Особенности разработки VIII горизонта месторождения Жетыбай при эксплуатации добывающих скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Нурумова, Сара Жакиповна

• Нурумова, Сара Жакиповна
• кандидат технических наук
• 2005

Оглавление диссертации кандидат технических наук Нурумова, Сара Жакиповна

стр.

ВВЕДЕНИЕ.2

1. КРАТКАЯ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЖЕТЫБАЙ.4

1.1. Общие сведения о месторождении.4

1.2. Стратиграфия.4

1.3. Тектоника.6

1.4. Свойства пород-коллекторов.9

1.5. Нефтегазоносность.12

1.6. Свойства дегазированной нефти.12

1.7. Запасы нефти и газа.13

1.7.1. Запасы по VIII горизонту.14

1.8. Геологическое строение и характеристика VIII-го горизонта.15

1.8.1. Подгоризонт VIIIa+б.16

1.8.2. Подгоризонт VIIIb.17

1.9. Физико-химические свойства и состав пластовых жидкостей и газов VIII горизонта.18

1.9.1. Физико-химический свойства пластовых нефти и газа.21

1.9.2. Физико-химические свойства воды.23

2. РЕТРОСПЕКТИВНЫЙ АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ VIII ГОРИЗОНТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЖЕТЫБАЙ.25

2.1. Анализ основных технологических показателей разработки.27"

2.2. Анализ энергетического состояния VIII горизонта.37

2.2.1. Методика расчета эффективности закачиваемой в залежь воды при ППД.42

2.2.2. Численная оценка эффективности закачки воды.44

2.2.3. Основные причины низкой энергетической эффективности выработки запасов VIII горизонта.45

2.3. Состояние системы контроля за разработкой VIII горизонта.48

2.3.1. Контроль за режимом эксплуатации скважин.49

2.3.2. Состояние контроля гидродинамическими методами.50

2.3.3. Контроль за разработкой геофизическими методами.50

2.4. Осложнения в процессе эксплуатации скважин.52

3. АНАЛИЗ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ФОНДА СКВАЖИН И ОСНОВНЫЕ ПРИЧИНЫ, ОСЛОЖНЯЮЩИЕ ЕГО ЭФФЕКТИВНУЮ РАБОТУ.56

3.1. Общая характеристика эксплуатационного фонда скважин и его динамика.56

3.2. Анализ фонтанной и газлифтной эксплуатации скважин.66

3.3. Анализ эксплуатации скважин штанговыми насосными установками.70

3.4. Реальная ситуация с малодебитным фондом скважин.71

3.5. Анализ состояния бездействующего фонда скважин.76

4. ИССЛЕДОВАНИЕ ОСНОВНЫХ ОСОБЕННОСТЕЙ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН С ЗАБОЙНЫИМИ ДАВЛЕНИЯМИ НИЖЕ ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕНИЯ. 80

4.1. Эмпирическая методика расчета газонасыщенности, давления насыщения и плотности газонасыщенной нефти. 80

4.2. Полуэмпирическая методика расчета основных свойств частично дегазированной пластовой нефти. 85

4.3. Оценка радиуса зоны двухфазной фильтрации нефти и газа при эксплуатации скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения. 89

4.4. Влияние изменения проницаемости (проводимости) призабойных зон скважин на эффективность выработки запасов при двухфазной фильтрации. 102

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Особенности разработки VIII горизонта месторождения Жетыбай при эксплуатации добывающих скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения»

^ Крупное многопластовое нефтегазовое месторождение Жетыбай открытов 1961 году, промышленная добыча нефти и газа начата в 1969 году.

Первым проектным документом стала технологическая схема разработки, составленная в 1974 г. ВНИИ для V, VI и VIII горизонтов, предусматривающая внутриконтурное нагнетание воды в нефтяные и нефтегазовые зоны.

За время, прошедшее после утверждения технологической схемы, выявлен ряд факторов, осложняющих разработку залежей и эксплуатацию скважин. Кроме того, изменилось представление о характере насыщения пластов углеводородами.

К 1982 г. были уточнены запасы нефти и газа, обоснованы коэффициенты нефтеотдачи пластов на базе новых представлений о геологическом строении месторождения.

В 1982 г. институтом «КазНИПИнефть» составлен «Уточненный проект разработки месторождения Жетыбай», который был утвержден центральной комиссией по разработке в 1984 г.

К сожалению, и этот проект обладает определенными недостатками, осложнившими выработку запасов.

В диссертации рассмотрен один из крупных эксплуатационных объектов - VIII горизонт месторождения Жетыбай, балансовые запасы которого составляют почти 15% от балансовых запасов всего месторождения.

Сложное как по геологическому строению, так и по свойствам насыщающих флюидов, месторождение Жетыбай представляет несомненный научный интерес и анализ реализации принятых решений на стадии составления технологической схемы и проекта разработки позволит оценить их обоснованность и адекватность реальным условиям. Еще больший, но уже (ф практический интерес представляет реализация выработки запасов иотклонения принятых решений.

Очевидно, что некоторые принятые решения не являются достаточно обоснованными, в частности, давление на устье нагнетательных скважин в 14,5-17,0 МПа, но еще менее обоснованными являются забойные давления в добывающих скважинах: в начале разработки 15,0-15,5 МПа (при давлении насыщения 18,9 МПа), в настоящее время 12,0-12,5 МПа (при давлении насыщения 14,6 МПа). Как показала практика разработки месторождений в юрских отложениях, снижение забойного давления в добывающих скважинах ниже давления насыщения является недопустимым [7], приводя к трансформации напорного режима в режим растворенного газа, что сегодня наблюдается примерно на 80% всей площади VIII горизонта месторождения Жетыбай.

Этап пробной эксплуатации (1967-1974 годы) реализован на естественном режиме (т.к. поддержание пластового давления закачкой воды отсутствовало). Уже на этом этапе начальное пластовое давление (к началу 1975 г.) упало до 18,5 МПа и стало в дренируемом объеме меньше давления насыщения18,9 МПа.-При-Этом,-Этап,пробной эксплуатации не дал серьезной информации о разрабатываемом объекте.

Этап промышленной эксплуатации (с 1975 г. по настоящее время) показал несоответствие между фондом эксплуатационных скважин, добычей нефти и закачкой воды в сравнении с проектными показателями и выявление причин этого является бесспорно актуальным.

1. КРАТКАЯ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЖЕТЫБАЙ1.1.0бщие сведения о месторожденииМесторождение Жетыбай расположено в западной части полуострова Мангышлак и по административному подчинению входит в часть Каракиянского района Мангистауской области Республики Казахстан. Ближайшими к месторождению населенными пунктами являются поселок Жетыбай, районный центр Курык, город Новый Узень, город Актау.

Район представляет собой слабобезхолменное обширное плато, которое погружается в юго-западном направлении. Отметки рельефа изменяются от 145 до 170 метров.

Преобладают ветры северо-восточного направления. Глубина промерзания грунта достигает одного метра.

Глубокими разведочными скважинами на месторождении вскрыта трехкилометровая толща осадочных пород от верхнетриасового до четвертичного возраста, из которой отложения юрской системы являются промышленно-нефтеносными.

Юрская система представлена нижним, средним и верхним отделами. Отложения юры характеризуются чередованием прослоев песчаников, алевролитов, глин и аргиллитов общей толщиной 1300 метров. Толщина отложений нижней юры 100-120 м. Среднеюрский отдел состоит из отложений ааленского, байосского и батского ярусов.

В разделе ааленского яруса выделены XIII и XII горизонты. Общая толщина отложений 165-200 м.

Отложения ааленского яруса представлены гравийно-песчаной толщей с подчиненными прослоями и линзами глинисто-алевролитовых и аргиллитовых пород.

Байосский ярус характеризуется равномерным чередованием глин, песчаников и алевролитов, невыдержанных по площади. В этом ярусе выделены XI, X, IX, VIII, VII продуктивные горизонты. Общая толщина отложений байосского яруса 335-365 м.

Батский ярус представлен чередованием мощных песчаных и алевролитовых пачек с маломощными-глинистыми- прослоями. В этом ярусе выделены VI, V, IV, III продуктивные горизонты. Общая толщина яруса равна 225 м.

Верхнеюрский отдел состоит из келловейского, оксфордского и ьсиммериджского ярусов. Отложения келловейского яруса представлены толщей глин с подчиненными прослоями песчано-алевролитовых пород, в нижней части которых выделяются II и I продуктивные горизонты. Общая толщина яруса — 87-113 м. Оксфордский ярус представлен толщей глинисто-карбонатных пород с преобладанием глин в нижней части разреза. Общая толщина яруса равна 250-260 м. Отложения киммериджского яруса представлены толщей мелкокристаллических, доломитизированных известняков с прослоями мергелей, доломитов, глин, алевролитов и мелкозернистых песчаников. Общая толщина яруса составляет 80-93 м.

Отложения меловой системы общей толщиной 1200 м, с резким угловым несогласием залегают на размытой поверхности юрских пород.

Отложения палеогеновой системы, общая толщина которых 168-203 м, с резким угловым несогласием залегают на размытых поверхностях меловых пород.

Отложения неогеновой системы толщиной 100-125 м, с размывом и угловым несогласием залегают на палеогеновых породах.

В верхней части разреза залегают глины, пески и суглинки четвертичных отложений толщиной 5-10 м.

1.3. ТектоникаМесторождение Жетыбай расположено в пределах Южно-Мангышлакского прогиба, характерной особенностью которого является разобщение его зонами поперечных поднятий на несколько глубоких впадин. На северном борту прогиба расположены Жетыбай-Узеньская и Кокумбайская тектонические ступени, южной границей которых является глубинный разлом.

На Жетыбай-Узеньской тектонической ступени все выявленные структуры- являются ассиметричными- брахиантиклинальными складками с пологими северными и крутыми южными крыльями, с зауженными западными и более широкими восточными периклиналями. На всех изученных структурах отмечается ундуляция осей. Все структуры являются унаследованными, так как фиксируется почти полное совпадение их структурных планов по отдельным горизонтам.

В тектоническом отношении месторождение Жетыбай представляет собой крупную, пологую, ассиметричную брахиантиклинальную структуру, вытянутую в субширотном направлении.

В пределах продуктивной толщи с глубиной увеличиваются углы падения крыльев структуры от 2 градусов 30 минут до 5 градусов 30 минут и уменьшаются ее размеры.

Детальное изучение продуктивных отложений Жетыбайского месторождения, особенности распределения нефти и воды по площади позволяют предположить, что в пределах Жетыбайского поднятия, видимо,имеется ряд тектонических нарушений как продольного, так и поперечного направления. В частности, предположение сделано на основании характера нефтегазонасыщения VI, XI и XIII продуктивных горизонтов. Предполагаемое тектоническое нарушение широтного простирания было выявлено в процессе изучения причины изменения положения отметок водонефтяного контакта (ВНК) по залежи подгоризонта VI6 в районе западной периклинали поднятия. Пересечение этого участка серией поперечных профилей показало, что между скважинами 507-875, 878-511, 59-655, 655-443, 203-431 проходит малоамплитудное тектоничское нарушение, разделяющее обособленную, литологически экранированную залежь на два блока: северный и южный, с водонефтяным контактом, соответственно, на отметках 1856 и 1848 м. Амплитуда нарушения по VI горизонту составляет 8м. По нижележащим горизонтам она несколько увеличивается, достигая 10-12 м. Это нарушение простирается на сравнительно небольшое расстояние и пересекает контур нефтеносности залежей продуктивных горизонтов только в одном месте - на запаДйой периклинали.

На фоне общего подъема передовой части Жетыбайского поднятия, особенно по верхним горизонтам, довольно четко выделяются две поперечные флексуры, которые как бы делят площадь месторождения на три участка: восточный, основной по размеру, западный и разделяющий их сравнительно узкий, средний.

Ниже по разрезу, в XI-горизонтах эти флексуры, видимо, переходят в разрывные тектонические нарушения.

По данным промысловой геофизики, анализа характера песчаных пластов и песчано-глинистых горизонтов выявлена закономерность: песчаные пласты, даже при относительно хорошей коррелируемости на различных участках площади месторождения, могут включать залежи нефти с самостоятельными газонефтяными контактами.

Наиболее четко в разрезе горизонта выдерживается песчано-глинистая пачка Б. Исходя из условий ее повсеместного развития, все песчаные пластыпачки должны быть гидродинамически связаны. Тем не менее, на западном участке продуктивные коллектора пачки Б продуктивны до абсолютной отметки - 2142 м; на среднем участке они обводнены, хотя кровля коллекторов отбивается здесь на высоких гипсометрических отметках (скв.№ 490 - 2130,7 м), а далее, на основном, восточном участке, песчаники пачки Б снова становятся продуктивными.

Отмечаемая по XI горизонту особенность в размещении залежей в определенной степени наблюдается и по XIII горизонту, песчаные пласты которого распространены по всей площади месторождения. Здесь все скважины, расположенные на западном и среднем участках, до линии скважины 470-455 вскрыли в XII горизонте водоносные пласты, хотя кровля коллектора отбивается здесь на высоких гипсометрических отметках (2252,4 м в скв.№630, 2261,7 м в скв.№ 492). В то же время, по данным опробования и промыслово-геофизическому материалу, на восточном участке водонефтяной контакт определен на отметках - 2276-2280 метров. Думается, что подобное положение- ВНК- в. залежи, в. XIIL горизонте контролируется поперечным тектоническим нарушением, проходящим между скважинами 492-460. Амплитуда его порядка 10-15 м. Ранее предполагалось, что в залежи XIII горизонта наклонное положение ВНК с запада на восток с разницей отметок в 20 м. Однако, при нормальной высоте залежи 30 м и при установленном движении пластовых вод с севера на юг в этом водоносном комплексе, такой значительный наклон ВНКс запада на восток представляется маловероятным.XII горизонт, залегающий между XI и XIII, естественно, также должен пересекаться предполагаемыми тектоническими нарушениями, однако привести какие-либо достаточно обоснованные данные, подтверждающие их наличие, пока не представляются возможными. Хотя отметка начального ВНК по залежи XII горизонта колеблется в пределах - 1213-2244 м, при этом не наблюдаются какие-либо закономерности ее изменения относительно границ блоков.

Косвенным признаком возможного существования тектонических нарушений является показатель динамики изменения пластового давления на первом этапе эксплуатации залежи, т.е. до начала закачки воды. На картах изобар этого периода отмечалось падение пластового давления на восточном участке залежи в зонах максимального отбора до 18 МПа (при начальном пластовом давлении 24 МПа), в тоже время на западном участке среднее пластовое давление практически не изменилось. На среднем участке пластовое давление изменялось медленно. Все это свидетельствует о затрудненной гидродинамической связи различных участков залежи XII горизонта.

В частности, практически по всем картам изобар, составленным до начала закачки воды, отмечается два участка с самостоятельным распределением изобар. Граница между ними приурочена к району расположения сква.№ 92, т.е. к тому же участку, где предполагается наличие тектонического нарушения.

Таким образом, изучение геолого-промыслового материала по Жетыбайскому месторождению указывает на возможность наличия трех малоамплитудных тектонических нарушений: одного продольного и двух поперечных.

1.4. Свойства пород-коллекторовТерригенные породы-коллекторы продуктивных горизонтов месторождения Жетыбай характеризуются разнообразиемлитологопетрографических свойств. Полимиктовый состав, угловатая форма зерен, их неотсортированность, смешанный состав цемента обуславливают сложную структуру порового пространства песчаных и алевролитовых пород продуктивных горизонтов. Особо следует отметить присутствие в коллекторах значительных количеств глинистого материала как в рассеянном виде, так и в форме отдельных прослоев. Это, как известно, оказывает существенное влияние на коллекторские свойства.

По литологическим признакам и вещественному составу пород весь комплекс вскрытых отложений продуктивной юрской толщи условно подразделяется на две части: верхний и нижний.

К верхней части относятся коллекторы I-XI горизонтов, которые характеризуются большой глинизацией и преобладанием мелкозернистых песчаников и алевролитов. По минеральному составу породы этой части разреза имеют полимиктовый характер (кварц, полевые шпаты, гидрослюда, хлориты).

Для второй, нижней части разреза, куда входит XII-XIII горизонты, характерно превалирующее содержание в породах кварца. На долю полевых шпатов и обломков других минералов приходится всего 15-25 м толщины. С изменением вещественного состава пород наблюдается возрастание размера зерен.

Существенно различаются части разреза и по характеру цементного материала. В верхней части он преимущественно глинистый, в нижней -регенерационно-кварцевый.

Коллекторы, содержащие нефть и газ, представлены песчаниками и алевролитами. Песчаники, как правило, мелко и среднезернистые, реже крупнозернистые.

Алевролиты по минералогическому составу ничем не отличаются от песчаников, но в общем их глинистость и карбонатность увеличивается по сравнению с песчаниками.

В верхней части разреза (I-XI горизонты) в коллекторах присутствует в значительном количестве глинистый материал. В горизонтах же XII-XIII глинистость резко уменьшается. Нередко здесь встречаются практически чистые песчаники.

В результате сопоставления данных, полученных при изучении физических свойств пластов-коллекторов различными методами, установлены средние значения основных физических параметров, которые были приняты для технологических расчетов в проекте разработки (табл. 1.1).

Таблица 1.1Физические свойства коллекторов горизонтов и подгоризонтов месторождения ЖетыбайГоризонт, Пористость, % Проницаемость, Водонасыщенность, д.ед. подгоризонт в газовой в нефтяной 10"3 мкм2 в нефтяной в газовойзоне зоне зоне зонеIV - 20 78 0,40 Va 19 18,1 60 0,39 0,49Уб,в,г 19,8 18,9/18,8/18,8 115/90/90 0,33/0,41/0,41 0,51Via,б 19,9/19,8 18,9/18,3 65/40 0,40/0,38 0,60/0,48VIIIa+б 18,6 17,7 60 0,39 0,48VTIIB 18,7 18,1 60 0,39 0,48IX 17,8 18,0 78 0,38 0,47X - 18,4 20 0,35 XI - 17,0 69 0,39 XII - 18,0 150 0,30 XIII - 18,3 160 0,39 0,391.5. НефтегазоносностьВ процессе разведочного бурения была установлена нефтегазоносность в отложениях ааленского, байосского, батского, келловейского ярусов среднеюрского и верхнеюрского отделов, в разрезе которых сверху вниз было выделено 13 продуктивных горизонтов, к которым приурочены газовые, нефтяные и нефтегазовые залежи. Некоторые горизонты были подразделены на подгоризонты, индексируемые римскими цифрами и русскими буквами. В I горизонте установлена газовая залежь. В IV, V6, Vr, VII, Ха, Хб, Хв+г, XI, XII подгоризонтах и горизонтах выявлены нефтяные залежи. В И, III, Va, Vb, Via, Vi6, VIIIa+б, VIIIb, Ixa, 1хб, XI, XiB, XIII горизонтах и подгоризонтах выявлены нефтегазовые залежи. Таким образом, в разрезе месторождения Жетыбай вскрыты: I газовая; 12 нефтяных и 13 нефтегазовых залежей.

По анализам глубинных проб попутный газ нефтей V-XII горизонтовлимеет плотность 1,058-1,175 кг/м, содержание метана 62-67%, углекислого газа 0-1,2%, азота 4,04-10,85%.

1.7. Запасы нефти и газаСо времени утверждения в ГКЗ запасов нефти и газа в 1970 году на месторождении Жетыбай пробурено более 300 скважин, получены новые данные, уточняющие строение залежей, их границы, распределение по ним нефтенасыщенных и газонасыщенных мощностей.

При переоценке запасов нефти и газа были использованы утвержденные ГКЗ параметры пористости, газо- и нефтенасыщенности, плотности, пластовых давлений и температур.

Газо- и нефтенасыщенные объемы определялись по вновь построенным картам.

В табл. 1.2 приведены данные о балансовых запасах нефти и газа по месторождению Жетыбай по состоянию на 01.01.04 г.

Небольшое изменение имеется и в запасах свободного газа.

В основе роста запасов свободного газа по подгоризонту VIIIa+б лежит увеличение на 40% (6,7 квадратных километров) площади газоносности и среднего увеличения значения газонасыщенной толщины на 0,6 метров, что составляет 22% от ранее утвержденной.

Рост запасов газа в залежи подгоризонта VIIIb значительно больше. Если исходить из того, что строение залежи этого подгоризонта в какой-то степени идентично тому, которое было при официальном подсчете запасов, то14сравнивая исходные параметры - площадь газоносности и газонасыщенную мощность, можно отметить, что первая возросла на 92% (13,3 км), вторая также увеличилась. Основные показатели разработки VIII горизонта месторождения Жетыбай на 2000 г. представлены в табл. 1.3.

Таблица 1.3Основные показатели разработки VIII-го горизонта месторожденияЖетыбай (2000 г)№ Показатели Ед.изм. Величинап/п 1 Добыча нефти за 2000 год С начала разработки т т 101873 63788362 Добыча жидкости за год т 1509643 Закачка воды за год м3 675214С начала разработки м3 306210724 Коэффициент нефтеизвлечения % 12,815 Темп отбора от оставшихся извлекаемых запасов % / год 0,886 Средний дебит 1-й скв. ШСН, нефть/жидк. т/сут 5,1/8,27 Обводненность % 32,51.8. Геологическое строение и характеристика VIII-го горизонтаРассматриваемый VIII горизонт по всей площади месторождения характеризуется значительной геологической неоднородностью и литолого-фациальной изменчивостью. Общая толщина горизонта изменяется от 48 до 70 м, составляя, в среднем, 60 м.

В 1969 году в разрезе горизонта было выделено три подгоризонта - Villa, VIII6, VIIIb, заключающих самостоятельные залежи, по которым и был проведен раздельный подсчет запасов, утвержденных ГКЗ.

В настоящее время VIII горизонт подразделяется на два пордгоризонта VIIIa+б и VIIIb. В связи с установленными многочисленными случаямислияния ранее выделенных подгоризонтов Villa и VIII6 и их совместным опробыванием на газ в 216 скважинах, залежь подгоризонта рассматривается как единая нефтегазовая залежь.

1.8.1.Подгоризонт VIIIa+бПодгоризонт VIIIa+б расположен по всей площади и представлен чередованием песчаников, алевролитов и глин, общей толщиной от 11 до 31м, которая, в среднем, составляет 21,5 м.

Степень расчлененности подгоризонта самая различная и не связана с какими-либо определенными участками площади месторождения.Так, имеются скважины, в разрезе которых выделяются до 6 песчано-алевролитовых пластов и есть скважины, где их число сокращается до двух.

Эффективная толщина подгоризонта изменяется в весьма широких пределах от 3,6 до 20 м и, в среднем, равна 8,7 м.

Подгоризонт VIIIa+б заключает пластовую, сводовую нефтегазовую залежь с краевой, водой. Присводовая- часть- поднятия, осложнена, тремя-вытянутыми с северо-запада на юго-восток куполами, из которых два приходятся на основной свод.

Детальной корреляцией в районе западной переклинали (скв. № 653) и южного крыла (скв.№ 68) в законтурной области залежи установлены две небольшие зоны слияния подгоризонта VIIIa+б с вышележащим VII горизонтом. Кроме того, в пределах залежи выявлены две большие зоны замещения коллекторов подгоризонта глинистыми породами (скв.№ 560, 829).

Положение газонефтяного контакта (ГНК) в залежи принято на отметке — 1932 м.

При подсчета запасов (1964г.) положение в залежи ВНК принималось на отметке - 1953 м. В настоящее время положение ВНК несколько уточнилось и принято в среднем на отметке - 1949 м.

Этаж газоносности на залежи составляет - 23 м, нефтеносности -17 м.

Размеры залежи по длинной оси - 16 км, по короткой — 4 км.

В наиболее приподнятой части поднятия выявлены две зоны: нефтегазовая зона вместе с двумя газовыми занимает 63% от всей площади залежи (в том числе нефтяная зона 11%), остальные 37% - водонефтяная зона.

Запасы нефти по залежи распределены следующим образом: на подгазовую зону приходится 56%, нефтяную 15% и водонефтяную 29%.

1.8.2. Подгоризонт VIII вЭтот подгоризонт распространен по всей площади и представлен чередованием песчаников, алевролитов и глин и от вышележащего подгоризонта VIIIa+б он отделяется не всегда достаточно хорошо выдержанным по площади месторождения глинистым разделом, средней толщиной 11м.

Общая толщина подгоризонта изменяется от 28 до 43,6 м, составляя, в среднем, 35,6 м.

Степень расчлененности примерно одинаковая, однако, следует отметить,.что в разрезах подгоризонта ^Шв чаще встречаются более мощные-монолитные пласты-коллекторы.

Эффективная толщина подгоризонта изменяется от 2,4' до 32 м, в среднем — 14,8м.

Подгоризонт VIIIb заключает пластовую, сводовую нефтегазовую залежь с краевой водой.

Положение газонефтяного контакта установлено на отметке - 1960 м.

Этаж газоносности равен 9 м, нефтеносности - 27 м.

Размеры залежи: длина - 22 километра, ширина 5 километров.

В пределах залежи выявлены две большие зоны замещения коллекторов подгоризонта глинистыми породами (скв.№560, 829).

Нефтегазовая зона довольно обширная и занимает 58% всей площади залежи (нефтяная зона - 8%) и оставшиеся 42 процента приходятся на водонефтяную. Наиболее широкой является газонефтяная зона, ее ширина колеблется в переделах 1000 - 3000 м. Водонефтяная зона имеет ширину 250171500 м, а нефтяная - всего 50-250 м. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет: по газонефтяной зоне -10 м, водонефтяной - 9 м и нефтяной -7 м.

Объем, занятый нефтью в 4,2 раза превышает объем, занятый газом.

В залежи подгоризонта VIIIb запасы нефти распределяются следующим образом: 53% приходится на газонефтяную зону, 41 процент на водонефтную и только 6 процентов на нефтяную.

От нижезалегающих продуктивных отложений ЕХ горизонта залежь подгоризонта VIIIb отделена глинистыми разделами средней толщиной 6-10 м.

В табл. 1.4 приведена сводная характеристика объектов разработки месторождения Жетыбай, а в табл. 1.5 - показатели неоднородности подгоризонтов VTIIa+б и VIIIb.

Таблица 1.5Показатели неоднородности подгоризонтов VIIIa+6 и VIIIbГоризонт Кол-во скв., Коэф.песчанистости К„ Коэф.расчлененностй Кр использованное Сред.знач., Коэф. Сред.значение Коэф.для д.ед. вариации, % д.ед. вариации, %определения VIIIa+б 160 0,40 33 3,1 57VIIIb 160 0,43 32 4,3 391.9.Физико-химические свойства и состав пластовых жидкостей и газов VIII горизонтаНа основе результата анализа проб была выполнена оценка состава физико-химических свойств пластовых жидкостей и газов. Полученные материалы позволили выявить закономерности изменения параметров нефти от условий залегания. В сводовых частях сосредоточена нефть с предельной насыщенностью газом и максимальным газосодержанием. В направлении к крыльевым участкам возрастает степень водонасыщенности и уменьшается величина газосодержания. Диапазон изменения значителен. Параметры нефти непостоянны и по разрезу продуктивной толщи. Например, газосодержание нефти в направлении от верхних горизонтов к нижним увеличивается от 76 до 128 м3/м3.

Проявляется определенная тенденция к утяжелению нефтей в ходе разработки месторождения. Так, например, по VIII горизонту, происходитоувеличение плотности пластовой нефти с 735 до 765 кг/м вязкости с 1,8 до 2,7 мПа.с.

Свойства пластовой нефти по VIII горизонту (начальные и текущие значения) приведены в табл. 1.6.

По некоторым скважинам (1002, 1127, 1318) значения вязкости значительно превышают средние по горизонту, что указывает на то, что в районе этих скважин ухудшены коэффициенты подвижности (к/|лн).

Таблица!.6Свойства пластовой нефти по VIII горизонтуНаименование Начальные значения Текущие значения (2003 г.)Давление насыщения нефти газом Р„ас, МПа 18,9 14,6Газовый фактор G, м /т 108-170 81Объемный коэффициент Ьн 1,3 1,25Плотность рн, кг/м 735 765Вязкость цн, мПа-с 1,8 2,7Были выявлены особенности распределения газа по составу в пределах залежей и по разрезу продуктивной толщи. Единая для всех горизонтов закономерность изменения состава газа состоит в увеличении содержания гомологов метана в направлении от свода к крыльевым участкам. Газ на 5769% состоит из метана. Содержание этана составляет 12-14%, а азота до 5%, углекислого газа до 0,5%. Состав нефтяного газа приведен в табл. 1.7.

Свойства разгазированной нефти и процентный состав (содержание смол, асфальтенов и парафинов) приведены в табл. 1.8.

Как видно из табл. 1.8, содержание серы в целом по горизонту незначительное (0,2%) в отличие от содержания асфальто-смолистых веществ.

Минерализация изменяется в небольших пределах от 140 до 165 г/л. Наблюдается преобладание иона кальция. В пластовых водах присутствуют микрокомпоненты (бром -340 мг/л, йод -12 мг/л, бор до 20-52 мг/л), а также нафтеновые кислоты и органические вещества. Присутствуют барий (до 300 мг/л) и стронций.

Пластовые воды месторождения Жетыбай по своему химическому составу несовместимы с закачиваемой морской водой. При их смешении происходит образование перенасыщенных растворов сульфата бария и стронция, что приводит к интенсивному отложению солей бария и серы. Изменение термобарических условий (давления и температуры) приводит к нарушению карбонат-бикарбонатного равновесия и выпадению карбонатов кальция.

Пластовые воды характеризуются значительной газонасыщенностью. Содержание растворенного в пластовых водах газа изменяется в пределах 613о <>1950 см /м. В составе растворенных газов преобладают метан (75-80%),тяжелые углеводороды (5-15%). Содержание азота не превышает 10%, углекислоты 1-2%, редко 5-6%. Редких газов обнаруживается не более 1,5%.

Как видно из рассмотренного, месторождение Жетыбай относится к крупным сложнопостроенным месторождениям со специфическими свойствами продукции, разработка которого осуществляется по стандартной схеме с существенным снижением забойных давлений в добывающих скважинах ниже давления насыщения. Последнее обстоятельство предопределило и режим дренирования. На большей части площади, в частности, VIII горизонта развился режим растворенного газа, что создало дополнительные трудности в эффективной выработке запасов.

Основной целью работы является рассмотрение состояния выработки запасов VIII горизонта месторождения Жетыбай, критический анализ некоторых проектных решений и их практической реализации, а также оценка основных осложнений, связанных с эксплуатацией добывающих скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения.

2. РЕТРОСПЕКТИВНЫЙ АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ VIII ГОРИЗОНТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЖЕТЫБАЙМногопластовое крупное месторождение Жетыбай открыто в 1961 году.

В промышленную эксплуатацию месторождение вступило в 1969 году в соответствии с технологической схемой разработки ВНИИ для IV объекта, включающего XI, XII и XIII горизонты. Базисный горизонт объекта - XII и горизонт XIII рекомендовалось разбуривать по равномерной сетке 600x600 м при трехрядном размещении добывающих скважин в блоках шириной 2,4 км [1].

В 1972 году составлена технологическая схема разработки III объекта (IV6, X горизонты), согласно которой залежи разбуриваются по равномерной сетке 600x600 м. Система заводнения избирательная [2].

В 1974 году ВНИИ составлена технологическая схема разработки нефтегазовых залежей II объекта (V, VI, VIII горизонты), предусматривающая внутриконтурное нагнетание воды как в нефтяные, так и в газонефтяные зоны залежей [3].

В связи с тем, что все проектные решения были утверждены ЦКР Миннефтепрома в разное время и касаются отдельных объектов эксплуатации месторождения, в 1976 году ВНИИ совместно с КазНИПИнефть по заданию Миннефтепрома составлен комплексный проект разработки месторождения Жетыбай. Этот проект утвержден ЦКР МНП СССР как проект разработки трех объектов (нижних горизонтов XIII, ХП и X) и как технологическая схема трех объектов (Villa + б + VIIIb; Vb + Via; Va + V6 горизонта) разработки, а также были выделены четыре возвратных объекта (IV, VI6, IX, XI горизонты). В проекте предусмотрено бурение скважин по самостоятельной сетке скважин для выделенных шести объектов [4].

За время, прошедшее после утверждения проекта, выявился ряд факторов, осложняющих разработку залежей и эксплуатации скважин. Кроме того, в результате эксплуатационного разбуривания месторождения изменилось представление о характере насыщения пластов флюидамиотдельных залежей. Все это побудило постановку вопроса о пересоставлении проектного документа. Центральной комиссией по разработке нефтяных месторождений (протокол № 845 от 30.01.1980 г.) было решено в 1980 г. уточнить запасы нефти и газа, в 1981 г. выполнить работу по обоснованию коэффициентов нефтеотдачи залежей на базе новых представлений о геологическом строении месторождения и, основываясь на этих работах, составить новый проект разработки месторождения. Упомянутые работы были выполнены и в 1982 г. институтом КазНИПИнефть составлен «Уточненный проект разработки месторождения Жетыбай», согласно которому каждый продуктивный горизонт выделен в качестве объекта разработки. Всего для выделенных объектов рассмотрено пять вариантов разработки месторождения в целом [5].

Совещание в Управлении разработки по рассмотрению этого проекта (протокол от 17.01.1984 г.) отметило, что в представленной работе не приводится сравнения базового варианта с вариантами, рассмотренными в проекте;.рассмотренные, варианты не обеспечивали вовлечения в разработку всех извлекаемых запасов нефти, принятых на баланс ГКЗ, хотя обеспечивали извлечение запасов нефти, утвержденных ГКЗ СССР (варианты 4 и 5); сроки разбуривания месторождения растянуты (53 года); не рассмотрен также вариант ускоренного разбуривания (до 30 лет) и опережающего разбуривания основных объектов (VIII, X, XII, XIII горизонтов) с продолжительными стабильными уровнями отбора жидкости; в работе имеют место и некоторые другие недостатки, на которые было указано в заключениях экспертизы ВНИИ и Управления нефтегазодобычи. Решением Управления разработки Миннефтепрома институту КазНИПИнефть поручено доработать представленный проект в соответствии с замечаниями.«Уточненный проект разработки месторождения Жетыбай» в соответствии с вышесказанными замечаниями, составленный КазНИПИнефть, был утвержден протоколом, согласно которому в настоящее время осуществляется промышленная разработка Жетыбайского месторождения.

В 1989 г. в КазНИПИнефть было выполнено уточнение проектных показателей разработки месторождения на период 1989-2005 г.г.[6]. Уточнение показателей было связано с отклонениями в порядке (очередности) разбуривания объектов эксплуатации из-за нехватки буровых установок необходимой мощности для бурения нижних горизонтов.

Согласно уточненным показателям на период 1989-2005 г.г., предусмотрено бурение 1325 скважин (976 добывающих и 349 нагнетательных) с достижением в 2005 г. максимальной добычи нефти 2285•7тыс.т; добычи жидкости 8460 тыс.т; закачки воды 11998 тыс.м при фонде добывающих скважин 1443 и нагнетательных - 463 единиц. Количество оставшихся к бурению после 2005 г. проектных скважин составляет 465 единиц, в том числе добывающих - 324 и нагнетательных — 141 единицы.

Реализуемая на месторождении система разработки (количество объектов, плотность сетки, схема размещения скважин, забойные давления, давления нагнетания и другие параметры системы поддержания пластового давления (ППД)) остается- неизменной.- Коэффициент, нефтеотдачи принят равным 0,389.

2.1. Анализ основных технологических показателей разработкиПродуктивные залежи VIII горизонта начали разрабатываться с 1968 г. и вплоть до 1975 г. эксплуатировались несколькими разведочными скважинами. С 1975 г. ведется промышленная разработка горизонта. Разработка горизонта началась с освоения блоковой системы заводнения, а с 1983 г. — избирательно-очагового заводнения для разрабатываемой части (1-5 блоки разработки) залежи. Для остальной части горизонта было запроектировано регулярное площадное заводнение по 9-ти точечной схеме размещения скважин.

В настоящее время разработка горизонта осуществляется согласно уточненному проекту с применением на западной части залежи очагового заводнения в сочетании с блоковым, а на центральной и восточной частях — площадной системы заводнения.

Анализ реализуемого варианта разработки месторождения Жетыбай [5] позволяет отметить следующие основные положения:1. Выработка запасов ведется из одиннадцати эксплуатационных объектов, разбуренных самостоятельными сетками скважин (П+Ш; IV; Va+б; Vb+VI; VII; VIII; IX; X; XI; XII и XIII горизонты) с применением следующих систем разработки:- площадная 9-ти точечная система заводнения с размещением скважин по квадратной сетке 400x400 м - горизонты II+III; Va+б; Vb+VI;- площадная 9-ти точечная система заводнения с размещением скважин по сетке 550x550 м - горизонты IV и XI;- площадная 9-ти точечная с сеткой 425x425 м — горизонт IX;- комбинация блокового и очагового заводнения с сеткой скважин 300x300 м - горизонт VIII;- комбинация блокового и очагового заводнения с сеткой скважин 300x250 м - горизонт XII;- избирательная система заводнения- с размещением- скважин по сетке-300x300 м - горизонт X;- разработка на естественном режиме с размещением скважин по квадратной сетке 400x400 м - горизонт VII;- блочное заводнение при трехрядном размещении добывающих скважин по сетке 600x600 м (блок шириной 2,4 км) - горизонт XIII;- площадная 9-ти точечная система заводнения по сетке 400x400 м -опытный участок III горизонта.

2. Бурение 2073 новых скважин, в том числе добывающих - 1498 (1487 -нефтяных и И - газовых) и нагнетательных — 575 при общем проектном фонде 2833 скважины: из них 2081 - добывающие и 752 -нагнетательные.

3. Давление на устье нагнетательных скважин 14,5 - 17,0 МПа; забойные давления в добывающих скважинах от 12 - 12,5 МПа до 15 - 15,5 МПа.

В диссертации проведен краткий анализ основных показателей разработки VIII горизонта месторождения Жетыбай за период 1967-1997 годы, которые представлены в табл. 2.1. За анализируемый период разработки горизонта можно выделить два этапа:

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Нурумова, Сара Жакиповна

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

Разработка VIII горизонта месторождения Жетыбай, начатая в 1968 г. несколькими разведочными скважинами, позволила получить некоторую, но недостаточную информацию для составления технологической схемы, которая и была составлена в 1974 г. ВНИИнефтью. С 1975 г. начата промышленная разработка этого объекта.

К настоящему времени накоплен определенный объем информации, на основании которого выполнена настоящая работа, основные выводы которой сводятся к следующему:

1. Некоторые решения, принятые в различных документах, не были достаточно обоснованными для принципиальных параметров. Так, проектные забойные давления в добывающих скважинах предполагались от 12 до 15,5 МПа при давлении насыщения в 18,9 МПа; давления на устье нагнетательных скважин -от 14,5 до 17 МПа, что соответствует забойным давлениям 35-38 МПа при боковом горном давлении порядка 45 МПа. Таким образом, проектные забойные давления как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах занижены. Фактическая разработка объекта велась при снижении забойного давления в добывающих скважинах до 10,8 МПа (0,57 Рнас 0, т.е. до критической величины; фактические забойные давления в нагнетательных скважинах составляли 30-32 МПа. Именно эти проектные решения и дальнейшая их реализация привели к низкой эффективности разработки VIII горизонта.

2. Длительная эксплуатация добывающих скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения привела к развитию режима растворенного газа, снижению дебитов скважин, а значительное по времени отставание закачки воды с целью ППД привело к снижению эффективности выработки запасов VIII горизонта месторождения Жетыбай.

3. Предложена методика расчета эффективности закачиваемой в залежь воды, позволяющая проводить оценку объема замещающей воды, вторгшейся в освобождаемый нефтью объем пористой среды. Расчеты, проведенные по

113 данной методике за период времени с 1991 г. по 2001 г., показали низкую эффективность закачиваемой воды (0,141+0,415), которая составляет, в среднем, 0,275, т.е. значительный объем закачиваемой воды идет на сжатие газа и отток в область питания.

4. Состояние эксплуатационного фонда скважин У11Г горизонта во времени ухудшается. Так, коэффициент использования фонда скважин составляет в настоящее время около 0,5. При превышении фактического фонда скважин в сравнении с проектным снижается эффективность выработки запасов; неуклонно снижается дебит скважин по нефти (с 8,9 т/сут до 2,4 т/сут), что кратно ниже проектных величин. За период с 1991 по 2001 г. фактический годовой темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 1,03% при проектной величине 2,13%. Малодебитный фонд превышает 50%, постоянно увеличивается фонд бездействующих скважин.

5. Длительная разработка объекта на режиме растворенного газа привела к ухудшению свойств добываемой нефти и существенно усложнила контроль за выработкой запасов.- На сегодня отсутствуют рекомендации по расчету свойств: пластовой нефти в условиях ее частичной дегазации. Разработаны эмпирическая и полуэмпирическая методики расчета свойств нефти VIII горизонта при ее частичной дегазации, позволяющие для любого времени и любой скважины рассчитывать эти свойства при минимальном количестве исходной достоверной информации: плотности дегазированной нефти.

6. Предложены методы оценки размеров зон двухфазной фильтрации и установлены основные закономерности влияния этих зон на эффективность выработки запасов. Показана отрицательная роль изменения пластового давления, в том числе и за счет ППД при эксплуатации добывающих скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения.

7. Установлены условия эффективности обработок призабойных зон скважин, эксплуатируемых при забойных давлениях ниже давления насыщения и показаны пути повышения эффективности выработки запасов в этом случае.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Нурумова, Сара Жакиповна, 2005 год

1. Комплексный проект разработки месторождения Жетыбай, ВНИИ-КазНИПИнефть, Москва, Шевченко, 1976.

2. Уточненный проект разработки месторождения Жетыбай, КазНИПИнефть, г.Шевченко, 1982.

3. Уточнение проектных показателей разработки месторождения Жетыбай, КазНИПИнефть, г.Шевченко, 1989.

4. Мищенко И.Т., Кондратюк А.Т. Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, М., Нефть и газ, 1996.

5. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти, М., Нефть и газ, 20039. Кащавцев В.Е., Мищенко И.Т. Солеотложения при добыче нефти, М.,1. Орбита-М, 2004.

6. Ю.Дунюшкин И.И., Мищенко И.Т. Расчет основных свойств пластовых нефтей при добыче и подготовке нефти. МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, М., 1982.

7. П.Требин Г.Ф., Чарыгин Н.В., Обухова Т.М. Нефти месторождений Советского Союза, М., Недра, 1984.

8. Методика разработки залежей нефти при давлениях ниже давления насыщения. Труды КФ ВНИИ, выпуск 7, М., Гостоптехиздат, 1961.

9. З.Амелин И.Д. Исследование вытеснения газированной нефти пластовой водой по результатам промысловых наблюдений. Труды КФ ВНИИ, выпуск 2, Гостоптехиздат, 1959.

10. Боксерман А.А. Расчет притока газированной нефти к скважинам в случае заданного забойного давления при режиме растворенного газа. НТС по добыче нефти, вып.З, Гостоптехиздат, 1959.

11. Глоговский М.М., Розенберг М.Д. О вытеснении газированной нефти краевой водой. Докл. АН СССР, T.XLI, № 5,1953.

12. Bass D.M., Crawford Р.В. Experimental Water-flooding Recoveries at Pressures Above and Below the Bubble Point. J. of Petv. Technology, 1956, 11, Vol. 7, №2.

13. Усенко В.Ф. Исследование нефтяных месторождений при давлении ниже давления насыщения. М., Недра, 1967.

14. Усманова С.М., Байрашев К.А., Каюмов Р.Ш., Клышников С.В. Об эффективности снижения забойного давления ниже давления насыщения. Журнал «Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений», №1,1994.

15. Разработка месторождений при забойном давлении ниже давления насыщения // F.P. Вахитов,- В.П. Максимов, Р.Т. Булгаков-и-др. М., Недра, 1982.

16. Исайчев В.В., Казаков А.А., Андреев B.JI. Изменение коэффициента продуктивности скважин горизонта АВ4.5 Самотлорского месторождения при снижении забойного давления ниже давления насыщения. РНТС «Нефтепромысловое дело», №3, 1993.

17. Мартынцив О.Ф., Парахин Б.Г. Экспериментальные исследования вопросов разработки заводненных нефтяных пластов на режиме истощения. РНТС «Нефтепромысловое дело», №8, 1982.

18. Обоснование оптимальных забойных давлений для терригенных коллекторов // Р.Х. Муслимов, Н.Г. Зайнуллин, Р.Н. Дияшев, И.Х. Зкннатов. «Нефтяное хозяйство», №9,1984.