- •1 Геологическая часть
- •1.1 Характеристика геологического строения месторождения
- •1.1.1 Общие сведения о месторождении.
- •1.1.2 Стратиграфия.
- •1.1.3 Тектоника.
- •1.1.4 Нефтегазоносность. Нефтегазоносность определялась только по данным гис, в среднем составляет 65%. Характеристика параметров пласта по горизонтам приведены в таблице 1.2.
1.1.2 Стратиграфия.
В литолого-стратиграфическом строении месторождения Центрально-Восточная Прорва принимают участие отложения пермской, юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем (рисунок 1.2).
Введем понятие об объекте разработки месторождения. Объект разработки – это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов) содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин.
По объектам проектные показатели выглядят следующим образом:
I объект – верхнекелловейский горизонт (Ю-I): максимальный уровень добычи нефти– 15 тыс.т (2002г.) жидкости – 41тыс.т (2009г.) при фонде 5 скважин. КИН – 0,39.
II объект – среднекелловейский горизонт (Ю-II): максимальный уровень добычи нефти– 190,6 тыс.т (2006г.) жидкости – 672,1тыс.т (2010г.) при фонде 66 скважин. КИН – 0,43.
III объект – нижнекелловейский горизонт (Ю-III): максимальный уровень добычи нефти– 52,1тыс.т (2006г.) жидкости – 61тыс.т (2010г.) при фонде 6 скважин. КИН – 0,39.
IV объект – IV среднеюрский горизонт (Ю-IV): максимальный уровень добычи нефти– 47,5тыс.т (2007г.) жидкости – 61тыс.т (2010г.) при фонде 6 скважин. КИН – 0,41.
V объект – V среднеюрский горизонт (Ю- V): максимальный уровень добычи нефти – 172тыс.т (2004г.) жидкости – 215тыс.т (2010г.) при фонде 11скважин. КИН – 0,49.
VI объект – I триасовый горизонт (Т- I): максимальный уровень добычи нефти – 79,1тыс.т (2004г.) жидкости – 83,3тыс.т (2010г.) при фонде 7скважин. КИН – 0,49.
VIIобъект – III,IV,V триасовые горизонты : максимальный уровень добычи нефти –109,4тыс.т (2006г.) жидкости – 204тыс.т (2010г.) при фонде 20 скважин. КИН – 0,39.
В 1991, 2010гг. были подсчитаны запасы нефти и газа по Западному полю месторождения Центрально-Восточная Прорва и утверждены в ЦКЗ МНП.
Рисунок 1.2. Структурная карта по кровле месторождения Центрально- Восточная Прорва
В 2009 году по Западному полю институтом «КазНИПИнефть» была составлена «Технологическая схема разработки Западного поля месторождения Центрально-Восточная Прорва».
В 2009 году ЦНИЛом ОАО «Казахойл-Эмба» для ввода в промышленную разработку нефтяных залежей Западного поля составлена «Технологическая схема разработки месторождения Центрально-восточная Прорва (западное поле)».
К реализации утвержден III вариант разработки, характеризующийся следующими показателями:
1.Максимальный уровень добычи нефти – 387,9 тыс.т. (5,5% от НИЗ)
2.Максимальный объем жидкости – 453 тыс. т.
3.Максимальный фонд скважин – 37 ед.
4.КИН - 0,36.
Исходные данные для технологических расчетов, принятые в проектном документе приведены в таблице 1.1.
1.1.3 Тектоника.
В тектоническом отношении месторождение расположено на юго-западной переклинальной части Южно - Эмбинского поднятия, уходящего под уровень Каспийского моря. Центрально-Восточная Прорва представляет собой брахиантиклиналь широтного простирания с глубоким залеганием соляного ядра. Глубина залегания соли в своде 3289 м.
Продуктивные горизонты в юре залегают на глубинах 2175-2775 м, в триасе – на глубинах 3104-3337м. Высота нефтяных залежей в юре 12,6-49,9м, в триасе 7-36м, высота газовых залежей 18,8-74м (рисунок 1.3). Отметки ВНК юрских горизонтов 2281-2804 м, триасовых горизонтов 3137-3365м. Залежи пластовые, тектонически экранированные. Продуктивные горизонтысложены террогенными породами, коллекторы поровые. Нефтенасыщенная толщина юрских горизонтов 2,9-9,8м. Открытая пористость коллекторов 16-21,2%, проницаемость 0,016-0,340 мкм2, коэффициенты нефтеначыщенности 0.48-0,77, коэффициенты газонасыщенности 0,55-0,77. Начальные дебиты нефти 20,7-77,5 м3/сут при 5-мм штуцере.
Надсолевые отложения разбиты сбросом F1 на Северное опущенное и Южное приподнятое крылья. Сброс падает на север и имеет амплитуду порядка 5м в палеогеновых отложениях и 75м по кровле нижней юры, простирание широтное постепенно переходящее на востоке в северо-восточное. Угол падения сброса 750.
Таблица 1.1. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| |
Исходные данные для технологических расчетов, принятых в проектном документе. |
|
|
|
|
| ||||||
№№ |
Наименование |
Единица |
|
|
г о р и з о н т ы |
|
|
|
|
|
|
п/п |
|
измер. |
Ю-I |
Ю-II |
Ю-III |
Ю-IV |
Ю-V |
T-I |
T-III |
T-IV |
T-V |
1 |
Средняя глубина залегания |
м |
2250 |
2262 |
2230 |
2370 |
2768 |
3091 |
3160 |
3168 |
3253 |
2 |
Площадь нефтеносности |
тыс.м2 |
5063 |
33069 |
3031 |
3031 |
4844 |
4394 |
2475 |
7949 |
4505 |
3 |
Площадь газоносности |
тыс.м2 |
23961 |
17871 |
1471 |
|
2118 |
|
|
|
|
4 |
Средняя толщина газонасыщ. |
м |
9,8 |
10,7 |
20,8 |
5,7 |
13,4 |
10,1 |
8,4 |
10,2 |
6 |
5 |
Средняя толщина нефтенасыщ. |
м |
7,1 |
5,2 |
10,5 |
5,7 |
13,4 |
10,1 |
8,4 |
10,2 |
2,1 |
6 |
Средняя насыщенность нефтью |
д.ед |
0,63 |
0,69 |
0,54 |
0,55 |
0,69 |
0,61 |
0,7 |
0,7 |
0,68 |
7 |
Средняя насыщенность газом |
д.ед |
0,645 |
0,69 |
0,54 |
|
0,64 |
|
|
|
|
8 |
Пористось |
д.ед |
0,19 |
0,21 |
0,2 |
0,16 |
0,18 |
0,16 |
0,16 |
0,16 |
0,16 |
9 |
Поницаемость |
мкм2 |
0,064 |
0,188 |
0,033 |
0,754 |
0,155 |
0,097 |
0,097 |
0,097 |
0,097 |
10 |
Коэф. вариац. распр. прониц-ти |
д/ед |
1,4 |
1,34 |
1,54 |
|
0,62 |
0,63 |
0,63 |
0,63 |
0,63 |
11 |
Пластовое давление |
атм |
22,2 |
25,4 |
26,6 |
26,6 |
|
33 |
29,4 |
33,5 |
33,5 |
12 |
Пластовая температура |
С |
72,5 |
72,6 |
73,3 |
76,5 |
87 |
95,5 |
97 |
97,5 |
99,3 |
|
Среднее свойства флюидов |
в пластовых условиях |
|
|
|
|
|
|
| ||
13 |
Плотность нефти |
г/см3 |
0,773 |
0,604-0.744 |
0,743 |
0,743 |
|
0,645 |
0,604 |
0,804 |
0,804 |
14 |
Давление насыщ. нефти газом |
МПа |
15,6 |
11,3-14,7 |
22,5 |
23,9 |
|
25,5 |
24,4 |
18,2 |
18,2 |
15 |
Газосодержание нефти |
м3/т |
98 |
143 |
150 |
150 |
150 |
174 |
85 |
85 |
85 |
16 |
Объемный коэффициент нефти |
д.ед |
0,811 |
0,746 |
0,762 |
0,751 |
0,751 |
0,613 |
0,836 |
0,836 |
0,836 |
17 |
Вязкость нефти |
н, мПа*с |
0,8 |
0,695-0,819 |
|
0,855 |
|
1,19 |
0,767 |
2,88 |
2,88 |
18 |
Вязкость газа |
сп |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
19 |
Вязкость воды |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Среднее свойства флюидов |
в стандартных условиях |
|
|
|
|
|
|
| |||
20 |
Плотность нефти |
г/см3 |
0,8684 |
0,87 |
0,8691 |
0,8847 |
0,8671 |
0,894 |
0,899 |
0,899 |
0,865 |
21 |
Плотность газа |
г, г/л |
|
0,908-1,033 |
|
|
0,8548 |
0,786 |
0,8415 |
0,8268 |
0,901 |
22 |
Плотность воды |
г/см3 |
|
1,1645 |
|
|
1,1647 |
|
|
|
|
23 |
Вязкость нефти |
сп |
7,06 |
6,9 |
|
|
6,73 |
|
|
|
|
24 |
Вязкость газа |
сп |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
25 |
Вязкость воды |
сп |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
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.