Анализ месторождения Узень

 

Содержание

Введение…………………………………………………………………………...3

I.Геологическая часть....................................................................................4

1.1. Общие сведения о месторождении Узень…………………………………4

1.2. Стратиграфия…………………………………………………………………4

1.3. Тектоника…………………………………………………………………….5

1.4. Физико-химические свойства  нефти, газа и воды IV горизонта месторождения Узень....................................................................................5

1.5. Нефте-водо-газоносность……………………………………………………7

1.6. Запасы добычи нефти……………………………………………………….7

II. Технологическая часть.............................................................................9

2.1. Проектирование системы  разработки месторождения Узень..................9

2.2. Анализ состояния разработки  месторождения Узень............................11

2.3. Анализ изменения по  обводненности...................................................12

2.4. Анализ динамики основных  показателей разработки...........................13

2.5. Анализ сопоставления  проектных и фактических показателей  разработки...................................................................................................17

2.6. Характеристика фондов  скважин..........................................................18

2.7. Оптимизация работы  скважин...............................................................19

2.8. Мероприятия по повышению  производительности скважин....................21

2.9. Оценка эффективности методов воздействия.......................................22

III. Охрана окружающей среды и техника безопасности…………………….23

3.1. Анализ производства  опасных и вредных факторов……………………...23

3.2. Мероприятия по технике  безопасности и охране окружающей  среды….23

3.3. Мероприятия по технике  безопасности при эксплуатации  скважин…..24

IV. Технико-экономическая часть……………………………………………..24

4.1. Организационные структуры  ОАО «УзеньМунайГаз»…………………..24

4.2. Анализ динамики основных  технико-экономических показателей производственно-хозяйственной деятельности……………………………….24

4.3. Методика определения  экономической эффективности новой техники и технологиии на нефтедобывающем участке…………………………………..24

Заключение……………………………………………………………………….27

Список использованной литературы……………………………..……………29

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

Детальное изучение геологического строения продуктивных горизонтов месторождения  Узень позволило уточнить характер распространения пластов-коллекторов, выявить наличие обширных низкопродуктивных зон залежей нефти, характеризующихся большой неоднородностью и прерывистостью пород-коллекторов.

В настоящий период эксплуатация месторождение Узень проходят в  исключительно сложных условиях.

На дату составления отчета из продуктивных пластов XIV горизонта отобрано 106274,3 тыс. т. нефти, что обеспечило текущий КИН 25,4% накопления добыча жидкости составила 218082,3тыс. т. Годовая добыча нефти и жидкости за 2000 год соответствует 1236 и 5163,9 тыс. т при среднегодовой обводненности добываемой продукции 76%.

Среднесуточный дебит  нефти и жидкости увеличились  с 3,5 и 11 (1999г) до 3,8 и 16,8 т/сут (2000г.) соответственно.

Блок 2. Начальные извлекаемые  запасы по блоку составляют 9317 тыс. т, а балансовые 20704 тыс. т. Степень  выработки блока от начальных  извлекаемых запасов - 58,53%, темп отбора - 0,83%.

Компенсация отбора закачки  в целом по блоку - 3,33%. Пластовое  давление в зоне нагнетания и в  зоне отбора по сравнению с прошлым  годом уменьшилось с 11,4 до 12,2 мПа  и с 10,3 мПа до 10,2 мПа соответственно.

Добывающий фонд по блоку 2 на конец года составляет 64 скважин, из них 8 скважины находятся в бездействии. Нагнетательный фонд составил 23 скважин, в том числе 11 скважины - в бездействии.

Блок 2а. Начальные извлекаемые  запасы по блоку составляют 16467 тыс. т, а балансовые 36593 тыс. т. Степень  выработки блока от начальных  извлекаемых запасов - 50,11%, темп отбора - 0,78%.

С начало разработки по состоянию  на 1.01.2001г с 2а блока добыто 8251 тыс. т нефти и 16919 тыс. т жидкости.

Доля участия блока  в накопленной добыче (7,7%) ниже доли в НИЗ (8,4%), а в годовой добыче (10,4%) выше доли НИЗ. И как следствие  КИН на 1.01.2001г. составил 22,55%. Дебиты скважин как по нефти (3,3 т/сут), так  и по жидкости (16,6 т/ут), ниже средней  величины этого показателя по гоизонту (3,8 и 16,8 т/сут соответственно).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

I.Геологическая часть

1.1. Общие  сведения о месторождении Узень

Месторождение Узень расположено на полуострове Мангышлак в южной части, известной под названием Южно - Мангышлакский прогиб.

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. 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. Количество осадков не превышает 50-60 мм в засушливые годы. Растительный и животный мир характерен для пустынь и полупустынь.

 

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).

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, характерен для среднего и верхнего триаса. В порово-пыльцевом комплексе: пор - 42-62 % пыльцы - 37-56%.

II. Юрская система.

В разреза юрской системы выделяются 3 отдела: нижнеюрский отдел, среднеюрский отдел и верхняя юра.

 

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,на севере граничит с южно-восточной периклиналью, от соседнего Тенгизского поднятия, соседствует с Карамандыбасской структурой. Структура Узень относятся к типу брахиантиклинальной.

Эти нарушения являются практически  первыми, которые установлены по результатом сопоставления разрезов ряд скважин.

 

1.4 Физико-химические  свойства нефти, газа и воды XIV 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.

Пластовые нефти XIV 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 снижениях температуры пласта ниже температуры насыщения нефти парафином и разгазировании нефти. В пористой среде пород пород-коллекторов из нефти выделяется в твердый осадок парафин.

Характеристика свойств пластовой нефти XIII горизонта в таб.1.4.1 /л-3, с-38/

 

Таблица 1.4.1

№	Наименование	горизонт XIV
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

 

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 XIV
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 XIV
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

 

Нефти месторождения Узень  в Казахстане содержат смолопарафиновых компонентов в количестве 22-28%. Снижение забойных давлений ниже этих с уменьшением давления от забоя устью скважины возрастает для отдельных горизонтов до следующих значений P_у=6 кГ/см², равновесные состояние: XIV горизонта - 61 ⁰С. При естественных термодинамических условиях эксплуатация скважин отложения парафина на месторождении Узень начинается в среднем на глубине 700-800 м.

 

1.5 Нефте-водо-газоносность

Все нефтегазовые и нефтяные залежи в горизонтах ограничены контурной  водой. Высота залежей по горизонтам различна. Закономерно меняется и  площадь нефтеносности. В целом  по горизонтам отмечается закономерное снижение ВНК в южном направлении (в XIV горизонте: на северном крыле абс. отметка - 1126, на южном - 1135 м.) и снижение абсолютных отметок контактов нефть-вода а направлении с востока на запад. Для верхних горизонтов (XIV) установлено только одно изменение абс. отметок контактов - на далекой западной периклинали, в районе Парсумурунских куполов, обусловленное малоамплитудным сбросам.

Сведения о ВНК и  ГНК приведены в таблице 1.5.1.