИПИнефть составлен "Уточненный
проект разведки месторождения Жетыбай", согласно которому каждый
продуктивный горизонт выделен в качестве объекта разведки (II объектов).
Всего для выделенных объектов рассмотрено пять вариантов разведки
месторождения в целом.
Совещание в Управлении разведки по рассмотрению этого объекта
(протокол от 17.01.84г) отметило, что в представленной работе не приводится
сравнение базового варианта с вариантами, рассмотренными в проекте.
Рассмотренные варианты не обеспечивают вовлечение в разведку всех
извлекаемых запасов нефти принятых на баланс ЦКЗ, хотя обеспечивают
извлечение запасов, утвержденных ГКЗ СССР(варианты 4 и 5); сроки
разбуривания месторождения растянуты (53 года); не рассмотрен также вариант
ускоренного разбуривания основных (до30 лет) и опережающего разбуривания
основных объектов ( VIII, X, XII, XIII горизонтов) с продолжительными
стабильными уровнями отбора жидкости ; в работе имеют место и другие
недостатки, на которые было указано в заключениях экспертизы ВНИИ и
Управлении нефтегазодобычи. Решением Управления разведки Миннефтепрома
институту КазНИПИнефть поручено доработать представленный проект в
соответствии с замечаниями.
Уточненный проект разведки месторождения Жетыбай в соответствии с
вышеуказанными замечаниями представлен тремя вариантами: 1 вариант базовый
- продолжение разбуривания по проекту ВНИИ (1976г) с общим количеством
скважин 1643, в том числе для бурения - 833; 2 и 3 варианты отличаются
плотностью сетки скважин для 2 варианта всего 2279, в том числе для
бурения - 1519, а для 3 варианта всего 2783, в том числе для бурения - 2023
скважин.
Основные положения и принципы такие как: геологические
характеристики залежей, выделение эксплуатационных объектов, общее
количество скважин для разведки в рекомендуемых вариантах, а также вопросы
предупреждения осложнений в добыче нефти, изложенные в настоящем отчете,
аналогично соответствующему материалу рассмотренному 17.01.84 года в
Управлении разведки.
К внедрению рекомендован 2 вариант, обеспечивающий стабильную добычу
в течение 18 лет и извлечение утвержденных запасов.
I. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
I.1. Общие сведения по месторождению
Месторождение Жетыбай расположено в западной части полуострова
Мангышлак и по административному подчинению входит в часть Каракиякского
района Мангистауской области Республики Казахстан. Ближайшие к
месторождению населенными пунктами являются поселок Жетыбай (1км),
районный центр Курык (60 км), город Новый Узень (70 км), город Актау 80 км.
В орфографическом отношении район представляет собой
слабобезхолменное обширное плато, плато погружается в юго-западном
направлении. Отметки рельефа изменяются от 145 до 170 метров.
Климат района резко континентальный. Атмосферных осадков выпадает до
140 мм в год. Абсолютная максимальная температура воздуха +47*С, абсолютно
минимальная -35*С. Среднегодовая температура воздуха +10*С, район
характеризуется сильными ветрами и пыльными бурями. Преобладают ветры
северо-восточного направления. Глубина промерзания грунта достигает 1
метра.
Промышленная нефтегазоносность месторождения установлена в 1961 году.
Добыча нефти из месторождения ведется НГДУ "Жетыбайнефть" производственного
объединения "ММГ". Эксплуатационное бурение проводится Жетыбайским
управлением буровых работ.
I.2. Стратиграфия
Месторождение Жетыбай приурочено к крупной антиклинальной складке
субширотного простирания. По структурной поверхности 1 юрского горизонта
размеры ее 22х6 км при амплитуде поднятия 65 метров. Структура довольно
пологая. Углы падения увеличивается с глубиной от 2 30 до 5 .
Глубокими разведочными скважинами на месторождении вскрыта
трехкилометровая толица осадочных пород от верхнетриасового до
четвертичного возраста, из который отложения юрской системы являются
промышленно-нефтеносными.
Юрская система представлена нижним, средним и верхним отделами.
Отложения юры характеризуются чередованием прослоев песчаников,
алеврагитов, глин и аргиллитов общей толщиной 1300 м. Толщина отложений
нижней юры 100-120 метров. Среднеюрский отдел состоит из отложений
ааленского , байосского и батского ярусов.
В разделе ааленского яруса выделены ХIII и XII горизонты. Общая
толщина отложений 165-200 метров.
В байосском ярусе выделены XI, X, IX, VIII, VII горизонты. Обща толщина
отложений 335-365 метров.
В батском ярусе выделены VI, V, IV, III продуктивные горизонты. Общая
толщина яруса 225 метров.
Верхний отдел состоит из келловейского, оксфордского и кемериджского
ярусов. В нижней части келловийского яруса выделяется I и II продуктивные
горизонты. Общая толщина верхнего отдела 450-460 метров. В разрезе юрских
отложений выделено 13 продуктивных горизонтов.
Газовые залежи в I горизонте , нефтяные залежи в IV (пласты 1 и 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) и XII горизонтах, а нефтегазовые залежи в 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) и
XIII горизонтах.
Особенности залегания продуктивных горизонтов, характер распространения
их залежей по площади, обоснование ВНК и ГНК подробно освещены в отчете
КазНИПИнефть за 1980 год "Уточнение строения и емкостно-фильтрационных
свойств залежей Н и Г месторождения Жетыбай" В этом параграфе приводится
лишь таблица 1, характеризующая строение продуктивных горизонтов по разрезу
и площади, таблица 2 регламента о средних абсолютных отметках ВНК и ГНК.
V ГОРИЗОНТ
V горизонт отделяется от IV глинистым разделом, мощность 5-10 метров.
Коэффициент слияния горизонтов равен нулю. В этом горизонте мощность
которого составляет 70-75 метров прослеживаются 7 пластов ,объединенные в
три пачки А,Б,В, разделенные выдержанными по мощности глинистыми
разделами. ВЫ пачке А выделен один пласт "а", к которому приурочена
нефтегазовая залежь.
В пачке Б выделены два пласта "б1" и "б2", имеющие коэффициенты
распространения 0,94-0,98 и слияния - 0,34. К этой пачке приурочена
самостоятельная нефтяная залежь.
В пачке В выделено четыре пласта , причем верхние два пласта "в1" и
"в2" характеризуются относительно повышенным коэффициентом слияния 0 0,34.
К данным пластам приурочена залежь нефти "в1+в2".
Сообщаемость пластов "в2" и "в3" крайне низкая Ксл=0,05. Пласт "в3"
фактически изолирован и от нижележащего пласта "в4" (Ксл=0,05). К пласту
"в3" приурочена самостоятельная залежь нефти. Нефтяная залежь пласта "в4"
выделена условно и оценка запасов по данному пласту не приводилась. Размеры
залежей пластов "а", "б1+б2", "в1+в2", "в3" соответственно равны
:15,5х4,8км (газовой шапки - 8,4х2,2; Vпор=0,25), 16,8х5км, 14х3,2км,
10,8х1,8км.
Горизонт V раньше подразделялся на три подгоризонта Vа, Vб, Vв. В
настоящей работе выделено четыре подгоризонта Vа, Vб, Vв, Vг. Общая его
мощность 65-75 метров.
1.Подоризонт Vа расположен почти повсеместно в пределах площади
месторождения за исключением незначительной зоны на северном крыле
структуры. Литологически он представлен преимущественно монолитными
песчаниками, реже с включением одного или двух глинистых прослоев мощностью
1,2 км залегающих в виде линз. В связи с этим подгоризонт расчленяется на 2
или 3 песчаных пласта Vа1, Vа2, Vа3, мощность которых изменяется от 0,5 до
16 метров. Однако в большинстве скважин подгоризонт представляет собой
монолитный пласт. Общая мощность горизонта колеблется от 5м до 23 м, и
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7
