1 Геолого-физическая характеристика месторождения
1.1 Характеристика геологического строения
Месторождение Узень в тектоническом отношении приурочено к Жетыбай-Узеньской тектонической ступени.
Бурением на месторождении Узень вскрыт осадочный комплекс толщиной 4500-5000м, в строении которого принимают участие породы триасового, юрского, мелового, палеогенового, неогенового и четвертичного возрастов.
Триасовые отложения представлены только нижним отделом: индским и оленекским ярусами. В строении отложений индского яруса преобладают красноцветные грубозернистые туфогенно-терригенные породы. Отложения оленекского яруса представлены двумя толщами: пестроцветной алевролито-аргиллитовой и сероцветной карбонатно-терригенной.
Жетыбай-Узеньская тектоническая ступень, являясь структурным элементом второго порядка, приурочена к северной бортовой части Южно-Мангышлакского прогиба и протягивается с северо-запада на юго-восток на 200 км при ширине ступени около 40-45 км.
По кровле юрской продуктивной толщи, стратиграфически относимой к келловейскому ярусу верхней юры, размеры Узень-Карамандыбасской складки составляют 45х10 км, амплитуда поднятия порядка 300 м Северное крыло пологое с углами падения пород 3-40, а южное – более крутое с углами падения 5-60. Структура Узен имеет шесть куполов: Основной свод, Хумурунский, Северо-Западный и Аксайский, Парсумурунский и Восточно-Парсумурунский купола.
В разрезе палеогеновой системы выделяются два отдела – эоценовый и олигоценовый. Эоценовые отложения представлены известково-мергельной толщей, олигоценовые - однородной толщей зеленовато-серых плотных известковистых глин.
Отложения неогена залегают с размывом и угловым несогласием на отложениях палеогена. В разрезе установлены среднемиоценовые отложения в объеме тортонского и сарматского ярусов. Разрез представлен глинами, мергелями, известняками и мелкозернистыми песчаниками.
Юрские отложения трансгрессивно залегают на размытой поверхности триасового комплекса пород. В составе юрской системы выделяются нижний, средний и верхний отделы.
Отложения средней юры представлены континентальными, прибрежно–морскими и морскими образованиями. Литологически отложения средней юры представлены чередованием песчаников, алевролитов и глин.
Верхнеюрские отложения представлены келловейским и оксфордским ярусами. Разрез келловейского яруса представлен глинистой толщей, в нижней части которой отмечаются прослои песчано–алевритовых пород. Разрез оксфордского яруса сложен глинисто-мергельной толщей пород, причем пачки мергелей приурочены к кровле толщи.
В разрезе мела выделяются нижний и верхний отделы. Граница между меловыми и юрскими породами очень четкая. Отложения нижнего отдела сложены терригенными отложениями: песчаниками, глинами, алевролитами и мергелями, встречаются редкие прослои известняков. Отложения верхнего мела сложены преимущественно мелководными морскими образованиями. По литологическим признакам толща четко подразделяется на две части: нижнюю терригенную и верхнюю преимущественно мело-мергельную.
Четвертичные отложения представлены слоем суглинков и тонким почвенным слоем.
По составу песчаники и алевролиты относятся к граувакковым, полевошпатово-граувакковым и граувакково-кварцевым терригенным образованиям, окрашенным в зависимости от содержания рассеянного ОРО и глинистого материала в серые до темно-серых тонов, или в бурый и коричневато-бурый цвет, если породы пропитаны нефтью.
Выделение в разрезе пород коллекторов и неколлекторов, определение общей и эффективной толщин, параметров пористости, насыщенности проводилось по комплексу ГИС английской фирмой «Robertson Resirch Internacional Limited». При выделении коллекторов использовались граничные значения проницаемости пористости и коэффициента нефтенасыщенности, которые составляют по проницаемости – 0,0010 мкм2, по пористости - 14,00%, и коэффициента нефтенасыщенности – 0,440 д. ед.
Продуктивные отложения представлены неравномерным чередованием терригенных пород – песчаников, алевролитов, глин и переходных между ними литологических разностей. Среди них встречаются тонкие прослои известняков, мергелей, сидерита, углей, скоплений обугленного растительного детрита.
Коллекторами, на месторождении, являются средне- и мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты, емкостно-фильтрационные свойства которых обусловлены гранулометрическим и минералогическим составом обломочной части. Для пород-коллекторов характерна неплотная упаковка обломочных зерен. По типу пустотного пространства коллекторы относятся к поровым.
Водонефтяные и газонефтяные контакты по залежам обоснованы по результатам обработки ГИС и опробования преимущественно разведочных и эксплуатационных скважин, пробуренных до начала интенсивной закачки воды, что позволило достаточно надежно обосновать начальное положение контактов и оконтурить залежи.
1.2 Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных объектов и их неоднородности.
Толщина продуктивной толщи 13-18 горизонтов составляет более 350 метров. В продуктивной толще при детальной корреляции выделяются шесть горизонтов, которые хорошо прослеживаются и выдержаны по площади. Общая толщина 13 горизонта изменяются от 41 до 56 метров.
Нефтегазонасыщенная толщина в нефтяной зоне равна эффективной, в воденефтяной зоне несколько меньше. Среднюю нефтегазонасыщенную толщину менее 4,1 метров имеют все залежи 13 горизонта.
Коллекторские свойства по залежам определялись по лабораторным исследованиям на керне и по данным ГИС.
Так при анализе средних значений пористости, определенной по керну, наибольшей средней пористостью (0,26-0,27) обладают коллекторы 13 горизонта. Средние значения пористости, определенные по ГИС отличаются незначительно, по залежам 13 горизонта они несколько меньше (0,25-0,26), что подтверждает установленную закономерность уменьшения пористости с глубиной.
1.3 Выделение коллектора
В геологическом строении Мангистауской нефтегазоносной области принимают участие породы палеозойского, мезозойского и кайнозойского возрастов. Глубоким разведочным бурением на месторождении Узень вскрыта осадочная толща мощностью до 3000-3500 м, в строении которой принимают участие породы триасового, юрского, мелового, третичного и четвертичного возраста. Нефтегазоносность месторождения Узень связана с юрскими и отчасти меловыми отложениями. В геологическом разрезе месторождения установлено 26 песчаных горизонтов, приуроченных к меловым и юрским отложениям.
Горизонты I-XII мелового возраста – газоносны, XIII-XVIII горизонты верхне- и среднеюрского возраста представляют собой основной этаж нефтегазоносности месторождения.
На отдельных куполах нефтегазоносны XIX-XXIV горизонты нижнеюрского возраста. Отложения XIII-XVIII горизонтов келловей-бат-байосского яруса верхней и средней юры имеют четкое ритмичное строение и представлены чередованием песчаников, алевропесчаников, алевролитов, глин с маломощными прослоями известняков и мергелей. Цемент полиминеральный смешанного типа. В его состав входят: первичный глинистый материал и аутигенные образования – каолинит, хлорит, кварц, слюды, карбонаты. По характеру распределения цемента в пустотном пространстве преобладают породы-коллекторы со смешанным типом цементации (контактно-поровым, порово-пленочным, сгустково-поровым, поровым и др.).
Емкостно-фильтрационные свойства коллекторов XIII-XVIII горизонтов обусловлены прежде всего первичными порами, размеры которых широко варьируют; средний размер пор колеблется от 1,6 до 18,5 мкм.
Исходя из структурных признаков цемента, количества цемента, его распределения и минерального состава, а также из количества карбонатного вещества в цементирующем материале, породы-коллекторы XIII-XVIII горизонтов подразделяются на ряд литологических типов.
Нефтенасыщенными породами-коллекторами являются песчаники, алевропесчаники и алевролиты, образовавшиеся в условиях прибрежной полосы заливов, лагун и подводной части дельты.
Коллекторы имеют сложный вещественный состав как обломочной части и цемента. По вещественному составу они относятся к полимиктовым разностям грауваккового типа. Коллекторы характеризуются неплотной упаковкой обломочных зерен, высоким содержанием цемента и невысокой степенью эпигенетических преобразований.
I тип коллектора – песчаники мелко-среднезернистые и средне мелкозернистые с низким содержанием цемента, отсортированные, средне- и слабосцементированные, наиболее высокопродуктивные в разрезе. Данный тип коллектора отмечается в виде линз и прослоев в основном в XIII, реже в XIV и XVII горизонтах в зонах слияния песчаных пластов, характеризующихся повышенными эффективными (зоны ВПЗ).
II тип коллектора – песчаники мелкозернистые, алевритистые, глинистые, спорадически карбонатные, сцементированные. Данный тип коллектора имеет наибольшее развитие в разрезе XII-XVIII горизонтов.
III тип коллектора – алевропесчаники средне- и плотносцементированные. Прослеживаются преимущественно в виде прослоев и линз среди других типов коллекторов; отмечается в основном в участках фациального замещения песчаников алевролитами и глинами.
IV тип коллектора – алевролиты крупнозернистые, местами песчанистые, неравномерно-глинистые, плотно- и средне сцементированные, распространены в XIII-XVIII горизонтах. Типы коллекторов, различающиеся по микроструктуре и, соответственно, характеризующиеся различными емкостно-фильтрационными свойствами, дали возможность проследить их распространение по разрезу и площади и определить их фациальную приуроченность.
В строении горизонта отмечается определенная геологическая закономерность: наряду с четкими ритмичным строением, представленным чередованием мелкозернистых песчаников, алевролитов, глин, тонких пропластков известняков и мергелей, выделяются участки наиболее отсортированных средне- и крупнозернистых песчаников, достигающих больших толщин 10-47,3 м. Эти песчаные тела прослеживаются в виде узких полос шириной 200-700 м. Для монолитных песчаников характерны высокие значения проницаемости (0,2-1,0 мкм? и более) и слабая гидродинамическая связь с основной частью горизонта, обусловленная резким уменьшением толщин пластов-коллекторов с 10-51 м до 0,6-1,5 м и проницаемостей до 0,05 мкм?.
1.4 Свойства и состав нефти, газа и воды
Интенсивное обводнение продукции скважин является одной из причин снижения давления насыщения и газосодержания, т.к. в условиях контакта нефти с водой, особенно с невысокой минерализацией, нефть теряет легкие углеводороды за счет перехода легкой части газа в воду. Это приводит не только к снижению газосодержания нефти и давления насыщения, а также к соответствующему изменению других ее параметров.
В результате исследований было установлено, что давление насыщение пластовой нефти при контакте с водой уменьшается.
Изменение свойств нефти происходит наиболее активно в начальный период контактирования нефти с водой, при этом, темп дальнейшего снижения давления насыщения при контакте с морской и сточной водой различен.
Нефтяной газ месторождения Узень относится к разряду «жирных» газов. Содержание гомологов метана находится в диапазоне 96-99 % мольных, в том числе метана – 51-63 %, этана – 16,5-21 %, С3+В – 17,5-28 % мольных. Газ характеризуется отсутствием агрессивных сернистых соединений и малым содержанием неуглеводородных примесей (азот, углекислый газ).
Компонентный состав пластовой нефти в основном зависит от газосодержания, и чем оно выше, тем больше содержание легких углеводородов.
Одним из основных показателей процесса разработки месторождения и состояния нефтяных залежей является величина газовых факторов.
1.5 Запасы нефти и газа
В 2006 году по результатам бурения 5692 скважин по состоянию на 01.01.2005 год был выполнен пересчет запасов нефти и растворённого в ней газа с 13 по 18 горизонт. Подсчетные параметры и геологические запасы нефти и растворенного газа по залежам 13 горизонта.
Изменения в запасах более чем на 10 % произошли по небольшим залежам, приуроченным к куполам, на которые приходится 1,4% запасов нефти от всех запасов верхнего этажа нефтеносности. Так, доля запасов по основной площади 13, 14, 15, 16, 17 и 18 горизонтов соответственно равна 22,4%; 44,8%; 11,9%; 10,1%; 7,6%; и 2,1%. Причем наибольшее количество запасов сосредоточено в 13 и 14 горизонтах, из которых добыто наибольшее количество нефти..
1.6 Нефтегазоносность
В 2009 году из месторождения Узень добыто 3878500 тонн нефти. Распределение отборов нефти по горизонтам следующие: (%) XIII горизонт -27,5; XIV горизонт - 39,9; XV горизонт - 12; XVI горизонт - 10,9; XVII горизонт - 5,7; XVIII горизонт - 1,7; Хумурунский купол - 1,2; Северо-западный купол - 1,4; Парсумурунский купол - 1,6%. В течении 1980 годов интенсивно разбуривались продуктивные горизонты: Хумурунского, Северо-западного и Парсумурунского куполов. Это способствовало увеличению отборов нефти из них на 4,66 и 58% соответственно. Наибольшей добычей нефти и жидкости характеризуется XIII-XIV горизонты. Добытая нефть из них составила 64% от всей добытой нефти из месторождения. Среднесуточный дебит одной добывающей скважины на месторождении по горизонтам от 3,1 до 5.4 т / сут. по нефти, от 6,7 до 15,8 т /сут. по жидкости. XIII-XIV горизонты разделены рядами нагнетательных скважин на 64 блока самостоятельной разработки. Блоки даже в пределах одного горизонта существенно различаются между собой начальными балансовыми извлечёнными запасами коллекторов и свойствами продуктивных пластов, степенью разбуренности и поэтому добыча нефти и жидкости изменяется в широком диапазоне. Характеристика отборов нефти и жидкости по способам эксплуатации на 1.01.2008 год: основная добыча нефти из месторождения (97%) осуществляется глубинно-насосными (ШГН) и газлифтным способом эксплуатации. Несмотря на то, что фонд газлифтных скважин составляет только 9,2% всего добывающего фонда, добыча нефти газлифтным способом составляет 16,6%, а добыча жидкости -24% всей добычи из месторождения. Это объясняется тем, что средние дебиты нефти и жидкости по газлифтным скважинам в 3 - 3,5 раза выше, чем по скважинам, оборудованных глубинными насосами, количество которых достигает 92,7% всего добываемого фонда.
Газы Узенского месторождения относятся к типу метановых, при некотором увеличении этана с глубиной. Газоносные горизонты содержат преимущественно «сухой» метановый газ с примесью азота, углекислого газа. Плотность газа невысока в пределах 0,562 - 0,622 кг / м3
Продуктивные отложения месторождения Узень относятся к самостоятельному классу коллекторов - коллекторам полимиктового состава, отличающимся определённым своеобразием свойств. Основным фактором, обуславливающим принадлежность данного коллектора к этому классу, является высокий процент в составе пород,
неустойчивость к химическим и механическим воздействиям минералов, которые подвергаются энергетическим преобразованием.
Если в кварцевых песчаниках кварц составляет примерно 95%, то в полимиктовых коллекторах месторождения Узень содержание кварца составляет около 30%, а 70% относятся к неустойчивым минералам.
Преобразование пород, которые в основном сводятся к свинчиванию скелетной фракции, уплотнению и цементированию, приводит к образованию большого объёма микропор. В результате значение пористости для отдельных образцов достигает 30% и более. Объёмы микропор обуславливают также и высокие значения водонасыщенности при сравнительно низких значениях проницаемости
2 Выбор объекта разработки
2.1 Коэфициент нефтеотдачи
В наше время существенно увеличились масштабы добычи нефти и газа и вводятся в разработку месторождения со сложными геолого-физическими условиями, решается важнейшая проблема увеличения полноты извлечения нефти из недр.
Исследования показывают, что средняя величина коэффициента нефтеотдачи составляет в СНГ 0,37-0,4, а в США - 0,33 (по данным Торри). Нефтеотдача пластов, сложенных малопроницаемыми коллекторами, характеризующимися режимом растворенного газа, еще ниже. М. Макет считает, что объем нефти, которая может быть извлечена из пластов, достигших экономического предела эксплуатации с помощью существующих методов воздействия, составит 1/3 объема нефти оставшейся в пласте. Следовательно, запасы остаточной нефти в так называемых истощенных пластах огромны. Они представляют собой солидный резерв нефтедобывающей промышленности. Повышение коэффициента нефтеотдачи пласта со средними запасами до 0,7-0,8 равносильно открытию новых крупных месторождений. Увеличение отношения объема добываемой нефти к ее остаточным труднодоступным (или недоступным) для извлечения запасам является очень важной и сложной проблемой. Однако работы отечественных и зарубежных исследователей показали, что она может быть решена в ближайшем будущем.
2.2 Паротепловая обработка призабойной зоны скважин
Величина притока и темпы извлечения нефти, производительность скважины в значительной степени зависят от состояния призабойной зоны скважины. Особое значение имеет эффективная проницаемость призабойной зоны пласта. Ввиду радиального притока жидкости в скважину, на единицу площади призабойной зоны приходится наибольшее количество поверхностно-активных компонентов. Снижение проницаемости призабойной зоны может быть обусловлена выпадением содержащихся в нефти парафина и асфальтено-смолистых веществ, а также отложением их на поверхности породы и стенках скважины. Поверхности частиц песка или других пород скелета пласта могут служить такими же центрами кристаллизации, как и шероховатые поверхности стенок насосно-компрессорных труб.
В результате адсорбции поверхностно-активных веществ нефти может изменяться молекулярная природа поверхности и произойти гидрофобизация первоначально гидрофильной породы. Опыты Ф.А. Требина показали, что явление затухания фильтрации с повышением температуры снижается, и при 60-65°С для большинства нефтей оно почти исчезает. Повышение температуры препятствует также выделению из нефти парафина и асфальтено-смолистых веществ. Указанные факты показывают, что для повышения производительности скважин тепловое воздействие на призабойную зону является одним из важных методов.
Паротепловое воздействие на призабойную зону преследует цель прогрева ограниченной площади пласта, направленного на увеличение продуктивности скважин. При этом улучшаются фильтрационные характеристики, снижается вязкость нефти, изменяется смачиваемость горных пород, увеличивается подвижность нефти, активизируется режим растворенного газа.
Тепловое воздействие на призабойную зону может быть осуществлено путем электропрогрева или закачкой пара. Нагнетание пара в пласт производят в режиме циклической закачки его в добывающие скважины, выдержкой их в течение некоторого времени и последующего отбора продукции из этих же скважин. При данной технологии достигается прогрев нефтесодержащего пласта в призабойной зоне скважин, наряду со снижением вязкости повышается пластовое давление, происходит очистка призабойной зоны от смолистых веществ и восстановление ее проницаемости, в результате чего увеличивается приток нефти к скважинам, значительно облегчается подъем продукции по стволу скважины, увеличивается охват пласта вытеснением.
На этапе нагнетания пара в пласт он преимущественно внедряется в наиболее проницаемые слои и крупные поры пласта. Во время выдержки в прогретой зоне пласта за счет противоточной капиллярной пропитки происходит активное перераспределение жидкостей: горячая вода и пар проникают в менее проницаемые пропластки, вытесняя оттуда прогретую нефть в более проницаемые слои. Технология пароциклического воздействия на пласт заключается в последовательной реализации трех операций (этапов). Этап 1. В добывающую скважину в течение двух-трех недель закачивается пар в объеме 30-100 т на один метр эффективной нефтенасыщенной толщины пласта. При этом происходит нагревание скелета пласта, содержащейся в нем нефти, температурное расширение всех компонентов, повышение давления в призабойной зоне. Объем закачиваемого пара должен быть тем больше, чем больше вязкость нефти в пластовых условиях и чем меньше давление в пласте. Этап 2. После закачки пара скважину закрывают на «паропропитку» и выдерживают для конденсации пара и перераспределения насыщенности в пласте. В этот период происходит выравнивание температуры между паром, породами пласта и насыщающих его флюидов. При снижении давления в зону конденсации устремляется оттесненная от призабойной зоны пласта нефть, ставшая более подвижной в результате уменьшения вязкости при прогреве. В период конденсации пара происходит и капиллярная пропитка - в низкопроницаемых зонах нефть заменяется водой. Этап 3. После выдержки скважину пускают на режим отбора продукции, при котором эксплуатацию ведут до предельного рентабельного дебита. По мере остывания прогретой зоны пласта в процессе эксплуатации дебит скважины постепенно уменьшается. Этот процесс сопровождается уменьшением объема горячего конденсата, что приводит к снижению давления в зоне, ранее занятой паром. Возникающая при этом депрессия является дополнительным фактором, способствующим притоку нефти в эту зону.
Эти операции (этапы) составляют один цикл. Фазы каждого цикла, а также объемы закачки пара (на 1 м эффективной толщины пласта) - величины непостоянные и могут меняться от цикла к циклу для получения максимального эффекта.
При осуществлении паротепловой обработки скважин горные породы действуют как теплообменник и способствуют тому, чтобы тепло, аккумулированное в процессе закачки пара, эффективно использовалось при фильтрации нефти из пласта в скважину. Одновременно при проведении паропрогрева происходит очистка призабойной зоны от парафина и асфальтено-смолистых отложений.
Реакция пласта на циклическую закачку пара в значительной степени зависит от коллектора. В толстых крутопадающих пластах, где преобладающим механизмом вытеснения нефти является гравитационное дренирование, может быть осуществлено 10 циклов и более. В пологих пластах, где добыча осуществляется на режиме растворенного газа, пластовая энергия быстро истощается, ограничивая число циклов обработки паром до 3-5.
На практике период нагнетания пара обычно равен одной неделе, редко - более трех недель, а период выдержки длится 1-4 сут, иногда больше, в зависимости от характеристик пласта. Последующая добыча с повышенным дебитом может длиться от 4 до 6 месяцев, после чего цикл работ повторяется. Существенным экономическим показателем эффективности пароциклического воздействия является паронефтяной фактор, величина которого не должна превышать 2 т/т. Прогрев ПЗС производят также с помощью спуска на забой скважины нагревательного устройства - электропечи или специальной погружной газовой горелки. Однако электропрогревом, вследствие малой теплопроводности горных пород, не удается прогреть более или менее значительную зону, и радиус изотермы с избыточной температурой 40°С, как показывают расчеты и исследования, едва достигает 1 м. При закачке теплоносителя радиус зоны прогрева легко доводится до 10 - 20 м, но для этого требуются стационарные котельные установки - парогенераторы. При периодическом электропрогреве ПЗС в скважину на специальном кабеле-тросе спускают на нужную глубину электронагреватель мощностью несколько десятков кВт. Повышение мощности приводит к повышению температуры в зоне расположения нагревателя до 180 - 200°С, вызывающее образование из нефти кокса.
Для периодического прогрева ПЗС создана самоходная установка электропрогрева скважин СУЭПС-1200 на базе автомашины повышенной проходимости ЗИЛ-157Е. На машине смонтированы каротажная лебедка с барабаном и приводом от двигателя автомобиля. На барабан наматывается кабель-канат КТНГ-10 длиной 1200 м с наружным диаметром 18 мм. Кабель-канат имеет три основные токопроводящие жилы сечением по 4 мм2 и три сигнальные жилы сечением по 0,56 мм2. Скрутка жил обматывается прорезиненной лакотканью и грузонесущей оплеткой, рассчитанной на разрывное усилие кабеля в 100 кН. Вес 1 м кабеля 8 Н. На одноосном прицепе смонтированы автотрансформатор и станция управления от установки для центробежных электронасосов, применяемых при откачке нефти из скважин. В комплект установки СУЭПС-1200 входят три таких прицепа для обслуживания трех скважин, а также вспомогательное оборудование, состоящее из устьевого ручного подъемника, треноги блока-баланса, устьевых зажимов кабеля и другого оборудования. Нагревательный элемент имеет три U-образные трубки из красной меди диаметром 11 мм, заполненные плавленой окисью магния. В трубках расположена спираль из нихромовой проволоки (рисунок 2.18). Сверху нагревательные трубки закрыты металлическим кожухом для защиты от механических повреждений. Нагреватель имеет наружный диаметр 112 мм и длину 2,1 м при мощности 10,5 кВт и длину 3,7 м при мощности 21 кВт. В верхней части электронагревателя монтируется термопара, подключаемая к сигнальным жилам кабеля, с помощью которой регистрируется на поверхности забойная температура и весь процесс прогрева. На устье скважины кабель-канат подключается к станции управления и автотрансформатору, который подсоединяется к промысловой низковольтной (380 В) сети.
Рисунок 2.1 - крепление кабеля; 2 - проволочный бандаж; 3 - кабель-трос; 4 - головка
