Нефтегазоносность. 
Особенности разработки Узеньского месторождения

В 1997 году из месторождения Узень добыто 2 884 500 тонн нефти. Распределение отборов нефти по горизонтам следующие: (%) XIII горизонт — 27,5; XIV горизонт — 39,9; XV горизонт — 12; XVI горизонт — 10,9; XVII горизонт — 5,7; XVIII горизонт — 1,7; Хумурунский купол — 1,2; Северо-западный купол — 1,4; Парсумурунский купол — 1,6%. В течении 1980 годов интенсивно разбуривались продуктивные горизонты: Хумурунского, Северо-западного и Парсумурунского куполов. Это способствовало увеличению отборов нефти из них на 4,66 и 58% соответственно. Наибольшей добычей нефти и жидкости характеризуется XIII — XIV горизонты. Добытая нефть из них составила 64% от всей добытой нефти из месторождения. Среднесуточный дебит одной добывающей скважины на месторождении по горизонтам от 3,1 до 5,4 т / сут. по нефти, от 6,7 до 15,8 т /сут. по жидкости. XIII — XIV горизонты разделены рядами нагнетательных скважин на 64 блока самостоятельной разработки. Блоки даже в пределах одного горизонта существенно различаются между собой начальными балансовыми извлечёнными запасами коллекторов и свойствами продуктивных пластов, степенью разбуренности и поэтому добыча нефти и жидкости изменяется в широком диапазоне. Характеристика отборов нефти и жидкости по способам эксплуатации на 1.01. 2001 год: основная добыча нефти из месторождения (97%) осуществляется глубинно-насосными (ШГН) и газлифтным способом эксплуатации. Несмотря на то, что фонд газлифтных скважин составляет только 9,2% всего добывающего фонда, добыча нефти газлифтным способом составляет 16,6%, а добыча жидкости — 24% всей добычи из месторождения. Это объясняется тем, что средние дебиты нефти и жидкости по газлифтным скважинам в 3 — 3,5 раза выше, чем по скважинам, оборудованных глубинными насосами, количество которых достигает 92,7% всего добываемого фонда.

Газы узенского месторождения относятся к типу метановых, при некотором увеличении этана с глубиной. Газоносные горизонты содержат преимущественно «сухой» метановый газ с примесью азота, углекислого газа. Плотность газа невысока в пределах 0,562 — 0,622 кг / мі.

Распространение по площади пластов коллекторов определено по картам эффективных нефтенасыщенных толщин пластов, объектов разработки и горизонтов в целом.

Продуктивные отложения месторождения Узень относятся к самостоятельному классу коллекторов — коллекторам полимиктового состава, отличающимся определённым своеобразием свойств. Основным фактором, обуславливающим принадлежность данного коллектора к этому классу, является высокий процент в составе пород, неустойчивость к химическим и механическим воздействиям минералов, которые подвергаются энергетическим преобразованием.

Если в кварцевых песчаниках кварц составляет примерно 95%, то в полимиктовых коллекторах месторождения Узень содержание кварца составляет около 30%, а 70% относятся к неустойчивым минералам.

Преобразование пород, которые в основном сводятся к свинчиванию скелетной фракции, уплотнению и цементированию, приводит к образованию большого объёма микропор. В результате значение пористости для отдельных образцов достигает 30% и более. Объёмы микропор обуславливают также и высокие значения водонасыщенности при сравнительно низких значениях проницаемости (таблица 1;2).

Таблица 1 — Значения пористости, определенные по геофизическим данным

Проницаемость является основной характеристикой пластов — коллекторов месторождения Узень. Для массовых определений этого параметра на месторождении были использованы промыслово-геофизические материалы.

На основании исследований прошлых лет было установлено наличие достаточно тесных коррелятивных связей между коэффициентом проницаемости пластов по данным анализа керна и геофизическими параметрами этих пластов. Было показано, что проницаемость связана с показателями собственных потенциалов (СП) и гамма метода. Полученные значения проницаемости использовались при характеристике блоков, выделенных зон и горизонтов в целом. Для удобства дальнейшего использования сведений и механизации счётных операций все данные о проницаемости по каждой наносились на перфокарты. Затем по специально составленной программе на ЭВМ определялись статистические ряды, и показатели по каждому слою, пласту, пачке в блоке и горизонте в целом.

Таблица 2 — Результаты расчётов по блокам и горизонтам.

Средние значения проницаемости по блокам колеблются от 0,72 мкмІ (блок Ia XVI горизонта) до 0,384 мкмІ (блок Iа XVII горизонта). Колебания средних значений проницаемости характерны и для каждого горизонта.

В таблице 2 также приведены средние арифметические значения нефтенасыщенной толщины, определённые по количеству скважин. Рассмотрение этих данных указывают на то, что горизонты и блоки в горизонтах имеют различную нефтенасыщенную толщину. Наименьшей толщиной характеризуется XIII горизонт.

В строении XV горизонта отмечается определённая геологическая закономерность: наряду с чётким ритмичным строением, представленным чередованием мелкозернистых песчаников, геология алевролитов, глин, тонких пропластков известняков и мергелей, выделяются участки наиболее отсортированных средне и крупнозернистых песчаников, достигающих больших толщин 10 — 47,3 м. Эти песчаные тела прослеживаются в виде узких полос шириной 200 — 700 м. Для монолитных песчаников характерны высокие значения проницаемости (0,2 — 1,2 мкм2. и более) и слабая гидродинамическая связь с основной частью горизонта, обусловленная резким уменьшением толщин пластов коллекторов с 10 — 51 м. до 0,6 -1,5 м. и проницаемостью до 0,05 мкм. кв. Поэтому для анализа выработанности коллекторов и распределения начальных балансовых запасов весь фактический материал был впервые обработан раздельно для зон ВПЗ и НПЗ в целом для горизонта. Кроме того, новый дополнительный материал по скважинам и геологические построения позволили уточнить особенности распространения типов коллекторов по площади и положения внутреннего и внешнего контуров нефтеносности.

Продуктивный XV горизонт включает в себя комплекс отложений, относящихся к нижней части батского яруса средней юры. Общая толщина горизонта колеблется от 40 до 50 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина горизонта составляет 15 м. Как и выше залегающие горизонты, представляет собой сложный многопластовый объект разработки. Сложность обусловлена резкой изменчивостью литологических свойств пластов. XV горизонт представлен чередованием песчано-алевролитовых и глинистых отложений. В разрезе горизонта выделяются три литологические пачки А, Б и В объединяющие 8 продуктивных пластов: а1, а2, б1, б2, б3, б4, в1, в2.

На основе новых данных обработки материалов ГИС уточнены геолого-физические характеристики. Построены восемь пластовых карт эффективных нефтенасыщенных толщин с сечением изопахит через 2 м. и карта суммарных их значений для горизонта в целом с сечением через 5 м. Построенные карты позволили уточнить геологическое строение XV горизонта и продуктивных пластов в целом, выявить, подтвердить изложенные ранее, характерные основные особенности его строения.

Для XV горизонта характерна значительная расчленённость разреза, изменчивость толщин, эффективная нефтенасыщенная толщина горизонта колеблется от 1,6 до 46 м., зональность в распространении продуктивных пластов, количество которых на западе не превышает 4 — 5, количество песчаных пластов увеличивается до 8; в направлении с запада на восток пласт а2 верхней части, А (а1 — на западной половине площади отсутствует), пласты б1, б2, б3, средней пачки Б, хотя и имеют площадное распространение, однако они в разной степени осложнены многочисленными литологическими экранами.

Вниз по разрезу горизонта площадь распространения пласта б4 пачки. Б и пластов в1 и в2 нижней части В резко сокращается, их развитие тяготеет к восточной части залежи, на большей части территории они отсутствуют — замещают глинистыми породами, имеют весьма расчленённые полосообразные и линзовидные формы. Толщина рассматриваемых отдельных пластов колеблется от 0 до 11 м., в большинстве разрезов, вскрытых скважинами, они характеризуются малыми значениями (1 — 4 реже 6 м.), лишь на небольших локальных участках, вскрытых одной скважиной, представляющих местные накопления осадков, достигает до 8 — 11 м. Особенность физических свойств пластов коллекторов рассматриваемого горизонта является их изменчивость на небольших расстояниях, как по площади, так и по разрезу. Их коллекторские свойства (проницаемость) колеблются от 0,01 до 1,0 мкмІ, характеризуется большой степенью неоднородности.

Для XV горизонта среднее значение проницаемости коллекторов составляет 0,179 мкмІ, а вычисленные средние значения по блокам колеблются от 0,125 до 0,323 мкмІ. Перечисленные особенности физических параметров XV горизонта и сложный характер распространения его коллекторов были приняты при составлении проекта разработки.

Нефти месторождения Узень имеют сравнительно небольшое давление насыщения, среднюю вязкость в пластовых условиях 3−4 сПз, являются малосернистыми, смолистыми. Содержание парафина в нефти около 20%, что обуславливает очень высокую температуру застывания +30С. Нефти различных продуктивных горизонтов относительно мало отличаются друг от друга.

Температура насыщения пластовой и дегазированной нефти парафином.

Исследования температуры насыщения пластовой нефти парафином на месторождении Узень проводились с момента ввода его в разработку.

Результаты экспериментальных исследований показали, что нефти месторождения Узень в первоначальных пластовых условиях насыщены или близки к насыщению парафином. Отмечается закономерность в изменении температуры насыщения нефти парафином по площади и соответствие этой величины пластовым изотермам. По XV горизонту наблюдается температура насыщения пластовой нефти в пределах 66−70 С.

Давление насыщения нефти газом определялось по пробам пластовой нефти для каждого горизонта экспериментальным путём. Количество исследованных проб нефти из различных горизонтов не было одинаковым.

Для каждого из горизонтов после детального анализа имеющихся результатов исследования были расчитаны среднеарифметические значения давления насыщения. Скважины XV горизонта, из которых отобраны глубинные пробы нефти, расположены по структуре относительно равномерно. Кроме того, среднеарифметическое значение величины давления насыщения для этого горизонта практически совпадает с величиной, полученной на основании проведённых исследований и глубины залегания пласта, учитывая это давление насыщения по XV горизонту следует принять 9,8 Мпа.

Газосодержание пластовой нефти определялось экспериментально путём разгазирования проб пластовой нефти. Для каждого горизонта по имеющимся исследованиям были подсчитаны среднеарифметические значения газосодержания: для XV горизонта оно равно 59,9. Анализ результатов исследования показал, что газосодержание изменяется по площади: наибольшие значения газосодержания относятся к сводовой части залежи; на крыльях складки газосодержание снижается. Наиболее четко это наблюдается по XIV горизонту. Для залежей нефти остальных горизонтов также прослеживается подобный характер изменения газосодержания по площади, несмотря на то, что по этим горизонтам исследованы глубинные пробы из меньшего количества скважин, неравномерно расположенных по площади.

Объёмные коэффициенты пластовой нефти расчитывались по результатам экспериментального исследования глубинных проб нефти. Среднеарифметическое значение объёмного коэффициента XV горизонта составляет 1,21.

Среднеарифметические значения средних коэффициентов растворимости газа в нефти, вычислены для каждого горизонта, изменяются от горизонта к горизонту с определённой закономерностью: уменьшается сверху вниз от 0,68 для XIII горизонта, до 0,55 — для XVIII горизонт. Коэффициент сжимаемости пластовой нефти определяется экспериментально по большому количеству глубинных проб нефти. Вычисленные среднеарифметические значения коэффициента сжимаемости для каждого из горизонтов меняется в небольших пределах: от 12,7до .

Определение динамической вязкости пластовой нефти месторождения Узень проведено по отобранным пробам. Анализ показал что минимальные значения вязкости приурочены к сводовой части складки, а к крыльям её вязкость нефти увеличивается.

Для каждого горизонта на основании экспериментальных данных вычислены среднеарифметические значения вязкости дегазированной нефти при температурах 40, 50С и t, приведены в таблице 3.

Таблица 3.

Экспериментального определения вязкости выделившегося из нефти газа не проводилось. Поэтому проведена оценка вязкости газа по корреляционным кривым Бичера и Катца. Для всех горизонтов в поверхностных условиях вязкость газа приблизительно равна 0,01сПз, в пластовых условиях (60−70С и 120 кг/м0,02 сПз).

Как в пластовых, так и в поверхностных условиях, нефть всех горизонтов месторождения Узень является лёгкой. Среднеарифметические значения плотности нефти в пластовых и поверхностных условиях изменяются от горизонта к горизонту в небольших пределах: от 0,763 до 0,077 г/см (в пластовых условиях).

Для каждого горизонта расчитаны среднеарифметические значения плотности выделившегося газа. Они изменяются от 1,243 (XIII горизонт) до 1,049 г/л (XVII горизонт), причем наблюдается уменьшение плотности с увеличением глубины залегания горизонтов.

При изучении состава и плотности выделившегося газа для всех горизонтов было отмечено увеличение плотности газа в направлении от сводовой залежи к контурам нефтеносности. Для северо-западной части залежи XIII горизонта (так же, как и для XIV) характерно повышенное значение плотности попутного газа.

Величины начальных пластовых давлений в XIII-XVII горизонтах месторождения Узень определялись в процессе опробования и исследования пластов и скважин: в нефтяных скважинах — глубинными манометрами; в водяных скважинах — путём расчетов, по формуле учитывающей положение статического уровня и плотность воды в стволе скважины.

К сожалению, для каждого горизонта в отдельности имеется сравнительно небольшое количество замеров. Более того, величина начального пластового давления, приведённые на одну и ту же отметку в пределах одного горизонта, в зависимости от точности замеров и других условий иногда отличаются от 0,2−1,0 МПа.

Указанные обстоятельства затрудняют непосредственно определить истинное значение начального пластового давления в отдельном горизонте. Поэтому при оценке такого важного параметра целесообразно построить общую для всех горизонтов зависимость изменения давления от глубины с использованием всех имеющихся фактических данных.

С целью выявления более достоверных замеров пластовых давлений их величины были приведены к абсолютной отметке — 1140 м, почти совпадающей с отметкой ВНК большинства горизонтов. В результате установлено, что большинство значений приведённого пластового давления в нефтяных и водяных скважинах находится в диапазоне 12,4−12,8 МПа. Некоторые значения приведённых пластовых давлений в нефтяных скважинах XIII-IX горизонтов оказались несколько меньше нижнего предела указанного диапазоне. В то же время из 13 определений пластового давления в водяных скважинах, пробуренных на те же горизонты, лишь 2 были меньше 12,4 МПа.

На основании полученных данных можно предположить, что при исследовании некоторых скважин время их остановки для замера полностью восстановленного пластового давления было недостаточным. При построении зависимости изменения начального пластового давления от глубины для XII-XVII горизонтов аномально низкие и высокие значения приведённых давлений, т. е. явно ошибочные замеры, не учитывались. Были использованы только те фактические замеры пластовых давлений, приведённые величины которых находились в пределах 12,4−12,8 МПа. Значения давления для XIII-XVII горизонтов приводятся в таблице 4.

Таблица 4.