Анализ показателей надежности и коэффициента эксплуатации ШГНУ на месторождении Центрально-Восточная Прорва

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 1.3.  Структурная карта по кровле геологического профиля по линии I-I

 

Северное крыло  делится еще одним сбросом F₄ на два поля: западное - опущенное и восточное - приподнятое. Этот сброс имеет западное падение и амплитуда его по верхнеюрским отложениям 20м,  угол падения 55⁰.

На Южном  крыле выделяются два поднятия: Центральное  и Восточное.

В отчете КазНИПИнефть «Подсчет запасов нефти, газа и конденсата»  за 1987г. авторы отказались от сбросов F₂ и F₃, описанных в более ранних работах ЦНИЛа с связи с недостаточным их обоснованием.

Промышленная  нефтегазоносность установлена  в отложениях келловейского яруса  верхней юры (Ю-I, Ю-II, Ю-III горизонты), среднеюрских отложениях – (Ю-IV, Ю-V горизонты) и отложениях триасового комплекса  (Т-I, Т-II, Т-III, T-IV, T-V горизонты).

          В таблице 1.1 приводится описание  строения выделенных горизонтов  и связанных с ним залежей  нефти и газа, обоснования ГВК,  ГНК, ВНК.

Породы-коллекторы продуктивных отложений юры представлены песчаниками и алевролитами. В  Ю-I, Ю-II, Ю-IV горизонтах коллекторами являются тонко- и мелкозернистые глинистые песчаники, содержание глинистой фракции в них превышает 30%.

 В Ю-II горизонте  выделены два пласта 1 и 2, причем  первый разделен на алевролитовую  (1а) и песчаниковую (1п) части.  Правомерность разделения четко видно по глинистости. Коллекторами алевролитовой  части 1а являются алевролиты и мелкозернистые глинистые песчаники, глинистость порядка 25%. Коллекторами песчаниковой части пластов 1п и 2 в основном являются мелко- и среднезернистые песчаники, глинистость их порядка 20%.

Коллекторами  Ю-V горизонта и триасового продуктивного  комплекса являются также разнозернистые песчаники, характеризующиеся меньшей  глиностостью 11-18%.

Пористость  коллекторов юрских горизонтов изменяется по разрезу без каких-либо закономерностей. Найболее высокими свойствами обладают коллекторы Ю-II горизонта (21% по керну, 22% по ГИС).

Средняя пористость по юрским горизонтам изменяется от 18,6 до 23,4%. Пористость коллекторов  триасовых  продуктивных отложений, определенная по керну, изменяется в пределах 11,6-22,4%, составляя в среднем 16%,а по ГИС среднее значение пористости колеблется от 16%   (Т-I горизонт) до 13% (Т-V горизонт).

Проницаемость коллекторов оценивались по керну  и по гидродинамическим исследованиям  скважин, полученные результаты резко не отличаются друг от друга. Наиболее высокими фильтрационными свойствами в юрском продуктивном разрезе обладают породы - коллекторы Ю-II горизонта, проницаемость которых по отдельным образцам керна превышает 1мкм².

По фильтрационной характеристике коллекторы триасового продуктивного разреза значительно хуже юрских. Среднее значение проницаемости по скважинам для коллекторов триасовых отложений по керну изменяется от 0,0010 до 0,6650 мкм², по гидродинамическим исследованиям - от 0,0103 до 0,1279 мкм², составляя в среднем соответственно 0,0976 мкм² и 0,0843 мкм².

 

 

1.1.4  Нефтегазоносность.

Нефтегазоносность определялась только по данным ГИС, в  среднем составляет 65%. Характеристика  параметров  пласта по  горизонтам  приведены в  таблице  1.2.

Ю-I горизонт. Нефтегазоносность Ю-I горизонта установлена опробованием скважин на Западном поле. На Южном крыле и на Восточном поле структуры по результатам интерпретации промыслово-геофизических данных горизонт газонасыщен.

Абсолютная глубина залегания кровли горизонта в своде по Западному полю минус 2253м, по Восточному полю минус 2232м, по Южному крылу минус 2213м.

Газонефтяной контакт (ГНК) по Западному полю принят на отметке  минус 2267м., ВНК по залежи принят на отметке минус 2281м. С учетом принятых положений ГНК и ВНК высоты и газовой и нефтяной частей равны 14м., а площади газоносности и нефтеносности составляют соответственно 2183 и 5063 тыс.м². Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная.

На Восточном поле структуры ГВК по залежи принят на отметке минус 2268м. Высота залежи при этом равна 36м., площадь газоносности 13170тыс.м². Залежь пластовая сводовая, тектонически  экранированная.

На Южном крыле ГВК  по залежи принят на отметке минус 2249м. Высота залежи  36м, площадь газоносности  8608тыс.м². Залежь пластовая сводовая, тектонически и литологически экранированная.

Ю-II горизонт. Нефтегазоносность установлена в пределах и Северного и Южного крыла. От Ю-I горизонта он отделен четко прослеживающей пачкой

глин, толщиной от 13 до 25м. Общая толщина горизонта составляет в среднем 28м. В его пределах выделены два пласта 1 и 2, причем первый  разделен на алевролитовую (1а) и песчаниковую (1п) части.  

Западное поле Северного  крыла. Залежь чисто газовая. Абсолютная глубина залегания кровли горизонта в своде минус 2284м. ГВК по залежи, связанной с пластом Iп, принят на отметке минус  2286м. Высота залежи  2м, площадь газоносности  999тыс.м². Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная.

Восточное поле Северного крыла. Абсолютная глубина залегания кровли горизонта в своде минус 2252м. ГНК по залежи принят на отметке минус 2258 м. ВНК принят на отметке минус 2281 м. Исходя из принятых

 

 

 

Таблица 1.2.
Характеристика продуктивных горизонтов
		Положение на		Глубина	Размеры  залежи			Тип залежи	Абсолютные			Средневзвешен-		Тип
Гори-	Пласт	структуре		залегания	длина	ширина	высота	по характ-у	отметки			ные эффективные		залежи
зонт		крыло,	подня-	продукт-х	км	км	м	насыщения	контактов,м			толщины.м
		поле	тие	пород в			газ/		ГВК	ГНК	ВНК	газон-	нефте-
				своде,м			нефть					насыщ	насыщ
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
		западн.		2230-2234	6	1,4	14 / 14	нефтегазов.		-2267	-2281	3,4	4,8	пласт. сводов.тект. экр.
Ю-I		восточ.		2210-2212	6,3	2,7	36 / -	газовая	-2268			2	-	пл. сводов. тект.и лит  экр
		южное	централ.	2175-2179	8,5	1,6	36 / -	газовая	-2249			2,8	-	пл. сводов.тект. экранир.
	1а	восточ.		2230-2234	4,6	2,5	6,0/23	нефтегазов.		-2258	-2281	1,5	2,5	"
		южное	восточн.	2178-2185	8,5	7,2	34 / 38	нефтегазов.		-2251	-2292	2,9	2,9	"
		западн.		2264-2266	3	0,5	2 / -	газовая	-2286			2	-	"
Ю-II	1п	восточ.		2233-2241	6	2,4	6,0 / 23	нефтегазов.		-2258	-2281	0,6	5,3	"
		южное	централ.	2199-2206	7,5	1,9	34 / 38	нефтегазов.		-2252	-2292	5,5	4,6	"
			восточн.	2185-2196	7,2	6,8	53 / 41	нефтегазов.		-2251	-2292	5,9	5,8	"
		восточ.		2251-2262	5	1,5	6,0 / 23	нефтегазов.		-2258	-2281	5,2	4,2	"
	2	южное	централ.	2208-2220	7,5	1,8	34 / 38	нефтегазов.		-2252	-2292	-	3,2	"
			восточн.	2200-2207	6,4	5,9	53 / 41	нефтегазов.		-2251	-2292	5,2	4,3	"
Ю-III		южное	централ.	2278-2280	1,3	3,2	/28	нефтяная			-2308		7	"
			восточн.	2231-2249	1,7	2,2	22 / -	газовая	-2275			6,3	-	"
Ю-IV		южное	централ.	2348-2363	2,5	1,2	/ 29	нефтяная			-2400	-	5,6	"
Ю-V		южное	восточн.	2755-2789	3,7	3,2	/ 29	нефтяная			-2808	-	13,3	массивная, тект. экр.
Т-I		восточ.		3083-3095	5,7	2,2	/ 71	нефтяная			-3137	-	10	пласт. сводов. тект. экр.
T-III		южное	восточн.				/ 38	нефтяная			-3162	-	3,9	пл.свод. тект. и лит. экр.
T-IV		южное	восточн.	3140-3162	2,9	3,2	/ 47	нефтяная			-3207	-	10,2	пл. сводов. тектон. экр.
T-V		южное	восточн.	3216-3229	2,2	2	33 / 8	нефтегазов		-3270	-3278	-	2,1	"

 

положений газонефтяного  и водонефтяного контактов, высота газовой части  6 м и газонефтяной части   23 м.

Площадь газоносности пласта 1а составляет 2292 тыс.м², нефтеносности 6756 тыс.м², пласта 1п – 1086 тыс.м² и 10605 тыс.м², площадь нефтеносности пласта 2 равна -  5211тыс.м². Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная.

Южное крыло. Абсолютная глубина залегания  кровли горизонта в своде по Центральному поднятию минус 2218м., по Восточному поднятию минус 2198м. ГНК по залежи Центрального и Восточного поднятий принят на отметках соответственно минус 2252м , минус 2251м. ВНК принят на отметках минус 2290м, минус 2292м. Высоты газовой и нефтяной частей составляют соответственно 34м  и   38м на  Центральном,  53м и 41м  на  Восточном поднятиях.  

Площадь газоносности пласта Iа на Южном крыле равна 10836 тыс.м², нефтеносности 14272тыс.м².  Площадь газоносности пласта Iп на Центральном и Восточном поднятиях составляет соответственно 3691 тыс.м² и 12095 тыс.м², площадь нефтеносности равна   22464 тыс.м². По 2 пласту площадь газоносности Центрального поднятия  2198 тыс.м² , Восточного поднятия  7735 тыс.м². Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная.

Ю-III горизонт. Нефтегазоносность установлена в пределах Центрального и Восточного поднятия на Южном крыле.

На восточном поднятии залежь газовая, связана с одним-тремя  пластами коллекторами, замещенными  в скважинах №№ 64, 91, 401, 403, 405 непроницаемыми породами. Зона глинизации коллекторов  протягивается с северо-востока на юго-запад и делит залежь на два участка. Абсолютная глубина залегания кровли горизонта в своде минус 2253м. Газоводяной контакт по залежи принят на отметке минус 2275м. Высота ее   22м.  Площадь газоносности 1471тыс.м².

На центральном поднятии залежь нефтяная, абсолютная глубина залегания кровли горизонта в своде минус 2275м. ВНК принят на отметке минус 2303,6м. Площадь нефтеносности 2656,4тыс.м². Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная.

Ю-IV горизонт. Нефтяная залежь установлена в пределах Южного крыла в отложениях среднеюрского горизонта. Абсолютная глубина залегания кровли горизонта в своде минус 2371м. ВНК принят на отметке минус 2400м.. Высота залежи  29м., площадь нефтеносности  3031тыс.м². Залежь   пластовая сводовая, тектонически экранированная.

Ю-V горизонт.  Нефтеносность V-среднеюрского горизонта в пределах Центрально-Восточной Прорвы доказана на Восточном поле Северного крыла и Восточном поднятии Южного крыла месторождения.

Ввиду нецелесообразности запасы нефти V-среднеюрского горизонта Северного крыла не подсчитаны.

 Абсолютная глубина  залегания кровли горизонта в  своде по Восточному поднятию  минус 2772м. ВНК принят в интервалах  абсолютных отметок минус 2795-2805м.  Высота залежи 29м. Площадь нефтеносности равна 4844тыс.м². Залежь массивная, тектонически экранированная.

Т-I горизонт. Нефтеносность горизонта установлена на Восточном поле, связана с одним - тремя пластами коллекторами. Абсолютная глубина залегания кровли горизонта в своде минус 3066м. ВНК по залежи принят по подошве опробованного нефтенасыщенного пласта в скважине №68 на отметке минус 3137м, высота ее 71м, площадь нефтеносности по категории С1  4394 тыс.м², категории С₂ 6619тыс.м². Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная.

Т-III горизонт.  В пределах Восточного поднятия на Южном крыле установлена нефтяная залежь, абсолютная глубина залегания кровли горизонта в своде минус 3124м. ВНК принят по нижним дырам перфорированного интервала в скважине №306 на отметке минус 3162м. При высоте залежи 38м площадь нефтеносности - 2475тыс.м². По типу залежь пластовая тектонически и литологически экранированная.

  Т-IV горизонт.  Горизонт включает два пластовых резервуара 1 и 2.

С пластом 1 на Восточном  поднятии связана нефтяная залежь. Пласт коллектор, к которому она приурочена  хорошо выдержан по площади и толщине в пределах этого поднятия. Абсолютная глубина залегания кровли горизонта в своде минус 3158м. ВНК принят в интервале минус 3205-3207м., высота ее - 47м, площадь нефтеносности по категории С1 равна 3368т.м², по категории С2 - 4581тыс.м². Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная.

Во 2 пласте Т-IV горизонта  ранее была  выделена нефтяная залежь, обоснованная одним опробованием скважины №68 в интервале 3337-3342м, откуда был получен приток нефти и воды. Однако, в дальнейшем на более высоких отметках  получена пластовая вода, по материалам промысловой геофизики эти пласти водонасыщены. Поэтому ранее выделенная залежь при подсчете запасов нефти и газа по состоянию 01.01.86г. не подтвердилась.

Т-V горизонт. Нефтегазовая залежь установлена в пределах Восточного поднятия на Южном крыле.

Абсолютная глубина залегания  кровли горизонта в своде минус 3237м. ГНК принят на отметке минус 3270м посередине перфорированного интервала в скважине №308, где получена нефть с высоким газовым фактором. ВНК принят на отметке 3278м., высота ее  41м, при этом высота газовой части равна 33м, нефтяной 8м. Площадь газоносности равна 2118тыс.м² нефтеносности -2387тыс.м². Залежь является пластовой сводовой, тектонически экранированной.

Также на Западном поле месторождения Центрально-Восточная Прорва новыми глубокими разведочными скважинами установлена нефтеносность в среднеюрских отложениях (Ю-V) и триасовых отложениях (Т-I,II,III,IV).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2 Технологическая  часть

 

2.1 Система разработки  месторождения.

 

Системой разработки нефтяного месторождения называется совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания  и обустройства; методы воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды.

На выделение объектов разработки влияют следующие факторы:

  - геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа;

- физико-химические свойства  нефти и газа;

- фазовое состояние  углеводородов и режим пластов;

- условия управления процессом разработки нефтяных месторождений;

- техника и технология  эксплуатации скважин.

          Месторождение Центрально-Восточная Прорва разрабатывается с 1963 года. Разработка велась фонтанным способом. Начальный среднесуточный дебит фонтанных скважин колебался от 31,7 т/сутки до 43,6 т/сутки и в среднем составлял 36,9 т/сутки.

С 1983 года три  скважины №150,151,153 переведены на механизированный способ эксплуатации (ЭЦН) с дебитами от 8,6т/сутки до 12,3т/сутки.

На  месторождении  на 1.01.2009 год весь пробуренный фонд составил 249 скважин, из них эксплуатационный  96 ед.

Нагнетательный  фонд две единицы № 70, 101 находятся  в бездействии. Наблюдательный фонд 12 ед.  В консервации 19 скважин.   Из них 17 скважин (№ 27, 58, 61, 64,  65, 103, 206, 215, 229, 232а, 236, 247, 251, 259, 268, 273, 444)  на II- среднекелловейском горизонте как газовые и 2 скважины    № 81, 83  на пермотриасовом горизонте.  Ликвидированный фонд 90 ед., из них по геологическим причинам  69 ед.,  по техническим причинам  21 ед.,  в ожидании ликвидации  14 ед. Водозаборные  4 ед. находятся в бездействии.  Поглощающие 12 ед, из них действующие 9 ед.

  Действующий  фонд составил 90 скважин, из них  33 скважин  работают фонтанным  способом,  55 скважины  глубиннонасосным.  2 скважины № 420, 520 находятся в простое.  5 скважин (№ 250, 180, 427, 68 и 311) находятся в бездействии.  Текущий среднесуточный дебит по фонтанным скважинам составил 20,9т/сутки по нефти, по жидкости – 34,7т/сутки. Среднесуточный дебит глубиннонасосных скважин составил по нефти 2,0т/сутки, по жидкости – 17,0т/сутки. По месторождению в среднем дебит нефти составил 8,72т/сутки, жидкости – 21,09т/сутки.