Анализу состояния разработки 2 а блока XIII горизонта месторождения Узень

Содержание
Введение
I. Геологическая часть
1.1 Общие сведения о месторождении Узень.................
1.2 Стратиграфия.............................................................
1.3 Тектоника....................................................................
1.4 Физико-химические свойства нефти, газа и воды XIII горизонта месторождения Узень................................
1.5 Нефте-водо-газоносность...........................................
1.5.1 Начальная нефте-водо-газонасыщенность................
1.6 Запасы добычи нефти 2 а блока XIII горизонта месторождения Узень.................................................
II. Технологическая часть
2.1 Проектирование системы разработки месторождения Узень XIII горизонта....................................................
2.2 Анализ состояния разработки месторождения Узень
2.3 Анализ изменения по обводненности.........................
2.4 Анализ динамики основных показателей разработки 2 а блока XIII горизонта месторождения Узень..........
2.5 Анализ сопоставления проектных и фактических показателей разработки XIII горизонта месторождения Узень....................................................
2.6 Характеристика фондов скважин по XIII горизонту
2 а блока месторождения Узень.................................
2.7 Оптимизация работы скважин...................................
2.8 Мероприятия по повышению производительности скважин.......................................................................
2.9 Влияние методов очистке призабойных зон на нефтеотдачу...............................................................
2.10 Оценка эффективности методов воздействия................................................................
2.11 Рекомендации по совершенством и состояния эксплуатации месторождения Узень..........................



III. Технико-экономическая часть
3.1 Организационные структуры ОАО ”Узеньмунайгаз”..
3.2 Анализ динамики основных технико-экономических показателей производственно-хозяйственной деятельности..............................................................
3.3 Методика определения экономически эффективности новой техники, технологии в нефтедобывающем участке...........................................
IV. Охрана окружающий среды и охрана труда
4.1 Анализ производство опасных и вредных факторов.
4.2 Мероприятия по технике безопасности и защите окружающей среды.....................................................
4.3 Мероприятия по технике безопасности при эксплуатации скважин..................................................
Заключение................................................................
Список литературы.....................................................
Общие сведения о месторождении Узень.

Месторождение Узень расположено в полуострове Мангышлак в южной части, известной под названием Южно - Мангышлакский прогиб.
Орфографический Южно-Мангышлакский район представляет собой обширное слабосхолменное плато, слегка наклоненное к югу и юго-западу, в сторону моря с абсолютными отметками от + 260 метров с севера до + 24 метров в юге.
В центральной и южной частях района располагаются обширные бессточные впадины, из которых наиболее крупной является впадина Карагие, имеющая минимальную
абсолютную отметку - 132 метра.
Рельеф в районе Узеньского месторождения имеет сложное строение:
Центральную часть занимает плато, расположенное между двумя бессточными впадинами Узень и Тунгракшин. На западе и северо-западе в пределах площади месторождение плато круто обрывается в виде уступов в сторону впадины Узень.
Сарматские известняки и глины, которыми сложено плато, на западе в виде выступа, называемого Хумурунским, выдаются во впадину Узень. Впадина Узень занимает площадь около 500 квадратных километров. Дно впадины изрезанно глубокими оврагами.
В восточный части площади расположена впадина Тунгракшин. Она вытянута в меридиальном направлении, размеры и глубина ее уступают впадине Узень. Абсолютная отметка составляет +132 метра.
Климат района континентальный лето жаркое и продолжительное. В отдельные годы температура воздуха повышается до + 45 С.
Зима малоснежная с сильными ветрами, нередко бураном. Среднегодовая скорость ветра 6 - 8 метров в секунду. В наиболее холодные зимы морозы достигают
30 0 С. Количество осадков не превышает 50-60 мм в засушливые годы. Растительный и животный мир характерен для пустынь и полупустынь.
Освоение нефтяных месторождений на полуострове Мангышлак, в безводной пустынной зоне стало возможными благодаря большим объемам работ по строительству дорог, современных городов для нефтяников и других производственных объектов.

1.2 Стратиграфия

Месторождение Узень многопластовое, имеет исключительно сложное строение.
В разрезе меловых и юрских отложений выделено 25 продуктивных горизонтов ( I-XXV ) .
Из них I-XII горизонты ( в нижнемеловых отложениях) стратиграфический относятся к туронским (I-горизонт), сеноманским (II-горизонт), альбским (III-XI горизонты) и неокомским (XII-горизонт) отложениям, состоящим из переслаивающих песчаных, алевролитовых и глинистых пород.
По литологическим особенностям эти отложения четко разделяются на два комплекса: верхний терригенный (II-XI горизонты) и нижний терригенно-карбонатный (XII-горизонт).
Пласты-коллекторы этих горизонтов газонасыщены, этаж газоносности более 700м.
XIII-XVIII в основном нефтенасыщенные горизонты юрского возраста, относятся к верхнему этажу нефтегазоносного разреза и залегают на глубине 1080-1370 м. В них сосредоточены основные запасы уникальных по составу и свойствам нефти, залежи нефти указанных горизонтов по типу пластовые сводовые.
В основных продуктивных горизонтах (XIII-XVIII), протяженность которых по оси складки в 4-5 раз больше их ширины, выделен 51 нефтяной пласт: XIII-12, XIV-14, XV-8, XVI-1, XVI-3, XVII-6, XVIII-7.
Глубокими разведочными скважинами на Узеньской площади вскрыта мощная толща осадочных отложений мезо-кайнозойского возраста.
Максимальная мощность разреза (около 2000 метров) пройдено скважинам № 5 и № 33.
На Узеньской площади в 1965 году было закончено бурение скважины № 53 глубиной 2200 метров, изучение керна из которого позволило установить в разрезе нижнеюрские и триасовые отложения.
I. Триасовая система.
Отложения уверенно относимые к триасу вскрыты на Узеньской площади лишь в скважине № 53 в кернах, поднятых с глубины 2154-2120 метров, были определены комплекс пор и пыльцы, которые по заключению палеонтолога ВНИТРИ Менышковой, характерен для среднего и верхнего триаса. В порово-пыльцевом комплексе: пор - 42-62 % пыльцы -37-56%.
Вскрытая мощность отложений триаса составляет в скважине № 5- 39 метров , в скважине № 53 - 58 метров .
Литологический они представлены аргеллитом микро прослойками в виде тонкозернистого песчаника и алевролита.
II. Юрская система.
В разреза юрской системы выделяются 3 отдела: нижнеюрский отдел, среднеюрский отдел и верхняя юра.
1. Нижнеюрский отдел.
Нижнеюрские отложения представлены песчаниками, алевролитами, глинами и аргеллитами. Песчаники мелкозернистые, а также алевролито-глинистые. Песчаники и алевролиты плотно сцементированы кварцем и полевым шпатом. Глины и аргеллиты представлены аналогично песчаником. В разрезе также встречаются обуглившийся растительные осадки.

2. Среднеюрский отдел.
Отложения средней юры вскрыты в скважинах № 1,5, 42, 53, 57, 60. Большинство 3 яруса , однако единая точка зрения на объемах этих подразделений отсутствует. Сказанное в большей степени относятся к границе между байосским и батским ярусами. Положение яруса Оалена определяется более достоверно и однозначно.
К отложениям этого яруса относятся мощная песчано-гравилитовая толща, в которой в виде маломощных прослоев отмечаются пропластки глин и алевролитов.
Байосскии ярус представлен толщей терригенных пород, песчано- алевролитового и глинистого состава.
Мощность этого яруса составляет 515-520 метров.
Отложения представлены песчано-алевролитовыми породами, разделенными глинистыми прослоями и пачками.

3. Верхняя юра.
Верхнеюрские отложения в пределах Узеньской площади подразделяются на 2 яруса: келловейский и оксфордский.
Келловейский ярус представлен преимущественно глинистой толщей пород мощность 110 метров.
В нижней части имеется чередование песчаников, алевролитов и глин.
Породы обогащены растительной органикой, пропитаны нефтью. К этому ярусу приурочены XIII и верхняя часть XIV горизонтов.
Оксфордский ярус сложен глинами, мергелями, мощностью до 150 метров.
Имеются включения растительной органики.

1.3 Тектоника

Узеньская структура расположена в северной приподнятой части Жетыбай-Узеньской тектонической ступени, приуроченной к северному горизонту Южно-Мангышлакского прогиба. Она занимает наиболее высокое структурное положение и выделяется своими крупными размерами.
Узеньская структура на севере граничит с южно-восточной периклиналью, от соседнего Тенгизского поднятия.
Узеньская складка соседствует с Карамандыбасской структурой. Структура Узень относятся к типу брахиантиклинальной.
Отношение длины оси к короткой в пределах изогипса увеличивается до 411 метров.
Узеньская структура протянулась в направлении с востока и юго-востока на запад и северо-запад. Ось складки изогнута.
Одной из характерных особенностей Узеньской складки является ее слабая дислоцированность разрывных нарушений.
На структурных картах, построенных по XIII горизонтам выделяется пять нарушений, из которых два являются более достоверным, чем остальные. К достоверным нарушениям относятся два нарушения в районе скв. 517, 668 (III-разрезающий ряд), в районе скв. 51, 62 (VI-А разрезающий ряд).
К предполагаемым нарушениям - три в районе скв. 82, 87 (между рядами IV-A и IV).
Первое тектоническое нарушение (считая с востока на запад) северо-восточное (III- ряд) проводится условное между скв. 1177 -1045. Оно предполагается на основании несовпадения линий изотип. Здесь неясно строение складки северо-восточного крыла структуры. Второе дизъюнктивное нарушения (III-А ряд) проводится достаточно обоснованно. Для прослеживания этого нарушения были построены ряд профилей через скв. 214, 228 и 514, 465. Нарушение хорошо прослеживается в скв. 517 и подтверждается скважиной 668.
В этой скважинах выпадение части продуктивного разреза составляет величину около 35 м. В разрезе скв. 517 отсутствует нижняя часть XIII горизонта мощного 9 м., на северном крыле складки, в районе скв. 270-265, и на юге от района скв. 1198-309, нарушение пока ее выявляется, возможно потому, что на севере и на юге от района скв. 517 и 668 амплитуда нарушения уменьшается и оно затухает.
Эти нарушения являются практически первым, которые установлены по результатом сопоставления разрезов ряд скважин.
Сопоставление структурных карт составленных по меловым отложениям, кровле XIII горизонта и нижележащих продуктивных горизонтов, показывает полную идентичность форм и ориентированность структур по различным горизонтам средней, верхней юры, нижнего и верхнего мела. Это обстоятельство показывает, что основные черты строения складки с глубиной полностью сохранятся. Наряду с этим сопоставление указанных структурных карт указывает на закономерность увеличения со стратиграфической глубиной углов падения пластов и амплитуды складки.



1.4 Физико-химические свойства нефти, газа
и воды XIII горизонта месторождения Узень.


Свойства и состояние углеводорода зависит от их состава, давления и температуры. В залежах они могут находиться в жидком и газообразном состоянии или в виде газожидкостных смесей. В процессе разработки залежей в пластах и при подъеме на поверхность давление и температура непрерывно меняются, что сопровождается соответствующими изменениями состава газовой и жидкой фаз и переходом УВ при различных условиях, и учитывать их при подсчете запасов, проектировании и регулировании разработки проектировании эксплуатации систем сбора и транспорта нефти и газа.
Пластовые нефти XIII горизонта месторождения Узень
обладают аномальными свойствами, которые выражаются в следующем:
- высокое содержание в нефти растворенного парафина и асфальтеносмолистых компонентов:
- температура насыщения нефти парафином равна или близка начальной пластовой температуры:
- при снижения температуры пласта ниже температуры насыщения нефти парафином и разгазировании нефти. В пористой среде пород пород-коллекторов из нефти выделяется в твердый осадок парафин.
Условия выделения из нефти парафина при изменении давления и газосодержания в первоначальных пластовых условиях отражает фазовая диаграмма 1.4.2 “жидкий раствор-твердое тело”. Характеристика свойств пластовой нефти XIII горизонта в таб.1.4.1 /л-3, с-38/

таблица 1.4.1
№ Наименование горизонт XIII
1. Давление насыщения нефти газом, мПа 8.3
2. Газосодержание f , м3/т
м3/м3 66,0
56.5
3. Объемный коэффициент, в 1,20
4. Вязкость нефти м, мПа С 4,20
5. Плотность нефти pн, г/см3 0,777
6. Темпер. насыщ. нефти парафином, 0С 58



Фазовая диаграмма 1.4.2 ” жидкий раствор твердое тело”
для пластовой нефти.

Температура насыщения нефти
парафином,0С

Давления, мПа

С таким параметрами как: давления насыщения нефти газом, газосодержание, объемный коэффициент, вязкость нефти, ее плотность, температура насыщения нефти парафином. Кроме того, в таб.1.4.3 /л-2, с-196/ показаны средние параметры и состав разгазированной нефти, плотность и вязкость нефти, молекулярный вес, температура застывания нефти, фракционный состав и другие.



таблица 1.4.3
№ Параметры горизонт XIII
1. Плотность нефти, г/см3 (20 0С) 0,8589
2. Вязкость нефти, х 106 м2/с (50 0С) 16,5
3. Молекулярный вес 309
4. Температура застывания нефти, 0С +31
5. Темпер. насыщения нефти парафином, 0С 51
6. Содержание, масс %
серы
смолселикагелевых
асфальтенов
парафинов
0,18
13,30
3,30
18,60
7. Фракционный состав выход, об %
До 100 0 С
150 0 С
200 0 С
300 0 С
2
-
14
30

Растворенный в нефти газ-жирный, со значительным качеством углекислого газа и азота, состав и свойства газа выделившегося при однократном разгазировании нефти показаны в таб. 1.4.4 /л-2, с-198/
таблица 1.4.4
№ С о с т а в горизонт XIII
1. Плотность, г/г 1,26
2. Метан 50,20
3. Этан 19,80
4. Пропан 16,79
5. Изо-бутан 3,10
6. Н-бутан 4,65
7. Изо-Пентан 1,55
8. Н-пентан 1,45
9. Гексан -
10. Пентан+выше -
11. Углекислый газ 0,20
12. Азот 2,26


Пластовые воды XIII горизонта однообразные хлоркальциевые, практически бессульфатные рассолы с минерализацией 115 г/л. В их составе преобладают хлориды натрия, кальция и магния. Содержание иода достигает 10, брома -480 мг/л, Кроме того, в водах присутствуют рубидий, марганец, цинк, медь. Указанный химический состав и свойства пластовой воды показаны в таблице 1.4.5. /л-2, с-197/

таблица 1.4.5
гори-
Вяз-кость Плот-ность Содержание ионов мг/л
мг-эвк/л Общая
минер.
зонт мПа С кг/м3 CL- SO4- - HCO3- Ca++ Mg++ N++K+ г/л
XIII 0,72 1,063 72193,15 2,120 1,57 8250,4 172,56 34116,59 115
20333,61 0,044 0,026 412,52 141,88 1483,33

Нефти месторождения Узень в Казахстане содержат смолопарафиновых компонентов в количестве 22-28%. При температуре его кристаллизация, близкой к пластовой, реальна возможность выпадения парафина в пласт. Давления насыщения нефти парафином при собственных пластовых температурах для отдельных горизонтов равны XIII -55 кг/см2.
Снижение забойных давлений ниже этих с уменьшением давления от забоя устью скважины возрастает для отдельных горизонтов до следующих значений Pу=6 кГ/см2, равновесные состояние: XIII горизонта - 61 0С. Таким образом, для предотвращения выпадение парафина в насосно-компрессорных трубах нужно было не только сохранить пластовую температуру нефти в стволе скважин, но и нагреть нефть на 3-5 0С.
При естественных термодинамических условиях эксплуатация скважин отложения парафина на месторождении Узень начинается в среднем на глубине 700-800 м.
Температура застывания нефти равна 28-32 0С. Температура на забое эксплуатационных скважин не превышает 57-68 0С. Вязкость нефти на приеме глубинных насосов равна 4-6 спз.


Важным фактором в оценке условий эксплуатации скважин месторождения Узень является, гидродинамическая характеристика поднимаемой жидкости и, в частности проявление в процессе ее подъема структурно-механических свойств.
Снижение температуры дегазированной Узеньской нефти ниже 20 0С приводит к бесконечному возрастанию предельного напряжения сдвига и, следовательно к полной
потере ее текучести. С увеличением количества растворенного газа предельное напряжение сдвига уменьшается.


1.5 Нефте-водо-газоносность

К началу 1973 году, на месторождении Узень было пробурено значительное количество скважин, что дало возможность детально исследовать положение водонефтяных контактов основных продуктивных горизонтов. Особенно это касается крыльевых частей структуры.
Все нефтегазовые и нефтяные залежи в горизонтах ограничены контурной водой. Высота залежей по горизонтам различна. Закономерно меняется и площадь нефтеносности. Водонефтяные контакты почти по всем горизонтам для основной и центральной частей структуры, практически остаются прежним и отбиты на близких абсолютных отметках 1130-115- м. В целом по горизонтам отмечается закономерное снижение ВНК в южном направлении ( в XIII горизонте: на северном крыле абс. отметка -1126, на южном -1135 м.) и снижение абсолютных отметок контактов нефть-вода а направлении с востока на запад. Изменение отметок водонефтяных контактов по горизонтам от центральной части структуры на запад происходит ступенчато в следующей последовательности в XIII горизонте с 1126 до 1152 м, в районе основного из западного Парсумурунского куполов (VII-IX разрезающие ряды). Для верхних горизонтов (XIII) установлено только одно изменение абс. отметок контактов - на далекой западной периклинали, в районе Парсумурунских куполов, обусловленное малоамплитудным сбросам. Причинами различных абс. отметок контактов по горизонтам являются тектонические нарушения. Сведения о ВНК и ГНК приведены в таблице 1.5.1.

Сведения о ВНК и ГНК, размерах залежей нефти
XIII горизонта
таблица 1.5.1


Гори-
зонт



Абс. отметка контактов нефть-вода

Размер абс.от-метка
конт.
газа-
нефть
м, Высота
газовой шап-
ки м,
Основ
часть
струк-
туры Цен-
траль-
ная
часть
струк-
туры Хуму-
рун.
купол Западная
пери-
кли-
наль
струк. Пер-
суму-
рун.
и се-
веро-
запад.
купол Длина
км. шири-
на км. вы-
сота м.
XIII -1126 -1135 - - -1152 37 9 324 825 14



1.5.1 Начальная нефте-водо-газонасыщенность.

Содержание флюидов в пласте-коллекторе в значитель-ной степени зависит от структуры порового пространства. По многочисленным определениям на образцах пород, отобранных из коллекторов месторождении Узень, была получена зависимость между нефтеводонасыщенностью Sн и Sв и проницаемостью кпр. Воспроизводимость пластовых условий при этом контролировались геофизическими замерами в скважинах в которой приводится осредненные значения нефтенасыщенности Sн определяемой из выражения Sв=(1-Sн) для наиболее распространенных по проницаемости коллекторов приведены в таблице 1.5.2


Средние значения нефтенасыщенности для наиболее распространенных по проницаемости коллекторов.

таблица 1.5.2
Кпр мД Sн - при капиллярном
вытеснении Sн - при центре
фигурировании Sн. ср%
>100 70 64 67
100-50 59 53 56
50-10 49 44 47

Так как свойства пласта коллектора изменяются и по разрезу, и по простиранию, для использования полученных данных необходимо тщательное изучение применения проницаемости по всему изучаемому объекту. Такой анализ был произведен для XIII горизонта по результатом промыслово-геофизических исследований. В XIII горизонте более распространены пласты проницаемостью 100-50 мД, но эти пласты имеют небольшую мощность и наоборот, высокопроницаемые пласты (более 100 мД) при небольшом распространении имеют большую мощность, чтобы учесть все эти факторы при определении нефтенасыщенности Sн был произведен статический анализ по данным исследований 420 скважин. Приведен в таблице 1.5.3....