Разработка месторождения Акинген
Были пробурены две разведочные скважины 1А, 500 с целью уточнения строения и выявления новых залежей. Скважина 500 была забурена на куполе Северный Акинген с проведением в скважине полного комплекса ГИС и ВСП. Однако, при достигнутой глубине 2100 м ввиду отсутствия во вскрытом разрезе продуктивных пластов была ликвидирована по геологическим причинам. Скважина 1А была забурена для определения… Читать ещё >
Разработка месторождения Акинген (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
1. Геологическая часть
1.1 Общие сведения о месторождении Месторождение Акинген расположено в юго-восточной части Прикаспийской впадины.
Административно относится к Жылыойскому району Атырауской области и расположено в 40 км к юго-востоку от города Кульсары.
Ближайшими населенными пунктами являются нефтепромыслы Косчагыл, Кульсары и Каратон расположенные соответственно на расстоянии 35 км, 50 км к северу и 45 км к юго-западу.
Областной центр город Атырау, находится на расстоянии 315 км к северо-западу от месторождения.
Связь с населенными пунктами и нефтепромыслами осуществляется по грунтовым и асфальтированным дорогам.
В орографическом отношении площадь исследования представляет собой слабо всхолмленную равнину полупустынного типа со сглаженными формами рельефа.
Почва территории состоит, в основном, из солонцов и соров и барханных песков. Соры иногда довольно больших размеров, часто сообщаются между собой, образуя соровые впадины.
Район характеризуются резко континентальным климатом с колебаниям температуры воздуха от +40 0С (летом) до -30 0С (зимой). Среднегодовое количество осадков не превышает 200 мм.
1.2 Геологическое строение месторождения За отчетный период с 01.01.2004 г. по 01.07.2008 г. на месторождении пробурено 8 новых эксплуатационных скважин (№№ 201, 202, 203, 204, 205, 206, 207, 208) и зарезки вторых стволов в 8 скважинах (№№ 6, 17, 101, 102, 103, 105, 106, 110) и углубление в скважине № 106.
Были пробурены две разведочные скважины 1А, 500 с целью уточнения строения и выявления новых залежей. Скважина 500 была забурена на куполе Северный Акинген с проведением в скважине полного комплекса ГИС и ВСП. Однако, при достигнутой глубине 2100 м ввиду отсутствия во вскрытом разрезе продуктивных пластов была ликвидирована по геологическим причинам. Скважина 1А была забурена для определения перспективности юрского и триасового комплексов отложений. При фактической глубине 2100 м ввиду отсутствия продуктивных пластов была переведена в эксплуатационной фонд на III неокомский продуктивный горизонт.
Результаты проведенных геологоразведочных работ позволили уточнить геологическое строение продуктивных горизонтов, площадь распространения пород коллекторов, их характеристику, добывные возможности скважин.
Из общего фонда в 32 скважины эксплуатационный фонд составляет 25 скважин, из них действующий — 23 ед., в бездействии 2 ед., ликвидированный фонд составляет 7 единиц.
В разрезе региона выделяются два крупных поднятия по структурному этажу: надсолевой и подсолевой. Для надсолевого комплекса, сложенного породами мезозоя и пермотриаса присуще интенсивное проявление соленокупольности местности. Степень его изученности высока, с ним связаны все выявленные и находящиеся в разработке месторождения нефти. Подсолевой комплекс сложен породами нижней перми, карбона и девона. Изученного бурением слабее надсолевого комплекса.
Выявлены крупные поднятия в юго-восточной части Прикаспийской впадины, а также Приморское, Северо-Культукское, Южное, Чапаевского и ряд других мелких поднятий, глубина залегания подсолевых отложений 4000 — 5000 м. Необходимо отметить, что подсолевые отложения на перечисленных поднятиях сложены карбонными породами нижней перми и карбона. Пластовые давления имеют аномально-высокое значение.
1.3 Стратиграфия Пробуренными скважинами на месторождении Акинген вскрытый разрез представлен отложениями от кунгурского яруса нижней перми до четвертичных.
Кунгурский ярус. Вскрыт только одной разведочной скважиной № 1. Породы представлены ангидритами и каменной солью. Толщина отложений 694 м.
Пермотриас. Нерасчлененные отложения РТ вскрыты только разведочными скважинами 2, 3, 4, 5 и представлены переслаиванием песчаников, алевролитов, глин, реже песков. Толщина отложений от 139 до 159 м.
Юрская система представлена всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним.
Нижняя юра (J1). Отложения нижней юры представлены песками и песчаниками серыми и мелкозернистыми с небольшими прослоями песчанистых глин и гравеллитов. Вскрытая толщина от 41 м (скв. 3) до 57 м (скв. 5).
Средняя юра (J2). Отложения среднеюрского возраста представлены переслаиванием песчано-глинистых отложений. Пески и песчаники преобладают над глинами. Толщина среднеюрских отложений колеблется от 175 м (скв. 1) до 538 м (скв. 5).
Верхняя юра (J3). Литологически верхняя юра представлена в нижней части мергелем серым, очень крепким, с пропластками известняка светло-серого, а в верхней части — глинами темно-серыми и светло-зелеными. Глины слабо-алевритистые, карбонатные, плотные. Толщина верхнеюрских пород колеблется от 79 м (скв. 3) до 91 м (скв. 1А).
Меловая система — К Нижнемеловой отделК1.
Готеривский ярус — К1g. Представлен глинами серыми и зеленовато-серыми, слабоуплотненными, с прослоями песка и песчаника светло-серого, крепкого. Толщина отложений 116−145м.
Барремский ярус — К1br. Литологически представлен пестроцветными глинами с прослоями песков и песчаников. В пределах яруса выделяются три продуктивных горизонта: I, II и III неокомский. Общая толщина отложений меняется в диапазоне 287−319м.
Аптский ярус — К1а. Представлен глинами темно-серыми, плотными, жирными, встречаются прослои песчаников и песков. Здесь выявлен апт-неокомский продуктивный горизонт. Толщина отложений 60−96м.
Альбский ярус — К1al. Сложен глинами серыми и темно-серыми, плотными, с прослоями песков, песчаников, алевролитов. В разрезе выявлено два продуктивных горизонта (промежуточный, II альбский). Толщина отложений 176−212м.
Альб-сеноман (нерасчлененные) — К1+2al+s. Верхний альб и сеноман представлены чередованием глин с песчаниками и прослоями песка. В подошве отложений выявлен I альбский нефтеносный горизонт. Толщина отложений 195−243м.
Верхнемеловой отдел — К2
Турон-коньякский ярус — К2 t+k. Представлен глинистыми мергелями зеленовато-серого цвета с прослоями зеленых глин, с включениями белого мела, иногда с включением пирита. Толщина 28−41м.
Сантонский ярус — К2st. В верхней и нижней части разрез сложен темными и зеленовато-серыми мергелями, переходящими в глину. В средней части залегает пласт белого писчего мела. Толщина яруса 28−43м.
Кампанский ярус — К2сm. Представлен глинами светло зеленовато-серыми, плотными, мергелеподобными, местами песчанистыми. Мергели серовато-белые, средней крепости с примесью песчанистого материала и включениями кристалликов пирита. Толщина 73−95м.
Маастрихтский ярус — К2m. Сложен, в основном, белым писчим мелом и глинами светло-серыми, мелоподобными с обломками фауны. Толщина 103−118м.
Палеогеновая система — Р. Представлена темно-зеленовато-серыми, кирпично-красными, с зеленоватым оттенком, плотными мергелями, переходящими местами в известковистые глины. Толщина до 97 м.
Неоген — четвертичные отложения N+Q (нерасчлененные). Отложения представлены песками серовато-желтыми, разнозернистыми, загипсованными, глинами буровато-серыми, желтовато-серыми, с песчано-алевритовой примесью, сильно известковистыми с галькой и обломками фауны. Толщина до 37 м.
1.4 Тектоника Поднятие Акинген было выявлено в 1960;61гг. сейсморазведочными работами МОГТ в юго-восточной части Прикаспийской впадины. По результатам проведенной сейсмики и поисково-разведочного бурения структура Акинген ранее представлялась в виде антиклинальной складки, разделенной тектоническим нарушением F1 на два крыла: северо-западное (приподнятое) и юго-восточное (опущенное). При этом северо-западное крыло по данным пробуренных скважин 3 и 5 оказалось непродуктивным, а в пределах юго-восточного крыла выявлены еще три сброса F2, F3, f4, которые разбивают ее на пять блоков, к которым приурочены продуктивные горизонты в отложениях нижнего мела.
Были построены структурные карты по 15-ти отражающим горизонтам перми, триаса, юры и мела, в том числе и по продуктивным горизонтам. (Рисунок 1.1)
Рисунок 1.1 Структурные карты по кровле коллектора альбского горизонта по состоянию на 2001 г и 2008 г.
1.5 Нефтегазоносность На месторождении Акинген пробуренными поисково-разведочными и эксплуатационными скважинами вскрыты отложения от неоген-четвертичных до галогенных осадков кунгурского яруса.
В тектоническом отношении структура Акинген представляет собой солянокупольную структуру, свод которой четко вырисовывается по VI отражающему горизонту. Сводовая часть купола осложнена уступом амплитудой в 400 м. Соляное ядро в плане имеет форму антиклинали, вытянутой с юго-запада на северо-восток, и имеет два склона: северо-западный и юго-восточный. Наивысшая отметка кровли соли в сводовой части по данным сейсморазведки составляет — 1900 м, по данным бурения в скважине № 1 — 1715 м. По надсолевым отложениям структура Акинген сбросом амплитудой 300 м разбита на два крыла: северо-западное — приподнятое и юго-восточное — опущенное, соответствующие одноименным склонам соли. В пределах северо-западного крыла были пробурены глубокие поисковые скважины № 3 и № 5, однако они продуктивные горизонты не вскрыли. Юго-восточное крыло осложнено тектоническим нарушением F2 субширотного простирания, которое протягивается субпараллельно сбросу F1, разбито на северное и южное поля, что обусловило образование в пределах этого крыла двух тектонически-экранированных ловушек по меловым отложениям.
В результате комплексной интерпретации данных бурения и сейсмики, выделен радиальный мало амплитудный сброс с падением на юго-запад, который делит южное поле по II и III отражающим горизонтам на два блока: западный и восточный.
В пределах юго-восточного крыла пробурены поисково-разведочные скважины, которые вскрыли продуктивные горизонты в альбских, аптских и неокомских отложениях. В периферийной части юго-восточного крыла выделяется погребенное малоамплитудное тектоническое нарушение, которое экранирует антиклинальное поднятие по V горизонту.
Этот объект может представлять поисковый интерес в юрских отложениях.
Разведанные залежи нефти и газа на куполе Акинген связаны с нижнемеловыми отложениями, слагающими антиклинальную структуру на его восточном крыле.
По данным поисково-разведочного и эксплуатационного бурения на юго-восточном крыле структуры установлены 7 продуктивных горизонтов: I альб-нефтяной; промежуточный — нефтяной; II альб — нефтяной; апт-неоком — газонефтяной; I неоком — нефтяной, II неоком (I пласт — газонефтяной; II пласт — газовый, III пласт — газонефтяной); III неоком — газонефтяной.
Залежи пластовые, сводовые, с упруговодонапорным режимом, приурочены к сводовым частям мало амплитудных антиклинальных складок.
Ниже приводится строение каждого из перечисленных горизонтов.
I альбский горизонт Горизонт вскрыт 21 скважиной, продуктивен во всех четырех блоках. К горизонту приурочены нефтяные залежи, продуктивность которых доказана опробованием в 12 скважинах, где были получены притоки нефти дебитами от 1 до 33 т/с.
В I блоке горизонт вскрыт в 7 скважинах. Нефтенасыщенными по ГИС оказались скважины №№ 2, 109, 110, 112. Продуктивность блока доказана опробованием скважин №№ 2, 110. Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 671,6 м. Водонефтяной контакт для нефтяной залежи I блока принят на абсолютной глубине минус 680,9 м по скважине № 112 по подошве нефтяного пласта по материалам ГИС. Высота залежи 9,3 м, площадь нефтеносности 219 тыс. м2.
Продуктивность II блока подтвердилась опробованием 7 скважин. Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 669 м. ВНК принят на глубине минус 678,4 м по скважине № 17, 103, 108 по подошве продуктивного по ГИС и опробованного пласта-коллектора. Высота залежи 9,4 м, площадь нефтеносности 752 тыс. м2.
III блок продуктивен по каротажу и доказан опробованием в скважине № 105.
Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 674,8 м.
ВНК принят на отметке минус 680,8 м по подошве нефтяного пласта с учетом опробования. Высота залежи 5,8 м, площадь нефтеносности 53 тыс. м2.
IV блок продуктивен в скважине № 9, 101. Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 669 м. Водонефтяной контакт принят по подошве опробованного нефтяного пласта в скважине № 101 на абсолютной глубине минус 675,5 м. Площадь нефтеносности 81 тыс. м2.
Промежуточный альбский горизонт Горизонт прослеживается по всей площади, представлен 1−3 пластами, и вскрыт 21 скважинами. К горизонту приурочена нефтяная залежь, приуроченная ко II блоку. I, III, IV блоки оказались водоносными пластами.
Промышленная продуктивность горизонта доказана опробованием 5 скважин. Дебиты нефти колебались от 1,2 т/сут. (скв.108) до 20 т/сут. (скв.107).
Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 764,7 м. ВНК принят на глубине минус 772,7 м, по подошве опробованного нефтяного пласта в скв.106, 108 и с учетом верхней отметки воды в скв. № 8. Площадь нефтеносности 542 тыс. м2.
II альбский горизонт К горизонту приурочена нефтяная залежь во II блоке. Горизонт нефтенасыщен в скважинах №№ 6, 10, а в остальных замещен глинами. Опробован в двух скважинах (№№ 6, 10), в которых получен фонтанный приток нефти.
Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 872 м. Водонефтяной контакт принят по подошве нефтяного пласта в скважине № 6 на глубине минус 881,2 м. При принятом положении ВНК высота залежи составляет 9,2 м. Площадь нефтеносности 187 м2.
Апт-неокомский горизонт Прослеживается по всей площади. К горизонту приурочены газонефтяные и нефтяные залежи, которые относятся к I, II, III, IV блокам.
К I блоку приурочена газонефтяная залежь. Опробован в скважине № 2, в которой получен приток нефти дебитом 12 т/сут. и газа дебитом 14 тыс. м3/сут. при 5 мм штуцере.
Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 936 м. Газонефтяной контакт принят по подошве нефтяного пласта в скважинах №№ 2, 109, 112. ВНК принят по подошве нефтяного пласта в скважинах №№ 109,112 на абсолютной отметке минус 947 м. Высота залежи 11 м. Площадь газоносности 117 тыс. м2. Площадь нефтеносности 303 тыс. м2.
Ко II блоку приурочена газонефтяная залежь. Опробован в скважинах №№ 6, 10, где получен газ с дебитами 53,4тыс. м3/сут. и 55,6 тыс. м3/сут. соответственно.
Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 934,3 м.
Газонефтяной контакт принят по подошве продуктивного пласта в скважине № 102 на глубине минус 942,9 м. Водонефтяной контакт принят по подошве нефтяного пласта в скважинах №№ 106, 104, 10, 102 на глубине минус 950 м по материалам ГИС. Высота залежи 15,7 м. Площадь газоносности 450 тыс. м2, площадь нефтеносности 705 тыс. м2.
К III и IV блокам приурочены нефтяные залежи.
III блок нефтенасыщен в скважине № 105, ВНК принят по подошве нефтяного пласта на глубине 955,2 м по материалам ГИС. Высота залежи при принятом положении ВНК 5,2 м, площадь нефтеносности 37 тыс. м2.
IV блок нефтенасыщен в скважине № 101. ВНК принят на глубине 945,3 м по подошве нефтяного пласта по материалам ГИС. Высота залежи при принятом положении ВНК равна 10,3 м, площадь нефтеносности 152 тыс. м2.
I неокомский горизонт Горизонт вскрыт 12 пробуренными скважинами. К горизонту приурочена нефтяная залежь, получившая развитие во II блоке. Продуктивность доказана опробованием в скважинах №№ 6, 10.
Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 973,6 м. ВНК принят по ГИС и по опробованию в скважине № 6 на глубине минус 983,6 м. Высота залежи при принятом положении ВНК равна 10 м, площадь нефтеносности 556 тыс. м2.
II неокомский горизонт, I пласт К пласту приурочены нефтяная и газовая залежи, получившие развитие в I и во II блоках вскрытых 12 скважинами.
К I блоку приурочена нефтяная залежь, вскрыта 7 скважинами. Продуктивность блока доказана опробованием в скважинах №№ 2, 110. При опробовании скважин №№ 2,110 был получен фонтанный приток нефти с дебитами 47,4 т/с и 8 т/с при 5 мм штуцере соответственно.
Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 1045,6 м. Водонефтяной контакт принят на абсолютной глубине минус 1059,1 м, что соответствует подошве нефтяного пласта по материалам ГИС и опробования. Высота залежи при принятом положении ВНК 13,7 м, площадь нефтеносности 385 тыс. м2.
В I блоке к пласту приурочена газовая залежь, вскрытая 4-мя скважинами. Продуктивность доказана опробованием скважин №№ 6, 10, где были получены дебиты газа соответственно 69 тыс. м3/с и 60,5 тыс. м3/с при 6 мм штуцере.
Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 1041 м. Газоводяной контакт принят на отметке 1057,2 по подошве газоносного пласта по данным ГИС в скважине № 6. Высота залежи 16,2 м, площадь газоносности 380 тыс. м2.
II неокомский горизонт, II пласт К пласту приурочены газовые залежи. Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке: на I блоке минус 1064 м; на II блоке минус 1060 м. ГВК для I блока принят на глубине — 1082,5 м; для II блока-1079,2 м по подошве продуктивного по ГИС и опробованного пласта.
Высота залежи с учетом принятых ГВК для I блока 18,5 м; для II блока — 19,2 м. Площадь газоносности 292 тыс. м2 и 448 тыс. м2 соответственно.
II неокомский горизонт, III пласт К пласту приурочены нефтяная и газонефтяная залежи, получившие развитие в I и II блоках. К I блоку приурочена нефтяная залежь. Нефтяную часть залежи вскрыли скважины №№ 2,109,112. Продуктивность доказана опробованием скважине № 109, где была получена нефть дебитом 30,6 т/с.
Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 1078 м. Водонефтяной контакт принят на глубине минус 1088,5 м по материалам ГИС по скважине № 2. Высота залежи 10,5 м, площадь нефтеносности 227 тыс. м2.
Ко II блоку приурочена газонефтяная залежь. Наличие газовой шапки доказано опробованием скважин № 10, где был получен газ дебитом 68 тыс. м3/с.
Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 1070 м. Газонефтяной контакт принят на глубине минус 1082,5 м по материалам ГИС и опробованием скважин № 10. Высота газовой шапки 12 м. Площадь газоносности 206 тыс. м2.
Водонефтяной контакт принят на глубине минус 1086,6 м по материалам ГИС скв. 6. Высота нефтяной оторочки с учетом принятого ВНК — 4,6 м. Площадь нефтеносности 438 тыс. м2.
III неокомский горизонт К горизонту приурочены газонефтяные залежи, получившие развитие в I и II блоках.
Продуктивность I блока доказана опробованием скважин № 112, где был получен приток нефти дебитом 56,9 т/с при 5 мм штуцере.
Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 1126 м. Газонефтяной контакт принят на отметке минус 1128 м по подошве газового пласта по промыслово-геофизическим данным. Водонефтяной контакт принят на глубине минус 1137,7 м по подошве нефтяного пласта в скважине № 110 по материалам ГИС. Высота газовой шапки 2 м. Высота нефтяной оторочки с учетом принятого ВНК — 9,6 м. Площадь газоносности 41 тыс. м2, нефтеносности 251 тыс. м2.
Ко II блоку приурочена газонефтяная залежь. Наличие газовой шапки доказано опробованием скв.10, где был получен газ дебитом 70,2 тыс. м3/сут.
Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 1121 м. Газонефтяной контакт принят на глубине — 1131,6 м по материалам ГИС и опробования.
В скважине № 6 при опробовании получен дебит нефти 25,4 т/сут при 5 мм штуцере, газа дебитом 18,2 тыс. м3/сут.
ВНК принят на глубине минус 1136,2 м по подошве нефтяного пласта по материалам ГИС с учетом опробования.
Высота газовой шапки 10,6 м. Высота нефтяной оторочки 4,6 м с учетом принятых контуров. Площадь газоносности 380 тыс. м2, нефтеносности 483 тыс. м2.
1.5.1 Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных горизонтов и их неоднородности На месторождении Акинген пласты коллекторы литологически представлены высокопористыми песчаниками, алевролитами, песками и алевритами.
Песчаники серые, мелкозернистые, слабокарбонатные, слабоглинистые. Характеризуется открытой пористостью в пределах 20,9−33,8%, плотностью 2,6−2,67 г/см3, глинистостью 6,04−39,65%, карбонатностью 3,26−21,63%.
Пески и алевриты серые, мелко и крупнозернистые, слабокарбонатные, слабоглинистые. Характеризуется общей пористостью в пределах 29,5−37,4%, плотностью 2,65−2,78 г/см3, глинистостью 8,7−20,77%, карбонатностью 2,8−4,74%. Покрышками служат глины темно-серого цвета, с включением слюды, ОРО, часто беспорядочно переслаиваются с алевролитом, песчаником, в неокомских горизонтах местами карбонатные. Пористость глин изменяется в пределах 6,4−30,2%, плотность 2,6−2,69 г/см3, карбонатность 3,4−13,38%.
I альбский горизонт представлен 1−4 пластами коллекторами. Эффективная толщина колеблется от 1,8 до 15,0 м, нефтенасыщенная толщина от 2,2 до 5,0 м. Коэффициент песчанистости составляет — 0,58, коэффициент расчлененности -2,9. Проницаемость коллектора определенная по керну в среднем составляет 1,19 мкм2. Пористость по керну составляет 0,28 д. ед, по ГИС — 0,272 д.ед.
Промежуточный альбский горизонт прослеживается во всей площади. Продуктивный горизонт представлен 1−3 песчаными пластами. Общая эффективная толщина изменяется от 1,6 до 10,5 м, нефтенасыщенная толщина от 1 до 5,6 м. Коэффициент песчанистости 0,83, расчлененности — 1,86. Проницаемость коллектора определенная по керну в среднем составляет 0,421 мкм2. Пористость по керну составляет 0,35 д. ед, по ГИС — 0,28 д.ед.
Эффективная толщина II альбского горизонта колеблется от 1,2 до 6,6 м, нефтенасыщенная толщина от 4,2 до 6,6 м. Коэффициент песчанистости составляет — 0,6, коэффициент расчлененности -0,52. Проницаемость коллектора определенная по керну в среднем составляет 0,171 мкм2. Пористость по керну составляет 0,27 д. ед, по ГИС — 0,29 д.ед.
Общая эффективная толщина апт-неокомского горизонта изменяется в пределах от 3,2 до 24,2 м. Нефтенасыщенная от 1,8 до 7 м, газонасыщенная 1,4−7,2 м. Коэффициент песчанистости составляет — 0,61, расчлененность — 3. Проницаемость коллектора определенная по керну в среднем составляет 0,471 мкм2, по данным исследования скважин — 0,589 мкм2. Пористость по керну и по ГИС составляет 0,27 д.ед.
Общая эффективная толщина I неокомского горизонта изменяется в пределах от 1 до 20 м, нефтенасыщенная от 8 до 10 м. Коэффициент песчанистости составляет — 0,8, расчлененность — 1,67. Проницаемость коллектора определенная по керну в среднем составляет 1,1013 мкм2, по данным исследования скважин — 0,907 мкм2. Пористость по керну составляет 0,13 д. ед, по ГИС — 0,28 д.ед.
Эффективная толщина I пласта II неокомского горизонта изменяется от 2,2 м до 14 м. Нефтенасыщенная толщина от 2,8 до 7,2 м, газонасыщенная 38−14 м. Коэффициент песчанистости составляет от 0,65, расчлененности — 1,9. Проницаемость коллектора определенная по керну в среднем составляет 0,036 мкм2, по данным исследования скважин — 0,053 мкм2. Пористость по керну составляет 0,15 д. ед, по ГИС — 0,28 д.ед.
Ко II пласту II неокомского горизонта приурочены газовые залежи. Продуктивный горизонт представлен 1−2 песчаными пластами. Эффективная газонасыщенная толщина колеблется в пределах 1,4−8,8 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,75, расчлененность 1,6. Проницаемость коллектора определенная по керну в среднем составляет 0,066 мкм2, по данным исследования скважин — 0,061 мкм2. Пористость по керну и по ГИС составляет 0,28 д.ед.
Общая эффективная толщина III пласта II неокомского горизонта изменяется в пределах от 0.8 до 6,6 м. Нефтенасыщенная от 1 до 5 м, газонасыщенная 1,4 м. Коэффициент песчанистости составляет — 0,73, расчлененность — 1,64. Пористость по ГИС составляет 0,26 д.ед., нефтенасыщенность 0,68 д.ед.
III неокомский горизонт представлен 1−5 песчаными пластами. Общая эффективная толщина горизонта колеблется от 6 до 12 м, нефтенасыщенная толщина — от 1 до 4,6 м, газонасыщенная толщина — от 1 до 10 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,51, расчлененности 2,82. Проницаемость коллектора определенная по керну в среднем составляет 0,519 мкм2, по данным исследования скважин — 0,756 мкм2. Пористость по керну составляет 0,34 д.ед., по ГИС — 0,29 д.ед.
1.5.2 Обоснование выделения эксплуатационных объектов по геолого-физическим характеристикам пластов В разрезе месторождения выделено семь продуктивных горизонта в отложениях нижнемелового периода в ярусах alb, apt и nе.
Альбский продуктивный горизонт вскрыт на глубине 671,5 м с общей высотой залежи 205,5 м, который подразделяется на три самостоятельных нефтенасыщенных пласта с промышленными начальными запасами нефти: I-альбский — 169,8 тыс. т; промежуточный — 63,2 тыс. т; II-альбский — 35,2 тыс.т.
Аптский продуктивный горизонт вскрыт на глубине 937,2 м с общей высотой залежи 12,3 м с промышленными начальными запасами нефти — 38,7 тыс.т.
Неокомский продуктивный горизонт вскрыт на глубине 973 м с общей высотой залежи 199,3 м, который подразделяется на три самостоятельных нефтенасыщенных пласта с промышленными начальными запасами нефти:
I — неокомский — 153,7 тыс. т
II — неокомский — 80,1 тыс. т
III — неокомский — 56,5 тыс. т Краткая (сводная) таблица основных коллекторских свойств продуктивных горизонтов и основных параметров насыщающего их флюида Таблица № 1.1
Параметры | Горизонты | ||||||||
I-alb | пром. | II-alb | апт | Неокомский | |||||
I | II | III | |||||||
Нефтенасыщенная толщина, м | 3,3 | 5,4 | 3,8 | 4,4 | 3,2 | ||||
Коэффициент нефтенасыщенности, д. е | 0,70 | 0,76 | 0,60 | 0,72 | 0,61 | 0,67 | 0,66 | ||
Коэффициент пористости, д.е. | 0,27 | 0,29 | 0,27 | 0,27 | 0,26 | 0,26 | 0,25 | ||
Пластовое давление, МПа | 10,7 | 11,7 | 11,8 | ||||||
Пластовая темпиратура, 0С | |||||||||
Давление насыщения нефти газом, МПа | 6,85 | 7,2 | 3,6 | ||||||
Газосодержание, м3/т | 49,0 | 80,1 | 23,4 | ||||||
Плотность в пластовых условиях, г/см3 | нефти | 0,774 | 0,649 | 0,659 | |||||
воды | 1,061 | 1,083 | 1,092 | 1,006 | 1,109 | 1,079 | |||
Вязкость в пластовых условиях, сПз | нефти | 38,0* | ; | ; | 1,91 | 2,0 | 2,0 | 1,91 | |
воды | ; | ; | ; | 1,0 | 1,15 | 0,80 | ; | ||
* - данные определенные расчетным путом Также кроме геолого-физических параметров продуктивных горизонтов при выделении объектов разработки для дальнейшей эксплуатации месторождения учитывали текущее состояние разрабатываемых горизонтов месторождения.
На текущую дату в разработке находится I-альбский горизонт, а также согласно данных опробования и анализа промежуточный горизонт, в 2003 г в разработку подключен II альбский горизонт через скважину .№ 10, который в предыдущем проектном документе выделен как самостоятельный объект эксплуатации. За время эксплуатации из этих горизонтов на 01.01.2004 г. отобрано 144,362 тыс. т нефти и эти горизонты уже разрабатываются как один самостоятельный объект.
Учитывая текущее состояние разработки и геолого-физические характеристики продуктивных горизонтов, при выделении новых эксплуатационных объектов, целесообразно выделить нефтяные залежи альбских продуктивных пластов в один объект разработки, а продуктивные пласты апт — неокомских горизонтов в единый объект с самостоятельной сеткой скважин.
Таким образом, для дальнейшей разработки месторождения выделяем два объекта эксплуатации:
I — объект — I-альбский и промежуточный горизонты, находящиеся в разработке и II-альбский продуктивный горизонт ранее не вступавший в разработку.
II-альбский продуктивный горизонт отнесем к I объекту по следующим причинам: несовместимости флюидодинамических свойств с нижележащими горизонтами; незначительности запасов нефти; разбуренность залежи эксплуатационными действующими скважинами; идентичность коллекторских свойств с продуктивными вышезалегающими горизонтами; идентичность физико-химических свойств насыщающих коллектора флюидов с флюидами продуктивных вышезалегающих горизонтов.
II-объект — апт-неокомский, I, II (I и III пласты), III неокомские продуктивные горизонты. При этом II (I и III пласты) и III неокомские горизонты находятся в разработке.
В таблице № 1.2 приведены исходные геолого-физические характеристики по горизонтам.
Таблица № 1.2
№ | П, А Р, А М Е Т Р Ы | I объект | II объект | |
Глубина залегания в своде, м | 769,3 | 1035,3 | ||
Тип залежи | Пластовые, сводовые с упруговодонапорным режимом | |||
Тип коллектора | Т е р р и г е н н ы й | |||
Площадь нефтеносности, тыс. м2 | ||||
Общая толщина, м | 14,8 | 19,2 | ||
Эффективная толщина, м | 6,2 | 7,4 | ||
Нефтенасыщенная толщина, м | 4,23 | 5,0 | ||
Пористость, доли ед. | 0,28 | 0,3 | ||
Средняя нефтенасыщенность, доли ед. | 0,69 | 0,7 | ||
Проницаемость, мкм2 | 0,59 | 0,5 | ||
Коэффициент песчанистости, доли ед. | 0,67 | 0,7 | ||
Коэффициент расчлененности, доли ед. | 1,76 | 2,1 | ||
Пластовая температура, 0С | 42,1 | |||
Начальное пластовое давление, МПа | 8,13 | 11,1 | ||
Плотность нефти в пластовых усл-х, г/см3 | 0,7 | |||
Вязкость нефти в пластовых усл., мПа*с | 2,0 | |||
Объемный коэффициент нефти, доли ед. | 1,3 | |||
Содержание серы в нефти, % | 0,19 | 0,1 | ||
Давление насыщения нефти газом, МПа | 5,9 | |||
Газосодержание нефти, м3/т | 50,9 | |||
Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3 | 0,8750 | 0,8605 | ||
Абсолютная отметка ВНК, м | 777,6 | 1043,3 | ||
Вязкость нефти в поверхн. усл., мм2/с | 190,2 40,9 | 41,4 12,4 | ||
Плотность воды в пластовых усл., г/см3 | 1,0788 | 1,1 | ||
Вязкость воды в пластовых усл., мПа*с | 1,02 | 1,0 | ||
Начальные балансовые запасы нефти, тыс.т. в том числе по категориям: В + С1 С2 | 1099,3 ; | 1015,4 460,9 | ||
Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс.т. в том числе по категориям: В + С1 С2 | 268,2 ; | 329,0 128,1 | ||
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед. | 0,244 | 0,34 | ||
1.5.3 Свойства и состав нефти, газа и воды В процессе бурения и опробования на данном месторождении отобрано и изучено 27 проб нефти в поверхностных условиях. Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти по горизонтам приведены в таблице П. 2.7.
Нефть I альбского горизонта изучена по 14 пробам, характеризуется плотностью 0,8544 г/см3, содержание смол в ней 28,7%, парафина 0,82%, серы 0,21%.
Кинематическая вязкость нефти при 20 0С составляет 303,37 мм2/с, а при 50 0С 55,31 мм2/с. Начало кипения 225 0С. До 300 0С выкипает 16,7% светлых фракций. Нефть горизонта тяжелая, высокосмолистая, малосернистая.
Нефть промежуточного горизонта изучена по четырем пробам, характеризуется средней плотностью 0,9029 г/см3, содержание смол 26%, серы — 0,22%. Кинематическая вязкость при 20 0С составляет 230,5 мм2/с, а при 50 оС — 56,45 мм2/с. Начало кипения- 226 оС, до 300 оС выкипает 17% светлых фракций. Нефть горизонта тяжелая, смолистая, малосернистая.
Нефть II альбского горизонта изучена по двум пробам, характеризуется плотностью 0,8677 г/см3. Содержание в нефти смол составляет 7%, серы 0,14%. Кинематическая вязкость нефти при 20 оС 36,74 мм2/с, а при 50 оС 11,04 мм2/с. До 200 оС выкипает 8,8% бензиновых фракций. До 300 оС выкипает 34% светлых фракций. Нефть горизонта сравнительно легкая, масляная и относится к средним, малосмолистым, малосернистым.
Нефть апт-неокомского горизонта изучена по двум пробам нефти и имеет плотность 0,8940 г/см3. Содержание смол сернокислых составляет 18,5%, серы 0,21%. Кинематическая вязкость нефти при 20 оС 116,98 мм2/с, при 50 оС — 27,46 мм2/с. Начало кипения углеводородов 205 оС. До 300 оС выкипает 18% светлых фракций. Нефть горизонта тяжелая, смолистая, малосернистая. Содержание парафина в нефти не определялось.
Нефть I пласта II неокомского горизонта характеризуется двумя пробами и имеет плотность 0,8547 г/см3. Содержание в нефти смол составляет 12%, серы 0,11%. Кинематическая вязкость нефти при 20 оС 18,92 мм2/с, при 50 оС 6,95 мм2/с. До 200 оС выкипает 13% бензиновых фракций. До 300 оС выкипает 39% светлых фракций. Нефть горизонта маловязкая, масляная, малосмолистая, малосернистая.
Нефть II пласта II неокомского горизонта изучена одной пробой, имеет плотность 0,8536 г/см3. Содержание в нефти серы составляет 0,04%. Кинематическая вязкость нефти при 20 оС 18,23 мм2/с, при 50 оС 7,19 мм2/с. До 200 оС выкипает 15% бензиновых фракций. До 300 оС выкипает 43% светлых фракций.
Нефть III неокомского горизонта изучена по двум пробам, имеет плотность 0,8397 г/см3, содержание смол составляет 6%, серы — 0,05%. Кинематическая вязкость при 20 оС — 11,27 мм2/с, при 50 0С — 7,87 мм2/с. До 200 оС выкипает 21% бензиновых фракций. До 300 оС выкипает 48% светлых фракций. Нефть горизонта легкая, малосмолистая, малосернистая, маловязкая.
Сверху вниз по разрезу уменьшается плотность нефти, их смолистость, вязкость и содержание серны, и увеличивается содержание светлых фракций.
Изучение физико-химических свойств пластовой нефти месторождения Акинген проводилось по 3 глубинным пробам нефти, отобранным из I неокомского, II неокомского (I пласт), III неокомского горизонтов. Анализы нефти проводились в лаборатории ЦНИЛ ОАО «Казахойл-Эмба»
В I неокомском горизонте при пластовом давлении 10,7 МПа и температуре 40 оС, давление насыщения составило 6,85 МПа. Газосодержание равно 49,04 м3/т. Плотность пластовой нефти 0,7736, усадка 14,31%.
Во II неокомском горизонте (I пласт.)при пластовом давлении 11,66 МПа и температуре 42 0С, давление насыщения составило 7,2 МПа. Газосодержание равно 80,08 м3/т. Плотность пластовой нефти 0,6489, усадка 28,35%.
Во III неокомском горизонте при пластовом давлении 11,78 МПа и температуре 43оС, давление насыщения составило 3,6 МПа. Газосодержание равно 23,44 м3/т. Плотность пластовой нефти 0,659, усадка 23,52%. (таблица П. 2.5.).
В процессе опробования скважин было отобрано 8 проб свободного газа из апт-неокомского, I неокомского, II неокомского и III неокомского горизонтов, 23 пробы попутного газа из альбских горизонтов, апт-неокомского, I, II, III неокомских горизонтов и две пробы газа после однократного разгазирования из I неокомского и II неокомского горизонтов.
В целом, по месторождению газы однотипны по компонентному составу. Согласно анализам эти газы жирные, сухие, содержание метана варьирует в пределах 87,5−96,13%; этана 1,61−4,85; пропана 0,164−1,413%; азота 0,875−3,206%.
Плотность газа изменяется в пределах 0,680−0,829 г/л, а удельный вес от 0,5075 г/см3 до 0,7054 г/см3.
На площади имеется 17 проб воды. Данные о химическом составе и физических свойствах приведены в таблицах П. 2.5, П 2.8.
Наиболее изученными являются воды альб-сеноманских, апт-неокомских, неокомских и среднеюрских отложений.
Воды альб-сеноманских отложений изучены по 2 пробам, отобранным в скважинах №№ 1,2. Минерализация вод составляет 8,3−29,8 г/л, удельный вес изменяется от 1,0044 до 1,0197 т/см3.
В водах обнаружены микрокомпоненты: йод — 0,97−6,34 мг/л, бром — 9,83- 14,31 мг/л и единичные определения аммония — 5 мг/л, бария — 1 мг/л и окиси бора 12,67−26,48 мг/л. Вязкость вод 0,9 мПа/с.
Воды альбских горизонтов изучены по 3 пробам. Минерализация вод изменяется от 119,3−230,9 г/л. Удельный вес от 1,0812 до 1,1584 г/см3. Вязкость — 1−1,4 мПа/с. Содержание микрокомпонентов составило: йода — 3,81−10,37 мг/л, брома — 119,7- 234,7 мг/л.
Воды апт-неокомских отложений изучены по четырем пробам, отобранным в скважинах №№ 6,7. Общая минерализация изменялась от 135,3 до 160,9 г/л. Содержание микрокомпонентов составило: йода — 2,9−5,9 мг/л; брома — 92,5−165,7 мг/л, аммония — 10−30 мг/л.
В неокомских отложениях изучены 2 пробы воды (I, II-ne). Общая минерализация вод изменяется от 115,06 до 162,5 г/л; вязкость — 0,8−1 МПа/с. Микрокомпоненты содержатся в количестве: йода — 2,49−12,45 мг/л, брома — 75,2−137,4; окиси бора — 9,75−23,93 мг/л.
Воды среднеюрских отложений изучены по двум пробам, отобранным в скважинах №№ 4,5. Общая минерализация изменяется от 188,9 до 217,5 г/л.
Содержание микрокомпонентов составляет: йод — 2,85−18,9 мг/л; брома — 58,42−187,56 мг/л; аммония — 10 мг/л; окиси бора — 11,34 мг/л.
Воды нижнеюрских отложений изучены по одной пробе, отобранной в скважине № 4. Минерализация вод составляет 238,7 г/л, удельный вес 1,1580г/см3. Микрокомпоненты содержатся в количестве: йода — 3,5 мг/л; брома — 147,7 мг/л; аммония — 45 мг/л; окиси бора — 17,9 мг/л.
Воды пермотриасовых отложений изучены по двум пробам в скважинах №№ 3,4. Минерализация вод составляет 199,4−228,9 г/л, удельный вес 1,1337−1,1504 г/см3. Микрокомпоненты содержатся в количестве: йода — 6,97−10,3 мг/л; брома — 65,36−158,86 мг/л; окиси бора — 12,86−109,8 мг/л.
Воды кунгурских отложений нижней юры изучены по одной пробе, отобранной в скважине № 4. Минерализация вод составляет 204,6 г/л, удельный вес 1,1382 г/см3. Содержание микрокомпонентов составило; йода — 4,65 мг/л; брома — 126,5 мг/л; окиси бора — 18,71 мг/л.
Рассматриваемые воды однотипны по своему составу. Все они соленые, жесткие, III класса по классификации Пальмера. По классификации Сулина хлоркальциевого типа, хлоридной группы, натриевой подгруппы.
1.6 Запасы нефти и растворенного газа Впервые запасы нефти и растворенного газа подсчитаны в 1983 г. ЦНИЛом ПОЭН по I и II альбским горизонтам и утверждены ЦКЗ МНП по категории С1 в количестве: 1832 тыс.т. балансовых, 183 тыс.т. извлекаемых по нефти; растворенного газа — 84,8 млн. м3 балансовых и 8,5 млн. м3 извлекаемых. Запасы свободного газа подсчитанные по I и II пластам II неокомского горизонта составляли 486,9 млн. м3 балансовых и 8,5 млн. м3. Запасы по III-неокомскому горизонту не утверждены, как не представляющие промышленной ценности.
Месторождение разрабатывается с 1992 года. На данном этапе разработка ведется согласно «Технологической схемы разработки месторождения Акинген», составленной ЦНИЛом «Тенгизмунайгаз» в 1994 г.
В связи с вводом в разработку неокомского горизонта в скважине № 109 заседанием ГХК «Мунайгаз» в 1998 году приращены начальные запасы по месторождению Акинген на 22,0 тыс.т. (утроенная годовая добыча скв. № 109) и регистрированы запасы балансовые 1854 тыс.т., извлекаемые 205 тыс.т.
В течение 1994;2003 г. г. на месторождении пробурены и введены в эксплуатацию 12 эксплуатационных скважин. По результатам бурения новых скважин составлен «Подсчет запасов нефти и газа по месторождению Акинген» по состоянию изученности на 01.10.2001 г.
Дополнительная информация по вновь пробуренным скважинам позволила уточнить геологическую модель залежи, уточнить параметры и характеристики флюидов.
При бурении эксплуатационных скважин были вскрыты ранее не выявленные промежуточный альбский, апт-неокомский, I неокомские горизонты, а также горизонты (IIнеоком I и III пласты; III-неоком) запасы нефти по которым ранее не были утверждены.
Посчитанные запасы нефти и газа утвержденые заседанием Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых г. Кокшетау (протокол № 152−02-У от 22 апреля 2002 г.) составили в количестве 2114,6 тыс.т. балансовых, 597,2 тыс.т. извлекаемых по категории С1; по категории С2 — 460,9 тыс.т./ 128,1 тыс.т. Запасы свободного газа составили 340,1 млн. м3. Утвержденный КИН по месторождению составляет 0,28.
Запасы нефти по категории С1 увеличились от запасов утвержденнего ЦКЗ МНП: балансовые на 282,6 тыс.т.; извлекаемые 414,2 тыс.т. Увеличение запасов нефти произошли за счет ранее не учтенных новых продуктивных горизонтов. Утвержденные начальные запасы и остаточные запасы нефти., запасы растворенного газа в нефти и запасы свободного газа на дату 01.01.2004 г. приведены в таблицах №№ 1.3−1.4.
Таблица 1.3. Сводная таблица подсчета запасов нефти и растворенного газа в нефти утвержденные в ГКЗ РК от 22.04.2002 г.
Объект | Горизонт | Блок | Категория | Площадь, т. м2 | Ср. нефтенасыщенная толшина, м | Объем нефтеносных пород, т. м3 | Коэфф.открытой пористости, д.ед. | Коэф.нефтенас.д.ед | Коэф.учитыв. усадку | Плотность нефти, г/см3 | Балансовые запасы нефти, тыс.т. | Коэффициент извлечения нефти, д.ед. | Извлекаемые запасы нефти, тыс.т. | Газосодержание, м3/т | Балансовые запасы растворенного газа, млн. м3 | Извлекаемые запасы растворенного газа, млн. м3 | Накопленная добыча нефти на 01.01.2004 г. тыс. т | |
I | I-альб. | I, II, III, IV | C1 | 2,9 | 0,32 | 0,72 | 0,99 | 0,9036 | 695,8 | 0,244 | 169,8 | 27,7 | 19,3 | 4,7 | ||||
Промежут. | II | C1 | 2,2 | 0,31 | 0,77 | 0,99 | 0,9033 | 259,1 | 0,244 | 63,2 | 10,4 | 2,5 | ||||||
II-альб. | II | C1 | 4,6 | 860,2 | 0,31 | 0,63 | 0,99 | 0,8677 | 144,3 | 0,244 | 35,2 | 74,9 | 10,8 | 2,6 | ||||
I объекту: | C1 | 1099,3 | 268,2 | 40,4 | 9,9 | 144,4 | ||||||||||||
апт-ne | I, II, III, IV | C1 | 3,2 | 968,5 | 0,29 | 0,72 | 0,769 | 0,894 | 139,1 | 0,278 | 38,7 | 10,4 | 2,9 | |||||
C2 | 3,6 | 0,29 | 0,72 | 0,769 | 0,894 | 460,9 | 0,278 | 128,1 | 34,5 | 9,5 | ||||||||
I ne | II | C1 | 6,1 | 0,29 | 0,63 | 0,857 | 0,8546 | 452,2 | 0,34 | 153,8 | 22,2 | 7,5 | ||||||
II | II ne I пл. | I | C1 | 2,7 | 0,28 | 0,69 | 0,717 | 0,8546 | 122,6 | 0,34 | 41,7 | 80,08 | 9,8 | 3,3 | ||||
II ne III пл. | I, II | C1 | 1,6 | 0,28 | 0,64 | 0,717 | 0,8546 | 119,4 | 0,34 | 38,4 | 80,08 | 9,6 | 3,1 | |||||
III ne. | С1 | 2,1 | 0,28 | 0,66 | 0,765 | 0,8424 | 182,1 | 0,34 | 56,5 | 23,44 | 4,3 | 1,3 | ||||||
II объекту: | С1 | 1015,4 | 329,0 | 56,2 | 18,2 | 84,2 | ||||||||||||
С2 | 460,9 | 128,1 | 34,5 | 9,5 | ||||||||||||||
По месторождению: | С1 | 2114,6 | 597,2 | 96,7 | 28,0 | 228,6 | ||||||||||||
C2 | 460,9 | 128,1 | 34,5 | |||||||||||||||
Таблица 1.4. Таблица запасов свободного газа
Объект | Горизонт | Блок | Категория | Площадь газоносности, тыс. м2 | Ср. взвешен. газо-насыщенная толшина, м | Объем газо-насыщенных пород, т. м3 | Коэффициент открытой пористости, д.ед. | Коэффициент газо-насыщенности.д.ед | Начальное пластовое давление, атм | Поправка на температуру | Поправка на олтклонение от закона Бойля Мариотта. | Начальные балансовые запасы газа, млн. м3 | |
II | апт-неоком | I, II | C1 | 3,6 | 2051,7 | 0,3 | 0,8 | 103,5 | 0,9243 | 1,1494 | 54,20 | ||
II неоком, I пласт | II | C1 | 7,2 | 5634,8 | 0,29 | 0,71 | 116,03 | 0,9321 | 1,1834 | 148,50 | |||
II неоком, II пласт | I, II | C1 | 4,3 | 0,29 | 0,7 | 118,2 | 0,9272 | 1,1905 | 62,70 | ||||
II неоком, III пласт | II | C1 | 1,8 | 0,29 | 0,6 | 118,2 | 0,9272 | 1,1905 | 8,60 | ||||
III неоком | I, II | C1 | 4,7 | 0,29 | 0,8 | 127,1 | 0,9266 | 1,2121 | 66,10 | ||||
Итого по месторождению: | С1 | 340,10 | |||||||||||
1.6.1 Анализ выработки запасов из пласта За все время разработки на месторождении не проведены соответствующие исследования методами промысловой геофизики по контролю за разработкой (потокометрия, термометрия и др.) для определения степени охвата пластов вытеснением, доли участия пластов в разработке, продвижения ВНК.
Начальные запасы нефти в целом по месторождению составляют: балансовых — тыс. т и извлекаемыхтыс. т (по категории С1).
С начала разработки на 01.01.2004 г. добыча нефти составила 228,57 тыс.т. Выработка от утвержденных запасов составила 38,27%, против проектной 96,88%.
Темп отбора от начальных извлекаемых запасов составляет по месторождению 7,35%, от текущих извлекаемых запасов 10,65%.
КИН по месторождению составляет 0,108 доли ед. против проектного 0,097.
На дату составления отчета на месторождении в разработке находятся I альбский, II альбский и промежуточный горизонты, а также II неокомский (III пласт) и III неокомский горизонты.
Наибольший темп отбора от НИЗ (10,25%) достигнут по II объекту, по I объекту темп отбора от НИЗ составляет (3,8%) (таблица 1.5).
За время разработки КИН по месторождению увеличился на 97%, наибольшее значение КИН 13,1% достигнуто по I объекту, наименьшее 8,3% по II объекту. Низкие значения КИН по II объекту объясняются с поздним подключением объекта в разработку и с незначительным количеством работающих скважин (4 скважины).
Таким образом, из выше приведенных данных видно, что наибольшая выработка и наибольшее КИН достигнуто по I объекту, где фактический фонд превышает проектное количество.
Таблица № 1.5. Темпы выработки запасов нефти по месторождению Аккинген
п/п | П о к, а з, а т е л и | Един. изм. | Объекты | По месторождению | ||
I | II (неокомск.) | |||||
1. | Темп отбора от начальных извлекаемых запасов | % | 3,80 | 10,25 | 7,35 | |
2. | Текущий темп отбора | % | 7,61 | 13,78 | 10,65 | |
3. | Выработанность | % | 53,83 | 25,60 | 38,27 | |
4. | Начальные балансовые запасы | тыс. т | 1099,3 | 1015,4 | 2114,7 | |
5. | Начальные извлекаемые запасы | тыс. т | 268,2 | 597,2 | ||
6. | Остаточные извлекаемые запасы | тыс. т | 123,8 | 244,8 | 368,6 | |
2. Технико-технологическая и специальная часть
2.1 История проектирования и разработки месторождения Утвержденным вариантом разработки «Технологической схеме разработки месторождения Акинген» предлагалось пробурить 8 добывающих. Из этого числа 4 скважины планировалось пробурить в 2004 г. и по 2 добывающие скважины в 2005 и в 2006 г. Все скважины предлагалось пробурить на III неокомский горизонт. С целью перевода запасов нефти категории С2 в категорию С1 предлагалось пробурить 2 оценочных скважин на IV блоке. Фактически за отчетный период на II объекте пробурено 8 скважин. Скважины согласно проектному документу пробурены на III неокомский горизонт. Из них в 2004 г. было пробурено четыре добывающих скважин, в 2005 г пробурены три добывающие скважины, в 2006 г пробурена одна добывающая скважина. В 2007 г. были пробурены две разведочные скважины №№ 1а, 500 согласно «Проекту поискового бурения». Скважина № 1а (III неокомский горизонт) переведена в эксплуатационный фонд II объекта (III неокомский горизонт). Скважина № 500 ликвидирована, в связи с отсутствием продуктивных горизонтов в разрезе скважины.
2.2 Состояние разработки Месторождение Акинген введено в разработку в 1992 году на основании проекта пробной эксплуатации, выполненной ЦНИЛом ПОЭН (г. Гурьев, 1985г), 4 (№№ 6,8,9,10) скважинами, работающими на I альбском горизонте.
На месторождении на 01.01.2004 г. пробуренный фонд скважин составил 24 ед. Из них 6 скважин (№ 1, 3, 4, 5, 7, 11) ликвидированы по геологическим причинам.
Эксплуатационный фонд составляет 18 скважин, действующий фонд-17скважин №№ 2, 6, 8, 9, 10, 17, 101, 102, 103, 104, 105, 106, 107, 108, 109, 112, 113. Скважины №№ 2, 112, 113 эксплуатируются фонтанным способом. Одна скважина № 110 в бездействии. Применяются станки — качалки типа СК-3, СКД-6, ПШГНТ-4. Для подъема жидкости используются насосы типа НГН диаметрами 43 мм. Диаметр эксплуатационный колонны 146 мм. (Таблица 2.1)
Дебит на одну добывающую скважину на 01.01.2004 г. составляет в среднем 7,4 т/сут. нефти и 26,3 т/сут. жидкости, при проектных значениях 1,7 т/сут. по нефти и 24,3 т/сут. по жидкости.
При этом среднесуточные дебиты глубинно-насосных скважин изменяются от 0,35 т/сут. (скв.№ 108) до 18,5 т/сут. (скв.№ 10) по нефти и в среднем составляет 2,96 т/сут., по жидкости от 9,3 м3/сут. (скв.№ 103) до 39,1 м3/сут. (скв.№ 8). По фонтанным скважинам №№ 2,112 и 113 дебиты составили соответственно 28, 35 и 35 т/сут. по нефти, а по жидкости — 83,5, 47,4 и 47,4 м3/сут. по жидкости.
Обводненность продукции по скважинам изменяется от 3% (скв.№ 10) до 96% (скв. №№ 17, 108) и по месторождению составляет 71,9%.
Из динамики изменения дебитов нефти по годам видно, что с 1994 г по 1997 г отмечается незначительное падение дебитов. С 1998 г. дебит нефти снижается и держится на этом уровне до 2001 г.
Фактические дебиты нефти и жидкости выше в 1,5−2 раза проектных значений.
Ниже приводится характеристика эксплуатационного фонда.
При этом необходимо отметить, что в разработке находятся I альбский и промежуточный горизонты, а также II неокомский (IIIпл.) + III неокомский. II альбский горизонт вступил в разработку в 2003 г.
При анализе и сопоставлении проектных и фактических показателей по I объекту, фактические показатели даны с учетом промежуточного и II альбского горизонтов, а проектные данные приводятся по I объекту (I альбский), а также отдельно рассмотрены показатели неокомских горизонтов, разработка которых в технологической схеме не предусматривалась.
Ниже дается характеристика фактических показателей, по разрабатываемым объектам.
I объект (I альбский, промежуточный, II альбский). Объект с 1992 г по 1994 г находился в пробной эксплуатации. Согласно проекта (1994г) фонд добывающих скважин предусматривался в количестве 7 ед., фактический фонд составил 14 скважин. Из них на I альбском горизонте работает 10 скважин, а на промежуточном горизонте 3 скважины, на II альбском одна скважина. При этом необходимо отметить, что разработка промежуточного горизонта в технологической схеме не предусматривалась, так как она выявлена позже. На 01.01.2004 г. всего на объекте пробурено 21 скважина. Из них 6 скважин ликвидированы, в добывающем фонде числится 14 скважин, в том числе действующий фонд составляет 13 скважин (№№ 6, 8, 9, 10, 17, 101, 102, 103, 104, 105, 106, 107, 108). Все скважины работают механизированным способом. Одна скважина № 110 в бездействии. Среднесуточный дебит одной скважины составил по нефти 2,1 т/сут., по жидкости 17,1 т/сут., против проектных 2,3 т/сут. и 25,3 т/сут. соответственно. Фактический максимальный дебит нефти (7,8 т/сут.) достигнут в 1993 г, хотя по проекту пробной эксплуатации в этот год дебит должен был составить 25,0 т/сут. С 1994 г наблюдается резкое снижение фактических дебитов нефти и жидкости. Кроме того, они ниже проектных значений до 2002 г, а в 2002 году дебит нефти составил 2,9 т/сут., при проектном 2,3 т/сут.
II неокомский (IIIпл.) + III неокомский горизонты. Хотя в технологической схеме данные горизонты не рассматривались, фактически они введены в разработку в 1997 г. с одной скважиной (№ 109) на II неокомском горизонте. В мае 2002 году скважина № 112 вступила в эксплуатацию в 2001 году на III неокомском горизонте ранее работавшая на I альбском горизонте. После зарезки второго ствола вступила в эксплуатацию скважина № 2 на II неокомском горизонте. В мае 2003 г в эксплуатацию вступила скважина № 113 фонтанным способом после бурения. На 01.01.2004 г. добывающий фонд составляет 4 скважины (№№ 2, 109, 112, 113). Из них три скважины №№ 2,112,113 эксплуатируются фонтанным способом.
Среднесуточный дебит составил 24,1 т/сут. по нефти и 51,9 т/сут. по жидкости. Вода в продукции скважины появилась в 2000 году. Обводненность продукции скважин составила 53,6%. В ходе разработки среднесуточный дебит изменялся в пределах от 10,2 т/сут. до 24,1 т/сут. по нефти и от 10,3 т/сут. до 51,9 т/сут. по жидкости.
Промышленная разработка месторождения начата в 1995 году согласно «Технологической схеме разработки месторождения Акинген» составленной ЦНИЛ АО «Тенизмунайгаз» в 1994 году. По этой технологической схеме к реализации принят первый вариант разработки месторождения на естественном режиме без поддержания пластового давления и максимальным темпом отбора 15,6% от НИЗ, что составит 28,5 тыс.т.