площади нефтеносности в основном в районе восточной приклинали и юго-
восточного крыла, где отметка ВНК , вместо ранее принятой - 1770м, взята по
данным скважины 703, равной - 1779м. Площадь залежи увеличилась более чем
на 407 км2 (8,5%), кроме того в том районе рядом скважин (709, 737) вскрыта
нефтенасыщенная мощность более 20м. Так, что частично увеличение запасов
осуществлено и за счет некоторого роста средней нефтенасыщенной мощности.
По залежи подгоризонта Vв наибольшее увеличение запасов нефти
произошло за счет роста средней нефтенасыщенной мощности. Наибольшие
изменения имеются в запасах свободного газа.
В основе роста запасов свободного газа по подгоризонту VIIIа+б лежит
увеличение на 40% (6,7км2) площади газоносности и среднего значения
газонасыщенной мощности на 0,6м, что составляет 22% от ранее утвержденной.
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
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7
